Prospecto Definitivo de Distribuição Pública de Certificados de Recebíveis Imobiliários de Emissão da

A data deste Prospecto Definitivo é de 26 de outubro de 2005

Lastreados em Créditos Imobiliários decorrentes do Contrato de Locação de Unidades sob Encomenda e devidos por

No montante de

R$ 200.000.000

Classificação de Risco da Emissão

Moody's America Latina Ltda.Aaa.br

Fitch RatingsAAA (bra)

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASAvenida República do Chile, 65, 23º andar

20031-912 - Rio de Janeiro - RJCNPJ nº 33.000.167/0001-01 - Companhia Aberta

Coordenador

Código ISIN nº BRRBRACRIOP1

RIO BRAVO SECURITIZADORA S.A.Avenida Chedid Jaffet, 222, Bloco B, 3º andar

04551-065 - São Paulo - SPCNPJ nº 02.773.542/0001-22 - Companhia Aberta

Emissão de 665 certificados de recebíveis imobiliários (os “ ”), nominativos-escriturais, para distribuição pública, em

série única, relativa à 31ª série da 1ª emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários da Rio Bravo Securitizadora S.A.

(a “ a” ou a “ ”) com valor nominal unitário de R$ 300.751,88 na data de 5 de agosto de 2005 (a “

”), perfazendo o valor total de emissão de R$ 200.000.000,20, conforme deliberado na Assembléia Geral Extraordinária

da Emissora, realizada em 9 de agosto de 2005, cuja ata foi publicada no jornal “DCI - Diário do Comércio Indústria & Serviços” e

“Diário Oficial do Estado de São Paulo”em 2 de setembro de 2005. Os CRI terão prazo de 10 anos, vencendo em 5 de agosto de 2015,

prazo de carência de dois anos e previsão de pagamento de juros anualmente a partir de 5 de agosto de 2008, juntamente com a

amortização do principal. A remuneração dos CRI será de 8,45% ao ano, incidentes sobre o valor nominal não amortizado dos CRI,

atualizado monetariamente. Os CRI terão como lastro os créditos imobiliários advindos de Contrato de Locação de Unidades sob

Encomenda (o “ ”), celebrado em 22 de agosto de 2005 entre Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras

(a “ ”) e Rio Bravo Investimentos S.A. DTVM, atuando exclusivamente na qualidade de instituição administradora do

Fundo de Investimento Imobiliários RB Logística (o “ ”). Os CRI serão admitidos à negociação, sob o código RBRA-C31, no

BovespaFix, operacionalizado pela Bolsa de Valores de São Paulo – Bovespa.

A Oferta foi registrada na Comissão de Valores Mobiliários - CVM sob nº CVM/SRE/CRI/2005/26, de forma provisória

em 24 de agosto de 2005 e, de forma definitiva, em 26 de outubro de 2005.

“A presente oferta pública foi elaborada de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID

para as Ofertas Públicas de Títulos e Valores Mobiliários, registrado no 5º Ofício de Registro de Títulos e

Documentos do Estado do Rio de Janeiro sob o nº 497585, atendendo aos padrões mínimos de informação contidos

no mesmo, não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelas referidas informações, pela qualidade do

emissor/ofertante, das instituições participantes e dos títulos e valores mobiliários objeto da oferta”.

CRI

Securitizador Emissora Data de

Emissão

Contrato de Locação

Petrobras

FII

“O registro da presente distribuição não implica, por parte da CVM, garantia da veracidade das informações prestadas ou em julgamento

sobre a qualidade da Emissora ou da Petrobras, bem como sobre os CRI a serem distribuídos”.

Os investidores devem ler a Seção “Introdução - Fatores de Risco” nas páginas 73 a 82 deste Prospecto para conhecer riscos a serem

consideradosantesdeinvestirnosCRI.

ÍNDICE 1. INTRODUÇÃO • Definições, Termos Técnicos, Abreviações e Tabela de Conversão...................................................... 5 • Informações Relativas à Oferta ........................................................................................................... 16 • Documentos do Projeto ....................................................................................................................... 40 • Identificação de Administradores, Consultores e Auditores............................................................... 51 • Informações Cadastrais da Emissora .................................................................................................. 54 • Sumário da Emissora e da Petrobras................................................................................................... 55 • Resumo das Demonstrações Financeiras da Emissora e da Petrobras ............................................... 64 • Considerações sobre Estimativas e Projeções...................................................................................... 71 • Fatores de Risco .................................................................................................................................. 73 • Classificação de Risco.......................................................................................................................... 83 • Destinação dos Recursos ..................................................................................................................... 86 2. INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA • Atividades da Emissora ....................................................................................................................... 89 • Visão Geral do Setor de Securitização Imobiliária ............................................................................. 92 • Capitalização da Emissora................................................................................................................... 97 • Informações Financeiras Selecionadas da Emissora ........................................................................... 98 • Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira

e o Resultado Operacional da Emissora......................................................................................................... 100 • Administração da Emissora............................................................................................................... 103 • Descrição do Capital Social e Principais Acionistas da Emissora..................................................... 107 • Informações sobre os Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Emissora.................................. 108 • Operações da Emissora com Partes Relacionadas ............................................................................ 116 3. INFORMAÇÕES SOBRE A PETROBRAS • Atividades da Petrobras..................................................................................................................... 119 • Visão Geral do Setor de Petróleo e Gás no Brasil ............................................................................. 190 • Capitalização da Petrobras ................................................................................................................ 199 • Informações Financeiras Selecionadas da Petrobras......................................................................... 200 • Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o

Resultado Operacional da Petrobras.................................................................................................................. 204 • Administração da Petrobras .............................................................................................................. 244 • Descrição do Capital Social e Principais Acionistas da Petrobras .................................................... 252 • Operações da Petrobras com Partes Relacionadas............................................................................ 253 4. ANEXOS • Ata de Assembléia Geral Extraordinária da Emissora de 09.08.2005 (inclui Estatuto Social) ......... 257 • Informações Anuais relativas ao exercício social encerrado em 31.12.2004 da Emissora ................ 283 • Súmulas de Classificação de Risco .................................................................................................... 339 • Termo de Securitização (*) ................................................................................................................ 357 • Contrato de Cessão de Créditos (**) ................................................................................................. 399 • Contrato de Locação (***) ................................................................................................................ 417 • Demonstrações Financeiras da Emissora relativas ao exercício social encerrado em 31.12.2004

e pareceres dos auditores independentes (contendo a informações de 31.12.2003 e 31.12.2002)...... 447 • Formulário de Informações Trimestrais da Emissora relativas ao trimestre encerrado em 30.06.2005 ...... 467 (*) Celebrado em 22 de agosto de 2005 e aditado em 29 de setembro de 2005.

(**) Em virtude do volume, os Anexos 2 e 3 do Contrato de Cessão não foram anexados a este Prospecto, tendo sido, todavia,

apresentados à Comissão de Valores Mobiliários em 29.08.2005, estando à disposição dos interessados nos endereços do Coordenador e da

Emissora indicados na Seção “Introdução − Identificação de Administradores, Consultores e Auditores” deste Prospecto.

(***) Celebrado em 22 de agosto de 2005 e aditado em 29 de setembro de 2005. Em virtude do volume, os Anexos 2, 3 e 4 do Contrato de

Locação não foram anexados a este Prospecto, tendo sido, todavia, apresentados à Comissão de Valores Mobiliários em 29.08.2005,

estando à disposição dos interessados nos endereços do Coordenador e da Emissora indicados na Seção “Introdução − Identificação de

Administradores, Consultores e Auditores” deste Prospecto.

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

1. INTRODUÇÃO

• Definições, Termos Técnicos, Abreviações e Tabela de Conversão • Informações Relativas à Oferta • Documentos do Projeto • Identificação de Administradores, Consultores e Auditores • Informações Cadastrais da Emissora • Sumário da Emissora e da Petrobras • Resumo das Demonstrações Financeiras da Emissora e da Petrobras • Considerações sobre Estimativas e Projeções • Fatores de Risco • Classificação de Risco • Destinação dos Recursos

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(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

DEFINIÇÕES, TERMOS TÉCNICOS, ABREVIAÇÕES E TABELA DE CONVERSÃO Definições Para fins do presente Prospecto, as definições a seguir indicadas terão o significado a elas atribuído, salvo referência diversa neste Prospecto.

Ações ON / Ações PN Ações ordinárias e ações preferenciais, respectivamente.

Acordo de Quotistas Acordo de Quotistas celebrado em 22 de agosto de 2005 entre a Petrobras e o Agente Fiduciário, na qualidade de únicos Quotistas do FII.

ADR American Depositary Receipts, certificados representativos de Ações ON ou Ações PN de emissão da Petrobras negociáveis nos Estados Unidos da América. Cada ADR representa, conforme o caso, 4 Ações ON ou 4 Ações PN.

Agente Fiduciário Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários.

ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento.

ANDIMA Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro.

ANP Agência Nacional do Petróleo.

Anúncio de Início Anúncio de Início da Distribuição Pública dos CRI.

Aprovações Governamentais

Toda e qualquer autorização, aprovação, registro, licença, permissão ou isenção, por parte de qualquer órgão da administração pública direta ou indireta, Federal, Estadual, Municipal, ou qualquer entidade exercendo função regulatória, administrativa, judicial ou legislativa.

Áreas do Projeto Áreas situadas em Imbetiba e Imboassica, na Cidade de Macaé, Estado do Rio de Janeiro, cujos direitos de superfície foram concedidos pela Petrobras ao FII nos termos das Escrituras, para a construção das Unidades.

ATS Adicional de Tempo de Serviço.

Banco Liquidante Banco Itaú S.A.

BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES.

BNDESPAR BNDES Participações S.A.

BOC Braspetro Oil Company.

BOVESPA Bolsa de Valores de São Paulo.

BOVESPA FIX Sistema de negociação de títulos de renda fixa da Bovespa.

BR Petrobras Distribuidora S.A.

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Brasil ou País República Federativa do Brasil.

CBLC Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia.

CDI Certificado de Depósito Interfinanceiro.

CENPES Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello, o Centro de Pesquisas da Petrobras.

CETIP Câmara de Custódia e Liquidação.

CIDE Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico.

CMN Conselho Monetário Nacional.

CNI Confederação Nacional da Indústria.

CNP Conselho Nacional de Petróleo.

Código Civil Lei nº 10.406, de 20 de janeiro de 2002, conforme alterado.

COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social.

CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente.

Condições Suspensivas São as seguintes condições previstas no Contrato de Locação: (a) obtenção dos alvarás de construção das Unidades; (b) obtenção das autorizações necessárias para a remoção de árvores; (c) obtenção da autorização da Agência Nacional de Vigilância Sanitária - Anvisa para a instalação de posto médico nas Unidades; (d) realização satisfatória da vistoria prévia do Corpo de Bombeiros; (e) assinatura do Termo de Recebimento Definitivo, conforme definido no Contrato de Construção e Montagem; e (f) obtenção dos autos de conclusão das Unidades (“Habite-se”).

Construtora Hochtief do Brasil S.A.

Contrato de Cessão de Créditos

Contrato de Cessão de Créditos celebrado em 22 de agosto de 2005 entre a Emissora, a Petrobras e o FII.

Contrato de Colocação Instrumento Particular de Contrato de Coordenação, Distribuição e Colocação Pública de Certificados de Recebíveis Imobiliários, em Regime de Garantia Firme, da Trigésima Primeira Série da Primeira Emissão da Rio Bravo Securitizadora S.A. celebrado em 22 de agosto de 2005 entre a Emissora, o Coordenador e a Petrobras.

Contrato de Gerenciamento da Construção

Contrato de Gerenciamento de Construção celebrado em 22 de agosto de 2005 entre a Petrobras e o FII.

Contrato de Locação Contrato de Locação de Unidades sob Encomenda celebrado em 22 de agosto de 2005 entre a Petrobras e o FII, conforme aditado em 29 de setembro de 2005.

Contratos da Construção Contrato de Construção Civil e de Montagem nº 824.2.001-05 celebrado em 05 de agosto de 2005 entre a Petrobras e a Construtora e os demais contratos constantes ou futuramente incorporados ao Anexo 3 do Contrato de Locação.

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Contratos de Construção Civil e Montagem

Contrato de Construção Civil e de Montagem nº 824.2.001-05 celebrado em 05 de agosto de 2005, entre a Petrobras e a Construtora.

Coordenador ou Banco Santander

Banco Santander Brasil S.A.

COPOM Comitê de Política Monetária do Banco Central do Brasil.

CPI U S. Consumer Price Index.

CPMF Contribuição Provisória sobre Movimentação Financeira.

CPV Custo dos Produtos Vendidos.

Créditos Imobiliários Créditos imobiliários que lastreiam os CRI oriundos do Contrato de Locação e do Contrato de Cessão de Créditos e decorrentes: (a) do pagamento da Parcela B do Valor Locatício; e (b) dos direitos do FII ao recebimento de multas, indenizações, prêmios e penalidades na forma das Cláusulas 3.04, 4.07, 11 e 14 do Contrato de Locação, os quais, por força do Contrato de Cessão de Créditos, serão exercidos diretamente pela Securitizadora.

CRI Os Certificados de Recebíveis Imobiliários da Emissão.

CRI em Circulação Todos os CRI subscritos, excluídos aqueles mantidos em tesouraria pela Securitizadora e os de titularidade de (a) controladas da Securitizadora ou da Petrobras; (b) coligadas da Securitizadora ou da Petrobras; (c) controladoras da Securitizadora ou da Petrobras (ou grupo de controle da Securitizadora ou da Petrobras ou controladas); (d) administradores da Securitizadora, da Petrobras ou das respectivas controladas ou controladoras; (e) funcionários da Securitizadora ou da Petrobras ou das respectivas controladas ou controladoras; e (f) parentes de segundo grau das pessoas mencionadas nos itens (d) e (e) acima.

CSLL Contribuição Social sobre o Lucro Líquido.

CTM Conferência de Tecnologia Marítima.

CVM Comissão de Valores Mobiliários.

Data de Emissão 5 de agosto de 2005.

Data de Pagamento do Aluguel

São as datas em que a Petrobras realizará o pagamento do Valor Locatício, definidas no Anexo 5 do Contrato de Locação.

Data-Limite para Entrega das Unidades

3 de agosto de 2007.

D&M DeGolyer and MacNaughton.

Dia Útil Qualquer dia em que haja expediente bancário na cidade do Rio de Janeiro.

Documentos do Projeto As Escrituras, o Regulamento, o Acordo de Quotistas, o Contrato de Locação, o Contrato de Cessão de Créditos, o Termo de Securitização, os Contratos da Construção, o Instrumento Particular de Cessão e o Contrato de Gerenciamento de Construção.

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Dólar, dólar norte-americano ou US$

Moeda corrente nos Estados Unidos da América.

Downstream (REFAP) Downstream Participações S.A.

Emissão A presente 31a série da 1ª emissão de certificados de recebíveis imobiliários da Emissora.

Emissora ou Securitizadora

Rio Bravo Securitizadora S.A.

Empresa de Auditoria Auditores independentes da Securitizadora, atualmente a PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes.

Escrituras Escrituras Públicas de Concessão de Direito Real de Superfície celebradas em 22 de agosto de 2005 entre a Petrobras e o FII.

FGV Fundação Getúlio Vargas.

FII Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística, administrado pela Rio Bravo Investimentos S.A. DTVM ou qualquer outra entidade que venha a substituí-la na qualidade de administradora do FII.

FPSO Floating Production Storage and Off-Loading Unit ou Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência de Petróleo.

FUP Frete para Uniformização de Preços.

FUPA Frete para Uniformização de Preços de Álcool.

Gaspetro Petrobras Gás S.A.

GMAC - RFC General Matters Acceptance Co.

Governo Federal Governo da República Federativa do Brasil.

Grupo Rio Bravo Grupo empresarial controlador da Emissora.

GTB Gás Transboliviano S.A.

IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis.

IBRACON Instituto dos Auditores Independentes do Brasil.

ICMS Imposto sobre Circulação de Mercadoria e Serviços.

IFC International Finance Corporation.

IGP-M Índice Geral de Preços - Mercado, divulgado pela FGV.

INPI Instituto Nacional de Propriedade Industrial.

Instrução CVM nº 205 Instrução CVM nº 205, de 14 de janeiro de 1994, conforme alterada.

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Instrução CVM nº 400 Instrução CVM nº 400, de 29 de dezembro de 2003.

Instrução CVM nº 408 Instrução CVM nº 408, de 18 de agosto de 2004.

Instrução CVM nº 409 Instrução CVM nº 409, de 18 de agosto de 2004, conforme alterada.

Instrução CVM nº 414 Instrução CVM nº 414, de 30 de dezembro de 2004.

Instrumento Particular de Cessão

Instrumento Particular de Cessão de Direitos e Assunção de Obrigações celebrado em 22 de agosto de 2005 entre a Petrobras e o FII.

IPCA Índice de Preços ao Consumidor Amplo.

IR Imposto de Renda.

JUCERJA Junta Comercial do Estado do Rio de Janeiro.

Latibex Mercado para negociação em euros de ações de empresas latino-americanas autorizado pelo governo espanhol.

Lei das Sociedades por Ações

Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada.

Lei de Locações Lei nº 8.245, de 18 de outubro de 1991, conforme alterada.

Lei do Mercado de Valores Mobiliários

Lei nº 6.385, de 7 de dezembro de 1976, conforme alterada.

Lei do Petróleo Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, conforme alterada.

Lei do Sistema de Financiamento Imobiliário

Lei nº 9.514, de 20 de novembro de 1997, conforme alterada.

Lei Sarbanes-Oxley Public Law 107-204, de 30 de julho de 2002, lei federal dos Estados Unidos da América aplicável à Petrobras.

LIBOR London Interbank Offered Rate (Taxa Interbancária de Londres).

Liquigás Liquigás Distribuidora S.A., ex-Agip Distribuidora S.A.

MME Ministério de Minas e Energia.

MP 2.158-35 Medida Provisória 2.158-35, de 24 de agosto de 2001.

NTN-B Notas do Tesouro Nacional, série B.

NTN-C Notas do Tesouro Nacional, série C.

NTN-H Notas do Tesouro Nacional, série H.

NYSE New York Stock Exchange (Bolsa de Valores de Nova Iorque).

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Oferta A presente oferta para distribuição pública dos CRI.

OPEP Organização dos Países Exportadores de Petróleo.

PAI Petrobras America, Inc.

Parcela A Parcela A do Valor Locatício, composta por 8 parcelas anuais de R$364.328,00 cada uma, pagas semestralmente, sendo: (a) R$241.828,00 todo dia 3 de agosto de cada ano, sendo a primeira em 3 de agosto de 2008; e (b) R$122.500,00 todo dia 3 de fevereiro de cada ano, sendo a primeira em 3 de fevereiro de 2009, a ser depositada em conta bancária a ser designada pelo FII.

Parcela B Parcela B do Valor Locatício, composta por 8 parcelas anuais de R$41.634.848,87 cada uma, pagas anualmente, todo dia 3 de agosto de cada ano, sendo a primeira em 3 de agosto de 2008, a ser depositada na conta bancária nº 62431-5, Agência nº 0262, Banco Itaú S.A. de titularidade da Securitizadora, a qual servirá de lastro para os CRI.

Participação Especial Participação incidente sobre os maiores e mais produtivos campos da Petrobras, a qual varia de 10% a 40% dependendo dos volumes de petróleo bruto produzidos nos campos, da localização dos campos (inclusive se são terrestres ou marítimos), da profundidade de lâmina d'água e do número de anos em que o campo está em produção. A Participação Especial é baseada nas receitas líquidas de um campo, que consiste nas receitas brutas menos royalties pagos, investimentos em exploração, custos operacionais, depreciação e tributos aplicáveis.

Participações Governamentais

Encargos incidentes sobre a renda da Petrobras e as suas atividades de produção, dentre os quais Royalties, Participação Especial e Ocupação ou Retenção de Área.

PASEP Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público.

PEGASO Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional.

PEPSA Petrobras Energia Participaciones S.A.

Petrobras Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e demais sociedades consolidadas nas demonstrações financeiras consolidadas, salvo se de outra forma indicada.

PETROMISA Petrobras Mineradora S.A.

Petroquisa Petrobras Química S.A.

PETROS Fundação Petrobras de Seguridade Social.

PIB BV Petrobras International Braspetro B.V.

PIFCO Petrobras International Finance Company.

PIS Contribuição ao Programa de Integração Social.

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PNBV Petrobras Netherlands B.V.

PPA Power Purchase Agreement (Contrato de Compra de Energia Elétrica).

PPE Parcela de Preço Específica.

PPT Programa Prioritário de Termeletricidade, conforme instituído pelo Decreto nº 3.371, de 24 de fevereiro de 2000.

Princípios Contábeis Brasileiros

Práticas contábeis adotadas no Brasil em consonância com as disposições da Lei das Sociedades por Ações e regulamentações emanadas pela CVM.

Projeto Operação que consiste no desenvolvimento, construção e instalação das Unidades pelo FII por meio dos recursos obtidos com a Oferta, sendo tais Unidades locadas à Petrobras nos termos do Contrato de Locação.

Quotistas Quotistas do FII.

RBDTVM Rio Bravo Investimentos S.A. DTVM.

RBTGN Rede Básica de Transporte de Gás Natural.

Real, Reais ou R$ A moeda corrente no Brasil.

Regulamento Regulamento do FII.

SEC Securities and Exchange Commission.

SFI Sistema Financeiro Imobiliário.

SINDICOM Sindicato dos Distribuidores de Combustíveis.

SOMA Sociedade Operadora do Mercado de Ativos.

SPE SPE – Society of Petroleum Engineers.

STN Secretaria do Tesouro Nacional.

TAC Termo de Ajustamento de Conduta.

Taxa SELIC Taxa média dos financiamentos diários, com lastro em títulos federais, apurados no Sistema Especial de Liquidação e Custódia.

TBG Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia – Brasil S.A.

TCFA Taxa de Controle e Fiscalização Ambiental.

Termo de Securitização Termo de Securitização de Créditos Imobiliários da Trigésima Primeira Série da Primeira Emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários da Rio Bravo, firmado em 22 de agosto de 2005 entre a Emissora, o Coordenador e a Petrobras, conforme aditado em 29 de setembro de 2005.

TJLP Taxa de Juros de Longo Prazo.

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Transpetro Petrobras Transporte S.A. – Transpetro.

Unidades Edificações a serem desenvolvidas, construídas e instaladas pelo FII sobre as Áreas do Projeto, segundo especificações fornecidas pela Petrobras, e locadas a esta nos termos do Contrato de Locação, compreendendo todas as benfeitorias e acessões físicas.

UTE Usina Termelétrica.

Valor Locatício Valor composto pela soma da Parcela A com a Parcela B.

YPFB Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

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Termos Técnicos Para fins do presente Prospecto, os termos técnicos a seguir indicados terão o significado a eles atribuído, salvo referência diversa neste Prospecto:

API...................................................... Grau API do American Petroleum Institute (API). Forma de expressar a densidade relativa de um óleo ou derivado. A escala API, medida em graus, varia inversamente com a densidade relativa, isto é, quanto maior a densidade relativa, menor o grau API. O grau API é maior quando o petróleo é mais leve. Quanto maior o grau API, maior o valor do petróleo no mercado.

Barris ou bbls...................................... Barris de petróleo bruto.

Blocos ................................................. Parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo e gás natural.

Campo de petróleo ou de gás natural ................................................

Área produtora de petróleo ou gás natural, a partir de um reservatório contínuo ou de mais de um reservatório, a profundidades variáveis, abrangendo instalações e equipamentos destinados à produção.

Craqueamento Catalítico ................... Processo pelo qual moléculas de hidrocarboneto são quebradas (craqueadas) em frações mais leves pela ação de um catalisador.

Condensado........................................ Substâncias de hidrocarboneto leves produzidas com gás natural que se condensam em líquido, a temperaturas e pressões normais associadas a equipamentos de produção em superfície.

Depleção das Reservas .......................

Consiste na recuperação dos investimentos efetuados para a descoberta da jazida, proporcionalmente ao volume de produção, de modo que ao fim do esgotamento da jazida todo o investimento seja recuperado.

Derivados básicos ............................... Principais derivados de petróleo, referidos no artigo 177 da Constituição Federal, classificados pela ANP.

Destilação ........................................... Processo pelo qual líquidos são separados ou refinados por vaporização seguida de condensação.

Distribuição ........................................ Atividade de comercialização por atacado com a rede varejista ou com grandes consumidoras de combustíveis, lubrificantes, asfaltos e gás liqüefeito envasado, exercida por empresas especializadas, na forma das leis regulamentares aplicáveis.

Gás natural associado ........................ Gás proveniente de reserva de petróleo e gás.

Gás natural não associado ................. Gás proveniente de um reservatório exclusivamente de gás.

GLP .................................................... Gás liqüefeito de petróleo, que consiste em uma mistura de hidrocarbonetos saturados e não saturados, com até cinco átomos de carbono, utilizado como combustível doméstico.

Lâmina d’água de profundidade ........ Distância entre a superfície da água e o fundo do mar.

LGNs .................................................. Líquidos de gás natural, que são compostos de hidrocarbonetos leves produzidos juntamente com gás natural que se condensam em líquido a temperaturas e pressões normais.

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Óleo Equivalente ................................ Quantidade de gás necessária para perfazer um barril de petróleo.

Petróleo Bruto .................................... Petróleo bruto, inclusive LGNs.

Petróleo Bruto Leve............................ Petróleo bruto com densidade API superior a 27º.

Petróleo Bruto Pesado........................ Petróleo bruto com densidade API inferior ou igual a 27º.

Proálcool............................................. Programa Nacional do Álcool instituído pelo Governo Federal em 1975 visando incentivar o uso de combustíveis mais limpos como o álcool.

Refino ou refinação ............................ Conjunto de processos destinados a transformar o petróleo em derivados de petróleo.

Reservas Provadas.............................. São os volumes estimados de petróleo bruto, gás natural e líquidos de gás natural, cujos dados geológicos e de engenharia demonstrem, com razoável grau de certeza, poderem ser exploradas em anos futuros a partir de reservatórios conhecidos, sob condições econômicas e operacionais existentes, ou seja, com preços e custos da data da estimativa. Os preços levam em consideração apenas as alterações nos preços contratualmente previstas, mas não reajustes baseados em condições futuras.

Reservas Provadas Desenvolvidas ..... São reservas que poderão ser exploradas por meio de poços existentes com equipamentos e métodos operacionais existentes. Aqui se incluem os volumes adicionais esperados de petróleo e gás que serão obtidos através do emprego de injeção fluida ou outras técnicas de recuperação aperfeiçoadas para incrementar as forças e mecanismos naturais de recuperação primária, depois de testados por um projeto piloto ou depois de um programa instalado confirmar através de resposta na produção que haverá aumento de recuperação.

Reservas Provadas Não Desenvolvidas.....................................

São: (a) as reservas que serão exploradas a partir de novos poços localizados em áreas não perfuradas, ou (b) as reservas que serão exploradas a partir de poços existentes que requeiram despesa relativamente maior para que sejam re-explorados, incluindo reservas nas quais poderá ser empregada a técnica de injeção fluida ou outra técnica de recuperação mais aperfeiçoada, somente quando tais técnicas tenham se mostrado eficazes por meio de testes efetivos na área e no mesmo reservatório. As reservas indicadas no item (a) acima, limitam-se às unidades cujo custo de perfuração compense o custo de produção quando tal produção puder ser comprovada com razoável grau de certeza à época da perfuração. As Reservas Provadas de outras unidades cujo custo de perfuração não compense o custo de produção são exploradas apenas quando ficar demonstrado que poderá haver continuidade de produção.

As estimativas de reservas nacionais brutas da Petrobras apresentadas neste Prospecto foram revisadas e certificadas pela DeGolyer and MacNaughton (D&M), em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002. Estas estimativas foram certificadas em conformidade com as normas e regulamentos da SEC, dos Estados Unidos da América.

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Abreviações Para fins do presente Prospecto, as abreviações a seguir indicadas terão o significado a elas atribuído, salvo referência diversa neste Prospecto:

Bbl........................................................... Barril.

Boe.......................................................... Barris de óleo equivalente.

Bpd ......................................................... Barris diários.

GWh ....................................................... Giga Watts hora.

Km.......................................................... Quilômetro.

Km2......................................................... Quilômetro quadrado.

Mbbl ....................................................... Milhares de barris.

Mboe....................................................... Milhares de barris de óleo equivalente.

Mbpd ...................................................... Milhares de barris diários.

Mmbpd ................................................... Milhões de barris diários.

Mmbbl .................................................... Milhões de barris.

Mmboe ................................................... Milhões de barris de óleo equivalente.

MmBTU Milhões de BTU - British Termal Unit, unidade térmica britânica.

MW......................................................... Mega Watts.

m3 ............................................................ Metros cúbicos.

Mmcmd .................................................. Milhões de metros cúbicos diários.

TWh........................................................ Tera Watts hora.

Tabela de Conversão Para fins do presente Prospecto, as conversões nas medidas a seguir indicadas devem observar tais proporções, salvo referência diversa neste Prospecto:

1 barril de óleo equivalente doméstico 1 barril de petróleo bruto ...........5.614,4 pés cúbicos de gás natural.

1 barril de óleo equivalente internacional ........................................

1 barril de petróleo bruto ...........6.000 pés cúbicos de gás natural.

1 pé cúbico ........................................... 0,028317 m3 de gás natural .........0,0002 barris de óleo equivalente.

1 m3de gás natural................................ 35,314 pés cúbicos ......................0,0063 barris de óleo equivalente.

1 tonelada de petróleo bruto................ 1 tonelada métrica (1.000 kg) de petróleo bruto

aproximadamente 7,5 barris de petróleo bruto (pressupondo-se grau API de 37°).

15

INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

Sumário do Projeto Segue abaixo uma descrição sumária do Projeto, financiado por meio da Oferta dos CRI. Para maiores informações sobre o Projeto, vide Seção “Introdução - Documentos do Projeto”. Histórico No âmbito da estratégia da Petrobras de não empregar recursos próprios para a construção de suas sedes administrativas, de forma a concentrar seus investimentos em atividades diretamente ligadas à sua atividade fim, a Petrobras decidiu estruturar uma operação de securitização imobiliária para construção de suas sedes administrativas na Cidade de Macaé, Estado do Rio de Janeiro em terrenos de sua propriedade. A construção, desenvolvimento e implementação das Unidades serão financiadas por meio da presente Oferta de CRI. Resumo das Características da Operação Descrição:

(1) Subscrição e integralização das quotas do FII;

(2) Locação das Unidades à Petrobras pelo FII;

(3) Cessão à Securitizadora dos Créditos Imobiliários oriundos do Contrato de Locação, a serem pagos pela Petrobras;

(4) Contratação da Construtora pela Petrobras;

(5) Cessão dos direitos e obrigações relativos à contratação da Construtora para o FII;

(6) Emissão dos CRI pela Securitizadora e distribuição a investidores no mercado financeiro e de capitais;

(7) Pagamento dos Valores Locatícios pela Petrobras e correspondente amortização dos CRI.

FII

Petrobras

Construtora

1

AgenteFiduciário

Securitizadora Mercado

1

2

3

$

$

$

5

$

FII

Petrobras

Construt

1

Mercado

1

2

3

$

$

4

$

6

$

5

7

7

16

A operação de securitização foi estruturada contemplando as seguintes etapas:

(a) subscrição e integralização das quotas do FII pela Petrobras (por meio da concessão do direito real de superfície das Áreas do Projeto, nos termos das Escrituras) e pelo Agente Fiduciário;

(b) locação das Unidades para a Petrobras, na modalidade de locação sob encomenda

(built-to-suit), por meio da celebração do Contrato de Locação entre o FII e a Petrobras; (c) cessão dos Créditos Imobiliários oriundos da Contrato de Locação pelo FII à Emissora, por

meio da celebração do Contrato de Cessão de Créditos; e (d) emissão dos CRI pela Emissora, lastreados nos Créditos Imobiliários.

Etapa (a). Concessão do Direito de Superfície A Petrobras e o FII celebraram as Escrituras, as quais concederam ao FII o direito real de uso e gozo da superfície das Áreas do Projeto pelo prazo de 10 anos. O direito real de superfície é disciplinado pelos artigos 1.369 e seguintes do Código Civil e permite a construção das Unidades pelo FII em terreno alheio (as Áreas do Projeto), isto é, no terreno da Petrobras, para posterior locação à mesma. A Petrobras aporta o direito de superfície relativo às Áreas do Projeto no FII e em contrapartida recebe em pagamento quotas do FII. Os principais termos e condições das Escrituras estão descritos na Seção “Introdução - Documentos do Projeto”. Etapa (b). Celebração do Contrato de Locação O Contrato de Locação, celebrado entre Petrobras e o FII, é a origem dos Créditos Imobiliários que lastreiam os CRI. Os contratos de locação urbana em geral são regidos pela Lei de Locações. Todavia, na presente operação trata-se de locação absolutamente atípica, específica, feita exclusivamente para as Unidades construídas e modeladas nos termos desejados pelo locatário. A presente locação, conhecida como locação sob encomenda ou built-to-suit, contém um feixe de obrigações, direitos e relações que transcendem a locação urbana usual. Assim, a locação sob encomenda não encontra na lei um modelo completo da disciplina típica do contrato. Para que um contrato seja realmente típico, é necessário que a regulação seja completa para dar às partes a disciplina do contrato. O FII obrigou-se a construir as Unidades observando projetos e planos específicos adequados às atividades a serem desenvolvidas pela Petrobras, para posteriormente locar as Unidades à própria Petrobras, nos termos do Contrato de Locação. Para cumprir as obrigações advindas do Contrato de Locação, o FII realiza significativos investimentos para a construção das Unidades, buscando os recursos necessários para tanto por meio da Oferta. Dessa forma, o Contrato de Locação contempla a aquisição do direito real de superfície, a construção das Unidades segundo especificações do locatário (Petrobras) e a exploração da locação. Os principais termos e condições do Contrato de Locação estão descritos no item “Características dos Créditos Imobiliários” desta Seção e na Seção “Introdução - Documentos do Projeto”. Etapa (c). Cessão dos Créditos Imobiliários O FII celebrou com a Emissora o Contrato de Cessão de Créditos, por meio do qual a Emissora adquiriu os Créditos Imobiliários detidos pelo FII contra a Petrobras. Os Créditos Imobilários correspondem aos direitos creditórios que o FII possui contra a Petrobras, decorrentes da Parcela B do Valor Locatício e das multas, indenizações, prêmios e penalidades devidas nos termos das cláusulas 3.04, 4.07, 11 e 14 do Contrato de Locação.

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Com a cessão dos Créditos Imobiliários para a Emissora, os mesmos deixam de integrar o patrimônio do FII. Os Créditos Imobiliários serão usados pela Emissora para lastrear os CRI objeto da Emissão. O valor nominal dos Créditos Imobiliários, correspondentes às 8 Parcelas B do Valor Locatício totaliza R$333.078.790,96 na Data de Emissão. O montante da Emissão corresponderá ao valor presente dos referidos créditos, descontados pela taxa de remuneração dos CRI (8,45% ao ano), pela sistemática da tabela price. Os principais termos e condições do Contrato de Cessão de Créditos estão descritos na Seção “Introdução - Documentos do Projeto”. Etapa (d). Emissão dos CRI Com a emissão dos CRI nos termos do Termo de Securitização, os Créditos Imobiliários:

(a) são destacados do patrimônio da Emissora e constituem patrimônio separado, que não se confunde com o patrimônio da Emissora (o “Patrimônio Separado”), destinando-se especificamente à liquidação dos CRI;

(b) são afetados como lastro da emissão dos CRI; (c) manter-se-ão apartados do patrimônio da Emissora até que se complete o resgate da totalidade

dos CRI objeto da presente Emissão; (d) destinam-se exclusivamente à liquidação dos CRI; (e) estão isentos de qualquer ação ou execução promovida por credores da Emissora; (f) não são passíveis de constituição de garantias ou de excussão por quaisquer credores da

Emissora; e (g) só responderão pelas obrigações inerentes aos CRI a que estão afetados.

A aquisição dos Créditos Imobiliários será paga pela Emissora com os recursos provenientes da Oferta. A respeito da produção de efeitos do Patrimônio Separado com relação a obrigações de natureza fiscal, previdenciária ou trabalhista da Securitizadora, deve-se ressaltar a exceção contida no artigo 76 da MP 2.158-35, que dispõe que “as normas que estabeleçam a afetação ou a separação, a qualquer título, de patrimônio de pessoa física ou jurídica não produzem efeitos em relação aos débitos de natureza fiscal, previdenciária ou trabalhista, em especial quanto às garantias e aos privilégios que lhes são atribuídos”. Para maiores detalhes a respeito da eficácia do Patrimônio Separado com relação a obrigações de natureza fiscal, previdenciária ou trabalhista da Securitizadora, recomenda-se a leitura da Seção “Introdução - Fatores de Risco” deste Prospecto. Características dos Créditos Imobiliários Origem dos Créditos Imobiliários e Outras Características Os Créditos Imobiliários vinculados ao Termo de Securitização têm origem no Contrato de Locação. As Unidades não estão sob regime de incorporação, nos moldes da Lei nº 4.591, de 16 de dezembro de 1960, conforme alterada.

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Prazo do Contrato de Locação e Valor Locatício O Contrato de Locação permanecerá em vigor até 3 de agosto de 2015, sendo o Valor Locatício devido a partir do integral cumprimento das seguintes condições suspensivas (as “Condições Suspensivas”): (a) obtenção dos alvarás de construção das Unidades; (b) obtenção das autorizações necessárias para a remoção de árvores; (c) obtenção da autorização da Agência Nacional de Vigilância Sanitária - Anvisa para a instalação de posto médico nas Unidades; (d) realização satisfatória da vistoria prévia do Corpo de Bombeiros; (e) assinatura do Termo de Recebimento Definitivo conforme definido na Cláusula Décima Primeira do Contrato de Construção e Montagem; e (f) obtenção dos autos de conclusão das Unidades (“Habite-se”). O “Habite-se” das Unidades será obtido somente após o término da construção das Unidades, que deverá ocorrer, nos termos do Contrato de Locação, até o dia 3 de agosto de 2007 (a “Data-Limite para Entrega das Unidades”). Caso as Condições Suspensivas sejam implementadas antes da Data-Limite para Entrega das Unidades, a Petrobras poderá, imediatamente, mediante simples comunicação por escrito ao FII com antecedência de 5 Dias Úteis, ocupar as Unidades, não sendo devido ao FII qualquer compensação adicional, incremento ou antecipação do Valor Locatício pela ocupação das Unidades em data anterior à Data-Limite para Entrega das Unidades. Na hipótese de qualquer uma das Condições Suspensivas não ser implementada até a Data-Limite para Entrega das Unidades, a Petrobras deverá enviar notificação ao FII em até 5 Dias Úteis após a Data-Limite para Entrega das Unidades comunicando: (a) a rescisão do Contrato de Locação, nos termos da Cláusula 13.02 do Contrato de Locação, mediante o pagamento do Valor Indenizatório e do Prêmio descritos no item “Rescisão do Contrato de Locação” abaixo; ou (b) a assunção da administração da obra de construção e instalação das Unidades, e, se for o caso, a substituição da Construtora nos termos dos Contratos da Construção, com a finalidade de cumprir integralmente as Condições Suspensivas no prazo de até 330 dias a contar da Data-Limite para Entrega das Unidades, sendo devido ao FII, durante este prazo, o pagamento de multa compensatória prefixada em valor correspondente ao Valor Locatício que o FII deixar de receber em virtude de referido atraso no início da locação, a ser calculado pro rata die e pago pela Petrobras ao FII na primeira Data de Pagamento do Aluguel subseqüente à Data-Limite para Entrega das Unidades.

O Valor Locatício será composto pelas Parcelas A e B, sendo a Parcela A composta por 8 parcelas anuais de R$364.328,00 cada uma, pagas semestralmente, sendo: (a) R$241.828,00 todo dia 3 de agosto de cada ano, sendo a primeira em 3 de agosto de 2008; e (b) R$122.500,00 todo dia 3 de fevereiro de cada ano, sendo a primeira em 3 de fevereiro de 2009, a ser depositada em conta bancária a ser designada pelo FII, e a Parcela B composta por 8 parcelas anuais de R$41.634.848,87 cada uma, pagas anualmente, todo dia 3 de agosto de cada ano, sendo a primeira em 3 de agosto de 2008, a ser depositada na conta bancária de titularidade da Securitizadora, nos termos da Cláusula 4.01 do Contrato de Locação. Reajuste do Valor Locatício O Valor Locatício será reajustado a cada 12 meses a partir de 3 de agosto de 2005, com base na variação percentual do IGP-M, acumulada no período compreendido entre os meses de agosto do ano precedente e julho (inclusive) do ano em que o Valor Locatício seja devido, com aplicação automática. Caso até a Data de Pagamento do Aluguel respectiva não tenha sido divulgado o IGP-M aplicável, o Valor Locatício será reajustado tomando-se por base a informação mais recente entre: (a) a última variação percentual conhecida do IGP-M; e (b) a projeção da variação percentual do IGP-M para o mês em questão, apurada pela ANDIMA e disponibilizada na página da rede mundial de computadores www.andima.com.br; e os ajustes necessários, devidamente atualizados e remunerados desde a última Data de Pagamento do Aluguel, serão feitos quando do pagamento do Valor Locatício imediatamente seguinte. Caso o IGP-M seja extinto, deixe de existir por qualquer motivo ou seja considerado inaplicável ao Contrato de Locação, a Petrobras e a Securitizadora, na qualidade de cessionária dos Créditos Imobiliários, de comum acordo, adotarão, nesta ordem: (a) o índice que legalmente venha a substituí-lo; ou (b) outro índice que venha a ser acordado entre as mesmas, após a realização de consulta aos titulares dos CRI por meio de assembléia geral dos titulares dos CRI.

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Em havendo a adoção de índice substitutivo, o Valor Locatício será reajustado pelo IGP-M até o último dia do mês em que este índice for publicado. Este valor passará a ser corrigido, a partir de então, pelo índice substitutivo. Em caso de atraso no pagamento dos Valores Locatícios, a Petrobras deverá pagar multa de 2%, acrescida de juros de mora de 1% ao mês, calculados sobre os valores em atraso pro rata temporis desde a correspondente Data de Pagamento do Aluguel até a data do efetivo pagamento, sem prejuízo das demais conseqüências previstas na Cláusula 12.01(c) do Contrato de Locação. Independentemente do reajuste previsto nos itens acima, a Petrobras e o FII deverão anualmente rever a Parcela A do Valor Locatício então vigente. A revisão deverá considerar (a) as despesas e obrigações do FII, definidas no artigo 28 do Regulamento e na Cláusula 5 do Contrato de Cessão de Créditos, efetivamente incorridas no ano anterior, conforme constantes de documentos contábeis auditados pelos auditores independentes do FII, e (b) o valor justificadamente estimado das despesas e obrigações do FII para o período subseqüente. Rescisão do Contrato de Locação O Contrato de Locação poderá ser rescindido nos seguintes casos:

(a) a critério da Petrobras, mediante envio de notificação ao FII, em até 5 Dias Úteis após a Data-Limite para Entrega das Unidades, na hipótese de qualquer uma das Condições Suspensivas não ser implementada até a Data-Limite para Entrega das Unidades;

(b) automaticamente, independentemente do envio de qualquer notificação judicial ou

extrajudicial, caso (i) a Petrobras não envie ao FII a notificação descrita na Cláusula 3.04 do Contrato de Locação na forma e no prazo nela estipulados, ou (ii) após a Petrobras assumir a administração da obra de construção e instalação das Unidades, e, se for o caso, substituir a Construtora, nos termos dos Contratos da Construção, na forma da Cláusula 3.04(b) do Contrato de Locação, as Condições Suspensivas não sejam implementadas no prazo adicional de 330 dias a contar da Data-Limite para Entrega das Unidades;

(c) caso ocorra qualquer um dos seguintes eventos de inadimplemento, descritos na Cláusula 12.01

do Contrato de Locação (“Eventos de Inadimplemento”), sem que o correspondente inadimplemento tenha sido sanado nos prazos estabelecidos no referido contrato, quais sejam:

(i) falência, insolvência, apresentação de requerimento de recuperação judicial ou propositura

de plano de recuperação extrajudicial, formulado pela Petrobras ou por qualquer credor da Petrobras, que não seja extinto ou rejeitado dentro de até 90 dias contados da data de sua propositura, dissolução, liquidação ou extinção de qualquer da partes do Contrato de Locação;

(ii) extinção do Direito de Superfície por qualquer motivo; (iii) inadimplemento pela Petrobras do pagamento do Valor Locatício ou da multa

compensatória prevista na Cláusula 3.04(b) do Contrato de Locação na correspondente Data de Pagamento do Aluguel;

(iv) inadimplemento pela Petrobras do cumprimento de qualquer outra de suas obrigações

decorrentes do Contrato de Locação, ou dos Documentos do Projeto; ou (v) declaração do vencimento antecipado dos CRI, conforme disposto no Termo de

Securitização.

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(d) caso a Petrobras, a seu exclusivo critério, decida rescindir unilateralmente o Contrato de Locação a qualquer tempo, mediante comunicação ao FII com antecedência de 30 dias, na forma da Cláusula 13.02 do Contrato de Locação;

(e) caso ocorra a desapropriação total das Unidades, seja em momento anterior ou posterior ao

término de sua construção; e (f) a critério da Petrobras, caso ocorra a desapropriação parcial das Unidades.

Ocorrendo a rescisão do Contrato de Locação nos termos dos subitens (a) a (f) acima, a Petrobras ficará sujeita ao pagamento, a título de indenização por perdas e danos pré-fixados, tendo em vista a natureza personalíssima do Contrato de Locação e a singularidade de seus termos e condições, quantia correspondente ao resultado da multiplicação (i) do número de anos inteiros faltantes para o término do prazo do Contrato de Locação, acrescido de 1 ano; (ii) pelo Valor Locatício vigente na data do término antecipado do Contrato de Locação, corrigido monetariamente na forma estabelecida na Cláusula 4.03 do Contrato de Locação, pro rata die, até a data do término antecipado, ficando este valor limitado ao saldo devedor dos CRI (o “Valor Indenizatório”). Ocorrendo a rescisão do Contrato de Locação nos termos dos subitens (a), (b), (d) e (f) acima, será devido pela Petrobras, adicionalmente ao Valor Indenizatório, a título remuneratório, prêmio pelo término antecipado do Contrato de Locação por vontade da Petrobras, a ser calculado conforme fórmula disposta abaixo (“Prêmio”):

QUPY

C

PRÊMIO

P

××

⎪⎪⎪

⎭

⎪⎪⎪

⎬

⎫

⎪⎪⎪

⎩

⎪⎪⎪

⎨

⎧

−⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ +

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ += ..1

1001

1001

360

onde:

C taxa de Remuneração dos CRI (cupom sobre o IGP-M).

Y taxa de Remuneração (cupom sobre o IGP-M) da Nota do Tesouro Nacional – Série C (“NTN-C”) de prazo médio de vencimento (duration) mais próximo ao prazo médio remanescente dos CRI na data da rescisão unilateral, líquida da alíquota de imposto de renda vigente à época para investimentos de pessoas físicas neste título. Será utilizada a maior taxa da NTN-C, entre: (a) taxa de referência divulgada pela ANDIMA na data da rescisão unilateral; ou (b) taxa média de referência praticada por pelo menos 3 instituições financeiras de primeira linha na data da rescisão unilateral.

P prazo remanescente, em dias corridos, entre a data da rescisão unilateral e a data de

vencimento dos CRI.

P.U. valor nominal unitário atualizado dos CRI na data da rescisão unilateral. Q número de CRI em Circulação.

Caso o valor calculado segundo a fórmula acima seja negativo, o valor do Prêmio será zero. Qualquer valor recebido pela Securitizadora em decorrência da aplicação da multa compensatória prevista na Cláusula 11 do Contrato de Locação será repassado proporcionalmente aos titulares dos CRI em até 5 Dias Úteis após a data do recebimento da quantia a título de multa pela Securitizadora.

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Revisão Judicial do Valor Locatício Dada a atipicidade do Contrato de Locação, tanto o FII como a Petrobras reconheceram a inaplicabilidade de qualquer alegação de adequação do Valor Locatício a valores de mercado para fins de ação revisional de aluguel e renunciaram, em comum acordo, aos seus respectivos direitos de pleitear revisão judicial do montante do Valor Locatício, nos termos do artigo 19 da Lei de Locações. Cessão dos Créditos Imobiliários Em ato contínuo à celebração do Contrato de Locação, foi firmado o Contrato de Cessão de Créditos entre a Securitizadora, o FII e a Petrobras, tendo como objeto principal a cessão e transferência dos Créditos Imobiliários do FII à Securitizadora, os quais serão utilizados como lastro para os CRI. Pela cessão dos Créditos Imobiliários, o FII receberá o valor total de R$200.000.000,20, a serem pagos em moeda corrente nacional, em uma única parcela de forma integral, deduzindo-se: (a) a CPMF, quando devida; (b) os valores relativos à remuneração devida à Securitizadora pela emissão e estruturação do CRI; e (c) todas as despesas devidas à Securitizadora na forma estabelecida no Termo de Securitização, sendo este preço, após as respectivas deduções, pago no 1º Dia Útil subseqüente à liquidação financeira da colocação dos CRI. Valor Nominal dos Créditos Imobiliários e Pagamentos da Securitizadora O valor nominal dos Créditos Imobiliários que lastreiam a Emissão é de R$333.078.790,96. Os recursos correspondentes aos Créditos Imobiliários serão depositados na conta-corrente da Securitizadora especificada no Contrato de Cessão de Créditos. A Securitizadora será responsável pelo pagamento de:

(a) todas as despesas com a obtenção e manutenção, nos prazos legalmente exigidos, de todas e quaisquer licenças, aprovações, autorizações e alvarás legalmente exigidos para o regular funcionamento da Securitizadora;

(b) honorários do Agente Fiduciário, previstos no Termo de Securitização;

(c) remuneração e todas as despesas incorridas pelo Banco Itaú S.A. e que sejam de

responsabilidade da Securitizadora, na prestação dos serviços de instituição financeira liquidante dos CRI;

(d) despesas da Securitizadora com a BOVESPA, com o BOVESPAFIX e com a CBLC;

(e) comissões de coordenação, colocação e garantia firme de subscrição dos CRI, por ocasião de

sua distribuição pública, e demais valores devidos nos termos do Contrato de Colocação;

(f) despesas com registros perante a CVM, a ANBID, Junta Comercial do Estado de São Paulo e Cartórios de Registro de Títulos e Documentos e de Registro de Imóveis, conforme o caso, da documentação societária da Securitizadora e do Termo de Securitização, bem como dos demais documentos e contratos relacionados com a Emissão;

(g) honorários e as despesas com contratação de agências de classificação de risco, inclusive

os incorridos na preparação dos relatórios de acompanhamento periódico da classificação de risco obtida;

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(h) despesas com publicação de atas de assembléias gerais e de reuniões do conselho de administração da Securitizadora, bem como de anúncios de início, de encerramento de distribuição pública dos CRI;

(i) despesas com confecção dos Prospectos da Oferta; e

(j) honorários da Empresa de Auditoria (conjuntamente denominadas as “Despesas”).

Despesas de Responsabilidade dos Titulares dos CRI No caso de inadimplemento da Securitizadora para cobrir as despesas com medidas judiciais ou extrajudiciais necessárias à salvaguarda de seus direitos e prerrogativas, todas as despesas relacionadas a tais procedimentos legais, inclusive as administrativas, deverão ser previamente aprovadas em assembléia dos titulares dos CRI, e adiantadas ao Agente Fiduciário, na proporção de CRI detidos, na data da respectiva aprovação, para posterior ressarcimento pela Securitizadora.

As despesas a serem adiantadas pelos titulares dos CRI incluem (a) as despesas com contratação de serviços de auditoria, assessoria legal, fiscal, contábil e de outros especialistas; (b) as custas judiciais, emolumentos e demais taxas e despesas incorridas em decorrência dos procedimentos judiciais propostos pelo Agente Fiduciário, objetivando salvaguardar, cobrar e/ou executar os Créditos Imobiliários; (c) despesas com viagens e estadias incorridas pelos administradores da Securitizadora, pelo Agente Fiduciário e/ou pelos prestadores de serviços eventualmente por ele contratados, desde que relacionados com as medidas judiciais e/ou extrajudiciais necessárias à salvaguarda dos direitos e/ou cobrança dos Créditos Imobiliários; (d) eventuais indenizações, multas, despesas e custas incorridas em decorrência de eventuais condenações (incluindo verbas de sucumbência) em ações judiciais propostas pelo Agente Fiduciário, podendo o Agente Fiduciário solicitar garantia prévia dos titulares dos CRI para cobertura do risco da sucumbência, e (e) a remuneração e as despesas reembolsáveis do Agente Fiduciário na hipótese da Securitizadora permanecer em inadimplência com relação ao pagamento destas por um período superior a 60 dias. Além das despesas previstas acima, os titulares dos CRI serão responsáveis pelo pagamento de todos e quaisquer tributos incidentes sobre a propriedade, detenção, remuneração ou negociação dos CRI que lhe sejam imputados nos termos da legislação tributária aplicável, tais como aqueles resumidos no item “Tratamento Tributário Aplicável aos Investidores” desta Seção, bem como pelas custas e despesas relacionadas à negociação dos CRI, tais como taxas de custódia e de corretagem, que venham a ser acordadas por cada titular de CRI, em relação a tais CRI. Características dos CRI Emissora Rio Bravo Securitizadora S.A. Agente Fiduciário Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários. Banco Liquidante Banco Itaú S.A. Aprovações Societárias A 31ª série da 1ª emissão de CRI da Emissora é realizada com base na deliberação tomada pela Assembléia Geral Extraordinária da Emissora realizada em 9 de agosto de 2005.

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Número do Termo de Securitização CRI 031/2005. Valor total dos Créditos Imobiliários vinculados ao Termo de Securitização R$200.000.000,20. Origem dos Créditos Imobiliários Os créditos imobiliários que lastreiam os CRI são oriundos do Contrato de Locação e do Contrato de Cessão de Créditos e decorrem: (a) do pagamento da Parcela B do Valor Locatício; e (b) dos direitos do FII ao recebimento de multas, indenizações, prêmios e penalidades na forma das Cláusulas 3.04, 4.07, 11 e 14 do Contrato de Locação, os quais, por força do Contrato de Cessão de Créditos, serão exercidos diretamente pela Securitizadora. Número de Ordem e Série Esta é a 31ª série da 1ª emissão de CRI da Emissora. A Emissão não terá sub-séries. Data e Local de Emissão Para todos os efeitos legais, a Data de Emissão dos CRI é 5 de agosto de 2005 e o local da Emissão, São Paulo (“Local da Emissão”). Quantidade de CRI objeto da Emissão Serão emitidos 665 CRI. Após o Desdobramento Previamente Aprovado, descrito no item “Desdobramento dos CRI” abaixo, o número de CRI será alterado de 665 para 7.980 CRI. Valor Nominal Unitário dos CRI R$300.751,88, na Data de Emissão. Valor Total da Emissão R$200.000.000,20, na Data de Emissão. Prazo e Data de Vencimento Os CRI terão prazo de 10 anos contados a partir da Data de Emissão, vencendo em 5 de agosto de 2015. Forma Os CRI são da forma escritural. Para todos os fins de direito, a titularidade dos CRI será comprovada pelo extrato emitido pela CBLC. Regime Fiduciário Os CRI contarão com a instituição de regime fiduciário sobre os Créditos Imobiliários que lastreiam a presente Emissão. Atualização Monetária O valor das parcelas anuais de pagameno dos CRI, assim como o valor do saldo devedor, serão atualizados anualmente a partir da Data de Emissão, com base na variação percentual do IGP-M, acumulada no período compreendido entre os meses de agosto do ano precedente a julho (inclusive) do ano corrente.

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As parcelas de amortização programada dos CRI, devidamente atualizadas, serão pagas aos titulares dos CRI conforme as datas estabelecidas na tabela constante do item “Amortização Programada” abaixo, nesta Seção. Caso nas datas de pagamento das parcelas de amortização programada dos CRI o IGP-M aplicável não houver sido divulgado, os CRI serão atualizados tomando-se por base a informação mais recente entre: (a) a última variação percentual conhecida do IGP-M; e (b) a projeção da variação percentual do IGP-M para o mês em questão, apurada pela ANDIMA e disponibilizada na página da rede mundial de computadores www.andima.com.br; e os ajustes necessários, devidamente atualizados e remunerados desde a última data de pagamento da última parcela de amortização programada, serão feitos quando do pagamento da amortização programada imediatamente seguinte. Caso o IGP-M seja extinto ou considerado inaplicável ao Contrato de Locação, será adotado como índice de atualização monetária dos CRI o mesmo índice que vier a ser adotado para a atualização do Valor Locatício no Contrato de Locação. Remuneração Aos CRI serão conferidos juros remuneratórios, calculados a partir da Data de Emissão, correspondentes a 8,45% ao ano, incidentes sobre o valor nominal não amortizado dos CRI, atualizado monetariamente (a “Remuneração”). A taxa de juros será válida pelo prazo total da Emissão. A Remuneração será paga juntamente com a amortização programada, pelo sistema da tabela price. Amortização Programada Os CRI contarão com um período de carência para amortização de principal e pagamento da Remuneração de 2 anos a contar da Data de Emissão (o “Período de Carência”), sendo que os pagamentos ocorrerão nas datas estabelecidas na tabela constante do parágrafo seguinte. Após o Período de Carência, os CRI serão amortizados anual e sucessivamente, de acordo com os valores indicados na tabela a seguir, onde as colunas com o título de amortização (“Amortização”) indicam a ordem seqüencial das amortizações, sempre no dia 5 de agosto de cada ano, sendo que a primeira amortização ocorrerá em 5 de agosto de 2008 e as demais no mesmo dia dos anos subseqüentes, até a data de vencimento dos CRI, respeitadas as condições de prorrogação de prazos previstas no Termo de Securitização. Os valores indicados na tabela a seguir serão atualizados monetariamente de acordo com disposto no item “Atualização Monetária” acima.

Nº Data Amortização Juros Pagamentos Anuais Saldo Devedor

0 5/8/2005 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$200.000.000,20

1 5/8/2006 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$216.900.000,22

2 5/8/2007 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$235.228.050,24

3 5/8/2008 R$21.758.078,62 R$19.876.770,24 R$41.634.848,87 R$213.469.971,61

4 5/8/2009 R$23.596.636,26 R$18.038.212,60 R$41.634.848,87 R$189.873.335,35

5 5/8/2010 R$25.590.552,03 R$16.044.296,84 R$41.634.848,87 R$164.282.783,32

6 5/8/2011 R$27.752.953,68 R$13.881.895,19 R$41.634.848,87 R$136.529.829,65

7 5/8/2012 R$30.098.078,26 R$11.536.770,61 R$41.634.848,87 R$106.431.751,38

8 5/8/2013 R$32.641.365,87 R$8.993.482,99 R$41.634.848,87 R$73.790.385,51

9 5/8/2014 R$35.399.561,29 R$6.235.287,58 R$41.634.848,87 R$38.390.824,22

10 5/8/2015 R$38.390.824,22 R$3.244.024,65 R$41.634.848,87 R$0,00

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Vencimento Antecipado O Agente Fiduciário poderá declarar antecipadamente vencidas todas as obrigações constantes do Termo de Securitização e exigir o imediato pagamento pela Securitizadora do saldo devedor dos CRI em Circulação, acrescido da atualização monetária, Remuneração, multas e prêmios previstos no Termo de Securitização, desde a data da declaração do vencimento antecipado até a data do efetivo pagamento, mediante notificação por escrito à Securitizadora, na ocorrência de qualquer dos eventos de vencimento antecipado listados abaixo (“Eventos de Vencimento Antecipado”):

(a) inadimplemento de qualquer das obrigações pecuniárias previstas no Termo de Securitização,

desde que o mesmo perdure por mais de 10 dias, sem prejuízo da incidência dos encargos moratórios previstos no Termo de Securitização;

(b) falta de cumprimento, pela Securitizadora, de qualquer das obrigações não pecuniárias previstas

no Termo de Securitização, desde que não sanadas em 30 dias contados de aviso por escrito que lhe for enviado pelo Agente Fiduciário ou pelo(s) titulares dos CRI;

(c) extinção por qualquer forma ou motivo do Contrato de Locação, ocorrência do término

antecipado do Contrato de Locação, ou ocorrência de qualquer outra hipótese de rescisão prevista no Contrato de Locação, nos termos descritos no item “Rescisão do Contrato de Locação” da Seção “Introdução − Informações Relativas à Oferta – Características dos Créditos Imobiliários”;

(d) falência, insolvência, apresentação de requerimento de recuperação judicial ou propositura de

plano de recuperação extrajudicial, formulado pela Securitizadora ou por qualquer credor da Securitizadora, que não seja extinto ou rejeitado dentro de até 30 dias contados da data de sua propositura, dissolução, liquidação ou extinção, alteração de controle, cisão ou incorporação da Securitizadora;

(e) falência, insolvência, apresentação de requerimento de recuperação judicial ou propositura de

plano de recuperação extrajudicial, formulado pela Petrobras ou por qualquer credor da Petrobras, que não seja extinto ou rejeitado dentro de até 90 dias contados da data de sua propositura, dissolução, liquidação ou extinção;

(f) no caso de vencimento antecipado de uma ou mais obrigações da Petrobras cujo valor

considerado em conjunto seja igual ou superior ao valor equivalente em moeda corrente nacional a US$100.000.000,00, exceto se este vencimento antecipado ocorrer em razão da incapacidade ou impossibilidade da Petrobras de converter Reais em dólares dos Estados Unidos da América ou outra moeda estrangeira para satisfazer essas obrigações, não sendo consideradas hipóteses de vencimento antecipado das obrigações aqui previstas o pré-pagamento no instrumento evidenciando tal obrigação, por opção da Petrobras;

(g) no caso de não pagamento pela Petrobras, na respectiva data de vencimento, de uma ou mais

dívidas líquidas e certas, inclusive aquelas oriundas de cumprimento de garantias, cujo valor, considerado em conjunto seja igual ou superior ao valor equivalente em moeda corrente nacional a US$100.000.000,00, exceto se esse não pagamento ocorrer em razão da incapacidade ou impossibilidade da Petrobras de converter Reais em dólares dos Estados Unidos da América ou outra moeda estrangeira para satisfazer essas obrigações; ou

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(h) o somatório do valor total de quaisquer (i) ações judiciais e/ou administrativas movidas em face da Securitizadora; e (ii) passivos e/ou potenciais passivos, em ambos os casos (i) e (ii), de natureza fiscal, previdenciária ou trabalhista, reportadas ao Agente Fiduciário através da revisão trimestral realizada pela Empresa de Auditoria na forma do item 5.1(iii) do Termo de Securitização seja superior a 15% do somatório (1) do patrimônio líquido da Securitizadora; e (2) do saldo devedor da totalidade dos recebíveis objeto de lastro de toda e qualquer emissão de certificados de recebíveis imobiliários realizada pela Securitizadora que estejam em circulação, em ambos os casos (1) e (2), calculados com base na mesma data de encerramento de cada período objeto de revisão trimestral, desde que, no prazo de 15 dias a contar da data de divulgação da revisão trimestral pela Empresa de Auditoria acima referida, não tenha sido (x) constituída provisão pela Securitizadora no montante integral dos valores reportados pela Empresa de Auditoria, ou, conforme o caso, (y) efetuada a integral liquidação dos passivos e/ou das obrigações em questão, em ambos os casos (x) e (y), sem qualquer redução do Patrimônio Separado.

Ocorridos os Eventos de Vencimento Antecipado previstos nos itens (a) e (c) acima, o Agente Fiduciário deverá declarar antecipadamente vencidas todas as obrigações constantes do Termo de Securitização e exigir, mediante notificação extrajudicial à Securitizadora, o imediato pagamento (a) do valor nominal não amortizado dos CRI em Circulação, devidamente atualizado; (b) da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão, ou da data do último pagamento, conforme o caso, até a data do efetivo pagamento; e (c) das multas e prêmios previstos no Termo de Securitização, observadas as disposições previstas no referido termo. Ocorridos os Eventos de Vencimento Antecipado previstos nos itens (b), (d), (e), (f), (g) e (h) acima, o Agente Fiduciário deverá convocar uma assembléia dos titulares dos CRI, no prazo máximo de 5 Dias Úteis, para deliberar se o Agente Fiduciário deverá ou não declarar antecipadamente vencidas todas as obrigações constantes do Termo de Securitização. Na mesma assembléia, os titulares dos CRI deverão deliberar sobre as novas normas de administração do Patrimônio Separado ou, na hipótese prevista no parágrafo seguinte, poderão optar pela liquidação deste. Caso a assembléia delibere pela declaração do vencimento antecipado dos CRI, ou, por qualquer motivo, não venha a se instalar ou deliberar, o Agente Fiduciário exigirá, mediante notificação extrajudicial à Securitizadora, o imediato pagamento (a) do valor nominal não amortizado dos CRI em Circulação, devidamente atualizado; (b) da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão, ou da data do último pagamento, conforme o caso, até a data do efetivo pagamento; e (c) das multas e prêmios previstos no Termo de Securitização, observadas as disposições previstas nas Cláusulas 3 e 4 do Termo de Securitização. Os pagamentos previstos no parágrafo anterior deverão ser realizados pela Securitizadora em até 5 Dias Úteis após a data do recebimento, pela Securitizadora, das respectivas quantias devidas nos termos do Contrato de Locação. Conforme descrito na Seção “Introdução − Fatores de Risco – Fatores de Risco Relacionados ao CRI e à Oferta”, em caso de inadimplemento do CRI ou do Contrato de Locação, os titulares dos CRI não terão nenhum direito sobre as Unidades, mas tão-somente ao pagamento dos Créditos Imobiliários. Opção de Venda Observadas as condições descritas neste item “Opção de Venda”, e desde que não tenha ocorrido qualquer Evento de Inadimplemento, Evento de Vencimento Antecipado e/ou inadimplemento ainda não sanado das obrigações da Petrobras previstas no Contrato de Locação, os titulares do

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CRI desta Emissão terão a opção de, individualmente e a seu exclusivo critério, a qualquer tempo a partir da Data de Emissão, vender a totalidade dos CRI por eles detidos ao Banco Santander, e o Banco Santander terá a obrigação de comprar dos respectivos titulares a totalidade dos CRI que os mesmos pretendam vender (“Opção de Venda”). Em caso de exercício da Opção de Venda, os CRI serão adquiridos mediante o pagamento do preço certo e ajustado, calculado por meio da aplicação da seguinte fórmula (“Preço de Exercício”):

( ) .U.P

100

SY1

100

C1

.E.P

252

P

u ×⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ ++

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ +=

onde: P.E. u o Preço de Exercício unitário.

C taxa de Remuneração dos CRI (cupom sobre o IGP-M).

Y taxa de remuneração (cupom sobre o IGP-M) da NTN-C de prazo médio de vencimento

(duration) mais próximo ao prazo médio remanescente dos CRI na data de cálculo do Preço de Exercício. Será utilizada a maior taxa do título público de referência, entre: (i) taxa de referência divulgada pela ANDIMA na data de cálculo do Preço de Exercício; ou (ii) taxa média de referência praticada por pelo menos 3 instituições financeiras de primeira linha na data de cálculo do Preço de Exercício.

S sobretaxa de 1,50%.

P o prazo remanescente, em dias úteis, entre a data de cálculo do Preço de Exercício e a

data de vencimento dos CRI.

P.U. valor nominal unitário atualizado dos CRI na data de cálculo do Preço de Exercício. Procedimento para o Exercício da Opção de Venda

(a) a Opção de Venda deverá ser exercida pelos titulares dos CRI mediante notificação por escrito

ao Banco Santander, com cópia para o Agente Fiduciário e a Securitizadora, manifestando sua intenção de exercer a Opção de Venda (“Notificação da Opção de Venda”);

(b) a Opção de Venda não poderá ser exercida no período que compreende os 5 dias úteis

anteriores e posteriores à divulgação do IGP-M pela FGV; (c) observado o disposto nos itens (a) e (b) acima, o Banco Santander estará obrigado a comprar os

CRI objeto da Notificação da Opção de Venda dentro de 2 Dias Úteis do recebimento da Notificação da Opção de Venda (“Data de Exercício da Opção de Venda”);

(d) o cálculo do Preço de Exercício será efetuado no Dia Útil imediatamente anterior à Data de

Exercício da Opção de Venda; (e) o pagamento do Preço de Exercício e a transferência dos CRI para o Banco Santander deverá

ocorrer na Data de Exercício da Opção de Venda. Se a Data de Exercício da Opção de Venda não ocorrer em um Dia Útil, deverá a data da conclusão do negócio ser transferida para o Dia Útil imediatamente subseqüente; e

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(f) na Data de Exercício da Opção de Venda, os titulares dos CRI deverão outorgar ao Banco Santander a mais ampla e irrestrita quitação com relação ao pagamento do Preço de Exercício.

Outras Disposições Relativas à Opção de Venda O somatório do valor das aquisições de CRI efetuadas pelo Banco Santander em decorrência do exercício da Opção de Venda por titulares dos CRI está limitado a R$100.000.000,00 por mês. Quando do início de um novo mês, este limite será renovado automaticamente. Na hipótese do Desdobramento Previamente Aprovado, definido abaixo, o montante total dos CRI objeto de cada Notificação da Opção de Venda deverá ser de, no mínimo, R$50.000,00. O Banco Santander não estará obrigado a adquirir quaisquer CRI (a) cujas Notificações da Opção de Venda sejam recebidas após o limite de R$100.000.000,00 por mês acima referido ter sido atingido, ou (b) cujo montante total objeto da Notificação da Opção de Venda seja inferior a R$50.000,00, na hipótese de Desdobramento Previamente Aprovado. Resgate Antecipado Os CRI estão sujeitos a resgate antecipado na ocorrência de Eventos de Vencimento Antecipado conforme estipulado no item “Vencimento Antecipado” acima, desta Seção. Dentre esses aspectos, os CRI poderão ser resgatados antes da data de seu vencimento final caso a Petrobras decida, a qualquer tempo, rescindir unilateralmente o Contrato de Locação. Negociação Os CRI serão registrados para negociação no mercado secundário no BOVESPA FIX (Código RBRA-C31), administrado pela BOVESPA. O código ISIN do CRI é BRRBRACRIOP1. Publicidade Todos os atos e decisões decorrentes desta Emissão que, de qualquer forma, vierem a envolver interesses dos titulares dos CRI deverão ser veiculados, na forma de aviso, nos jornais de grande circulação onde a Securitizadora normalmente publica seus avisos, ou seja, DCI - Diário do Comércio Indústria & Serviços e Diário Oficial do Estado de São Paulo, devendo a Securitizadora avisar o Agente Fiduciário da realização de qualquer publicação até 5 Dias Úteis antes da sua ocorrência. Distribuição junto ao Público Vide Seção “Introdução − Informações Relativas à Oferta – Contrato de Colocação” abaixo. Desdobramento dos CRI Ao subscrever os CRI no mercado primário ou adquirir os CRI no mercado secundário, os titulares dos CRI estarão aprovando automática, voluntária, incondicional, irretratável e irrevogavelmente, independentemente da realização de qualquer assembléia geral dos titulares dos CRI, inclusive para os efeitos do artigo 16 da Instrução CVM nº 414, o desdobramento dos CRI com o objetivo de reduzir o valor nominal unitário dos CRI, o qual ocorrerá (a) no prazo de 90 dias da data em que forem atendidos cumulativamente os requisitos abaixo, e (b) desde que após decorridos 18 meses da data da publicação do anúncio de encerramento da distribuição dos CRI (o “Desdobramento Previamente Aprovado”):

(a) não haja inadimplemento financeiro perante os titulares dos CRI;

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(b) tenham sido cumpridos os requisitos do artigo 6º da Instrução CVM nº 414, quais sejam, que os CRI possuam lastro em créditos com regime fiduciário e refiram-se a imóveis com “Habite-se” concedido pelo órgão competente;

(c) tenham sido emitidos, desde a Data de Emissão, relatório de classificação de risco atribuído aos CRI, elaborado por agência classificadora de risco, atualizado, no mínimo, anualmente; e

(d) a Securitizadora esteja regular com seu registro de companhia aberta. O Desdobramento Previamente Aprovado terá como conseqüência o aumento do número de 665 CRI para 7.980 CRI, em função do desdobramento de cada unidade de CRI em 12 novas unidades de CRI, gerando, portanto, o aumento proporcional do número de CRI de titularidade de cada investidor, e não alterando, de nenhuma forma, o valor total do investimento de cada titular de CRI. A Securitizadora informará o Agente Fiduciário e os titulares dos CRI, com antecedência mínima de 30 dias, por meio de aviso publicado nos termos do item “Publicidade” acima, o desdobramento dos CRI, bem como a data a partir da qual os mesmos passarão a ter o novo valor nominal unitário. Na data da publicação de referido aviso, a Securitizadora encaminhará ao Agente Fiduciário todos os documentos que evidenciem a satisfação dos requisitos elencados acima. Assembléia dos Titulares dos CRI Os titulares dos CRI desta Emissão poderão, a qualquer tempo, reunir-se em assembléia, a fim de deliberarem sobre a matéria de interesse da comunhão dos titulares dos CRI. Convocação e Instalação das Assembléias A assembléia dos titulares dos CRI poderá ser convocada (a) pelo Agente Fiduciário, (b) pela Securitizadora, (c) por titulares dos CRI que representem, no mínimo, 5% dos CRI em Circulação ou (d) pela CVM. A assembléia será convocada mediante edital publicado por 3 vezes, com antecedência de 20 dias, nos jornais de grande circulação onde a Securitizadora normalmente publica seus avisos e se instalará, em primeira convocação, com a presença dos titulares dos CRI que representem, no mínimo, 2/3 do valor global dos CRI em Circulação e, em segunda convocação, com qualquer número de presença. A presidência da assembléia caberá, de acordo com quem a tenha convocado, respectivamente, (a) ao Presidente do Conselho de Administração da Securitizadora; (b) ao titular dos CRI eleito pelos titulares dos CRI presentes, ou (c) à pessoa designada pela CVM. A Securitizadora e/ou os titulares dos CRI poderão convocar representantes do Banco Santander, da Securitizadora, da Empresa de Auditoria e/ou das Agências de Classificação de Risco ou quaisquer terceiros, para participar das assembléias, sempre que a presença de qualquer dessas pessoas for relevante para a deliberação da ordem do dia. O Agente Fiduciário deverá comparecer a todas as assembléias e prestar aos titulares dos CRI as informações que lhe forem solicitadas. Independentemente das formalidades previstas na lei e no Termo de Securitização, será considerada regular a assembléia dos titulares dos CRI a que comparecerem os titulares de todos os CRI em Circulação.

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Quorum de Deliberação A cada CRI corresponderá um voto, sendo admitida a constituição de mandatários, observadas as disposições dos parágrafos primeiro e segundo do artigo 126 da Lei das Sociedades por Ações. Toda e qualquer matéria submetida à deliberação dos titulares dos CRI deverá ser aprovada pelos votos favoráveis de, no mínimo, 50% mais um dos CRI em Circulação detidos pelos presentes, salvo se outro quorum for exigido, de acordo com o Termo de Securitização. Estarão sujeitas à aprovação de, no mínimo, 70% dos CRI em Circulação:

(a) declaração do vencimento antecipado das obrigações constantes do Termo de Securitização, conforme estabelecido no item 2.14.3 do Termo de Securitização;

(b) alteração de quaisquer condições ou prazos de pagamento dos CRI;

(c) alteração da Remuneração; e

(d) alteração de qualquer disposição relativa ao quorum de deliberação (item 9.3 do Termo de

Securitização). Prorrogação dos Prazos Considerar-se-ão prorrogados os prazos referentes ao pagamento de qualquer obrigação por quaisquer das Partes do Termo de Securitização até o primeiro Dia Útil subseqüente, se o vencimento coincidir com dia que não seja um Dia Útil, sem nenhum acréscimo aos valores a serem pagos. Sempre que o dia 3 do mês de agosto de cada ano coincidir com uma sexta-feira ou com qualquer dia que não seja um Dia Útil, os prazos de pagamento de quaisquer obrigações referentes aos CRI devidas no mês em questão serão prorrogados pelo número de dias necessários para assegurar que entre o recebimento do Valor Locatício pela Securitizadora e o pagamento de suas obrigações referentes aos CRI sempre decorra 2 Dias Úteis. Tratamento Tributário Aplicável aos Investidores Imposto de Renda Pessoas Físicas - Brasil

(a) Rendimento dos CRI: Para as pessoas físicas, a partir de 1º de janeiro de 2005, os rendimentos gerados por aplicação em CRI estão isentos de imposto de renda, por força do art. 3º, inciso II, da Lei nº 11.033, de 21 de dezembro de 2004 (“Lei 11.033/04”). (b) Ganho na Alienação dos CRI: Não há unidade de interpretação quanto à tributação aplicável sobre os ganhos decorrentes da alienação dos CRI. Existem pelo menos duas interpretações correntes a respeito do imposto de renda incidente sobre a diferença positiva entre o valor de alienação e o valor da aplicação dos CRI, quais sejam (i) a de que os ganhos decorrentes da alienação dos CRI são tributados tais como os rendimentos de renda fixa, nos termos do art. 65, caput e §1º, da Lei nº 8.981/95, e art. 8º da Instrução Normativa SRF nº 487, de 30 de dezembro de 2004, combinado com o art. 17 da Instrução Normativa SRF nº 25, de 06 de março de 2001, em conformidade com as alíquotas regressivas previstas no art. 1º da Lei nº 11.033/04, indicadas no item “Pessoas Jurídicas - Alíquotas Regressivas” abaixo; e (ii) a de que os ganhos decorrentes da alienação do

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CRI são tributados como ganhos líquidos nos termos do art. 52, §2º, da Lei nº 8.383/91, com a redação dada pelo art. 2º da Lei nº 8.850/94, sujeitos, portanto, ao imposto de renda a ser recolhido pelo vendedor até o último dia útil do mês subseqüente ao da apuração do ganho, à alíquota de 15% estabelecida pelo inciso II do art. 2º da Lei nº 11.033/04. Em virtude dessas divergências de interpretação e da inexistência de jurisprudência firmada sobre o assunto, a Securitizadora e o Coordenador recomendam aos investidores que consultem seus assessores tributários e financeiros antes de se decidir pelo investimento nos CRI.

Pessoas Jurídicas

(a) Rendimento dos CRI: Os rendimentos auferidos por pessoas jurídicas não-financeiras nas aplicações em CRI estão sujeitos à incidência do imposto de renda na fonte (o “IRF”), nos termos do art. 65, §3º, da Lei nº 8.981 de 20 de janeiro de 1995 (“Lei nº 8.981/95”), em conformidade com as alíquotas regressivas previstas no art. 1º da Lei nº 11.033/04, tais como a seguir indicadas. (b) Ganho na Alienação dos CRI: Não há unidade de interpretação quanto à tributação aplicável sobre os ganhos decorrentes da alienação dos CRI. Existem pelo menos duas interpretações correntes a respeito do imposto de renda incidente sobre a diferença positiva entre o valor de alienação e o valor da aplicação dos CRI, quais sejam (i) a de que os ganhos decorrentes da alienação dos CRI são tributados tais como os rendimentos de renda fixa, nos termos do art. 65, caput e §1º, da Lei nº 8.981/95, e art. 8º da Instrução Normativa SRF nº 487, de 30 de dezembro de 2004, combinado com o art. 17 da Instrução Normativa SRF nº 25, de 06 de março de 2001, em conformidade com as alíquotas regressivas previstas no art. 1º da Lei nº 11.033/04, a seguir indicadas; e (ii) a de que os ganhos decorrentes da alienação dos CRI são tributados como ganhos líquidos nos termos do art. 52, §2º, da Lei n. 8.383/91, com a redação dada pelo art. 2º da Lei nº 8.850/94, sujeitos, portanto, ao imposto de renda a ser recolhido pelo vendedor até o último dia útil do mês subseqüente ao da apuração do ganho, à alíquota de 15% estabelecida pelo inciso II do art. 2º da Lei nº 11.033/04. Em virtude dessas divergências de interpretação e da inexistência de jurisprudência firmada sobre o assunto, a Securitizadora e o Coordenador recomendam aos investidores que consultem seus assessores tributários e financeiros antes de se decidir pelo investimento nos CRI.

Alíquotas Regressivas O IRF será calculado com base na aplicação de alíquotas regressivas, de acordo com o prazo da aplicação geradora dos rendimentos tributáveis:

(a) 22,5%, em aplicações com prazo de até 180 dias; (b) 20%, em aplicações com prazo de 181 dias até 360 dias;

(c) 17,5%, em aplicações com prazo de 361 dias até 720 dias;

(d) 15%, em aplicações com prazo acima de 720 dias.

O prazo de aplicação é contado da data em que o investidor efetuou o investimento até a data do resgate. Pessoas Jurídicas Não-Financeiras Tributadas com Base no Lucro Real, Presumido ou Arbitrado O IRF retido na forma acima descrita das pessoas jurídicas não-financeiras tributadas com base no lucro real, presumido ou arbitrado, é considerado antecipação, gerando o direito à restituição ou compensação com o Imposto de Renda da Pessoa Jurídica (“IRPJ”) apurado em cada período de apuração. O rendimento também deverá ser computado na base de cálculo do IRPJ e da Contribuição Social sobre o Lucro líquido - CSLL.

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Pessoas Jurídicas Financeiras, Fundos de Investimento, Entidades de Previdência, Sociedades de Capitalização, Corretoras e Distribuidoras de Títulos e Valores Mobiliários e Sociedades de Arrendamento Mercantil Com relação aos investimentos em CRI realizados por instituições financeiras, fundos de investimento, seguradoras, por entidades de previdência privada fechadas, entidades de previdência complementar abertas, sociedades de capitalização, corretoras e distribuidoras de títulos e valores mobiliários e sociedades de arrendamento mercantil, há dispensa de retenção na fonte e do pagamento em separado do imposto, conforme artigo 4º da Lei 11.033/04 combinado com o inciso I do artigo 77 da Lei 8.981/95. Investidores Residentes, Domiciliados ou com Sede no Exterior Em relação aos investidores residentes, domiciliados ou com sede no exterior que investirem em CRI no País de acordo com as normas do CMN (Resolução CMN nº 2.689, de 26 de janeiro de 2000), os rendimentos e ganhos auferidos estão sujeitos à incidência do IRF à alíquota de 15%. No caso de investidor domiciliado em país com tributação favorecida (paraíso fiscal), serão aplicáveis as mesmas normas previstas para as pessoas jurídicas não-financeiras domiciliadas no Brasil, de acordo com o art. 78, inciso I, da Lei nº 8.981/95, que estabelece que os residentes ou domiciliados no exterior estão sujeitos às mesmas normas de tributação previstas para os residentes ou domiciliados no País e, conforme o art. 16, §2º, da Medida Provisória nº 2.189-49, de 23 de agosto de 2001, o tratamento especial previsto nas normas do CMN não se aplica a estes investidores. CPMF A Contribuição Provisória sobre Movimentação Financeira (“CPMF”), atualmente à alíquota de 0,38%, incide sobre as movimentações financeiras realizadas pelos investidores em função da aquisição dos CRI ou posteriores pagamentos realizados aos investidores por ocasião da amortização, vencimento ou resgate dos CRI, nos termos da Lei nº 9.311, de 24 de outubro de 1996 (a “Lei nº 9.311/96”). A subscrição e integralização dos CRI deverão ser efetuadas à vista e em moeda corrente nacional. Para tanto, os investidores poderão autorizar o lançamento de débitos em suas respectivas contas-correntes de depósito, ocasião em que incidirá a CPMF sobre o montante lançado. O montante debitado será incluído na conta investimento do investidor e, posteriormente, utilizado para subscrição e integralização dos CRI, não havendo nova incidência da CPMF, na forma do art. 8º, inciso VII, da Lei no 9.311/96, com a redação da Lei nº 10.892/04. Além disto, a subscrição e integralização dos CRI poderão ser efetuadas diretamente com recursos da conta investimento, advindos de resgates de outras aplicações. Neste caso, também não haverá a incidência da CPMF, na forma do art. 8º, inciso VII, da Lei no 9.311/96, com a redação da Lei nº 10.892/04. Os pagamentos efetuados pela Emissora aos investidores poderão ser diretamente creditados em suas contas-correntes de depósito ou em conta de poupança pela instituição financeira mandatária. Em qualquer das hipóteses, poderá haver nova incidência da CPMF por ocasião da movimentação ou transmissão dos recursos depositados nessas contas. Público Alvo, Procedimento e Outras Características da Oferta Banco Coordenador Banco Santander Brasil S.A. Não serão contratadas outras instituições para a intermediação da Oferta. Regime de Colocação dos CRI Os CRI serão colocados em regime de garantia firme de colocação, nos termos descritos abaixo.

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Público Alvo da Oferta Os CRI serão destinados prioritariamente a investidores não-institucionais (os “Investidores Não Institucionais”), sendo atendidos com prioridade os clientes do Banco Santander, ou de qualquer de suas afiliadas, controladas e coligadas (“Grupo Santander”), de modo a ser alcançado o maior nível de pulverização possível da Oferta, garantido o tratamento igualitário e eqüitativo entre os potenciais investidores. Serão também atendidos investidores institucionais (“Investidores Institucionais” e, em conjunto com os Investidores Não Institucionais, os “Investidores”), observada a prioridade acima. Será admitido o recebimento de reservas para subscrição dos CRI mediante o preenchimento de formulário específico (“Pedido de Reserva”), sem exigência de depósito em dinheiro do montante reservado, desde que observado o disposto no artigo 45 da Instrução CVM nº 400. Pedidos de Reserva e Boletim de Subscrição Os Pedidos de Reserva poderão ser obtidos com o Banco Santander no site www.santander.com.br/prospectos. Procedimento para a Realização do Pedido de Reserva O prazo para apresentação do Pedido de Reserva ao Banco Santander expira-se na data em que for obtido o registro definitivo da Oferta junto à CVM.

Caso a totalidade dos CRI objeto dos Pedidos de Reserva dos Investidores Não-Institucionais seja superior ao montante total dos CRI objeto da Oferta, será realizado rateio proporcional entre todos os Investidores Não-Institucionais que aderirem à Oferta, desconsiderando-se as frações de CRI. Uma vez realizado este rateio, os Pedidos de Reserva excedentes poderão ser atendidos pelo Coordenador, total ou parcialmente, de modo a alcançar a maior pulverização possível da Oferta.

Na hipótese de excesso de demanda superior a um terço à quantidade dos CRI ofertada no âmbito da Oferta, serão cancelados todos e quaisquer Pedidos de Reservas realizados por investidores que sejam (a) controladores ou administradores da Securitizadora ou da Petrobras, (b) controladores ou administradores do Banco Santander, ou (c) outras pessoas vinculadas à Oferta, ou, ainda, (d) os cônjuges ou companheiros, ascendentes, descendentes e colaterais até o 2o grau de cada uma das pessoas referidas nos itens (a), (b) ou (c) (as “Partes Vinculadas à Oferta”).

A quantidade de CRI adquiridos e o valor estimado a ser pago serão informados aos Investidores com 3 dias úteis de antecedência da data de integralização, pelo Grupo Santander, nos termos do Pedido de Reserva. O Investidor Não Institucional deverá disponibilizar os recursos correspondentes ao valor do investimento na conta corrente indicada pelo Investidor Não Institucional no Pedido de Reserva, em fundos disponíveis, até 1 dia útil antes da data de integralização informada pelo Grupo Santander. Entende-se por fundos disponíveis aqueles efetivamente disponíveis para saque, mantidos em aplicações de resgate automático ou limites de crédito rotativo, não se entendendo como disponíveis os fundos em prazo de compensação. O pagamento do valor do investimento será feito por meio de débito automático na conta-corrente indicada pelo Investidor Não Institucional no Pedido de Reserva. Para o Investidor Institucional, a liquidação dos CRI será efetivada por meio da conta CBLC por ele indicada no Pedido de Reserva, observados os procedimentos da CBLC. Ressalvado o disposto no próximo parágrafo, caso o Investidor não disponibilize os recursos correspondentes ao valor do investimento ou não efetive a liquidação dos CRI nos termos previstos acima, conforme o caso, o Pedido de Reserva será automaticamente cancelado.

Na hipótese exclusiva de ser verificada divergência relevante entre as informações constantes do Prospecto Preliminar e do Prospecto Definitivo que altere substancialmente o risco assumido pelo Investidor, quando da sua decisão de investimento, poderá o Investidor desistir do Pedido de Reserva após o início da Oferta. Nesta hipótese, o Investidor deverá informar sua decisão de desistência do Pedido de Reserva ao Grupo Santander até o 3º dia útil após a data de publicação do anúncio de início da Oferta. Caso o Investidor não informe sua decisão de desistência do Pedido de Reserva dentro do prazo ora estabelecido, este deverá efetuar o pagamento, nos termos previstos no Pedido de Reserva. Na hipótese de não se dar início à Oferta, ou de não ocorrer sua conclusão, ou, ainda, em qualquer outra hipótese de cancelamento do Pedido de Reserva em função de expressa disposição legal, será dado conhecimento ao Investidor sobre o cancelamento da Oferta e do Pedido de Reserva, o que ocorrerá, inclusive, mediante a publicação de aviso ao mercado. Neste caso, os valores eventualmente entregues em contrapartida aos CRI deverão ser restituídos integralmente ao Investidor pelo Grupo Santander, deduzida a quantia relativa à CPMF, quando aplicável, sem juros ou correção monetária, em até 5 dias úteis da data de sua divulgação ao mercado, conforme disposto no artigo 26 da Instrução CVM nº 400, na forma indicada no Pedido de Reserva. Boletim de Subscrição A aquisição dos CRI será formalizada mediante a assinatura do Boletim de Subscrição de CRI de emissão da Securitizadora (“Boletim de Subscrição”), que será específico para o tipo de Investidor, e estará sujeita aos termos e condições da Oferta e aqueles previstos no respectivo Boletim de Subscrição. O Investidor Institucional deverá assinar o Boletim de Subscrição e enviá-lo ao Banco Santander em até 5 dias da data de integralização dos CRI, no seguinte endereço: Rua Amador Bueno, 474, 2º andar, Estação 2C183, São Paulo-SP, CEP 04752-005, aos cuidados de Nadir Cezário. Preço de Subscrição e Forma de Integralização O preço de subscrição dos CRI será o seu Valor Nominal Unitário, atualizado pro rata temporis por dias corridos, considerando períodos de 30 dias, com base no ano comercial, pela variação percentual acumulada do IGP-M, desde a Data de Emissão até a data de subscrição, acrescido cumulativamente da Remuneração descrita na Seção “Introdução − Informações Relativas à Oferta – Características dos CRI – Remuneração”, calculada pro rata temporis por dias corridos desde a Data de Emissão até a data de subscrição (“Preço de Subscrição”). A integralização será à vista, em moeda corrente nacional, no ato da subscrição. A subscrição será efetuada por meio dos procedimentos da BOVESPA e da CBLC. Caso a subscrição ocorra em data anterior à divulgação do IGP-M do mês de subscrição, para o cálculo da respectiva atualização monetária, será utilizada a informação mais recente entre: (a) a última variação percentual conhecida do IGP-M; e (b) a projeção da variação percentual do IGP-M para o mês em questão, apurada pela ANDIMA e disponibilizada na página da rede mundial de computadores www.andima.com.br, não sendo devida nenhuma compensação entre a Securitizadora e os titulares dos CRI quando da divulgação posterior do IGP-M que seria aplicável. Procedimento de Colocação Observadas as disposições da regulamentação aplicável, a distribuição primária dos CRI será pública, sob regime de garantia firme, com intermediação do Coordenador, conforme plano de distribuição adotado em consonância com o disposto no §3º do artigo 33 da Instrução CVM nº 400, de forma a assegurar: (a) que o tratamento conferido aos investidores seja justo e eqüitativo, (b) a adequação do investimento ao perfil de risco dos clientes do Coordenador, (c) que os representantes de venda do Coordenador recebam previamente exemplares dos Prospectos para leitura obrigatória e que suas dúvidas possam ser esclarecidas por pessoas designadas pelo Coordenador. O plano de distribuição será fixado nos seguintes termos:

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(a) a Securitizadora, o Coordenador e a Petrobras poderão acordar que a liquidação financeira de

parte da colocação pública dos CRI ocorra antes da obtenção do registro definitivo da Oferta, limitado ao montante equivalente a R$10.000.000,00. Neste caso, o Coordenador se obriga a não colocar os CRI junto a investidores pessoas físicas antes da obtenção do registro definitivo da Oferta;

(b) caso venha a ser utilizado (1) material publicitário ou (2) documentos de suporte a apresentações oferecidas a investidores, os mesmos serão, respectivamente, submetidos à aprovação da CVM ou encaminhados à CVM previamente à sua utilização;

(c) serão realizadas apresentações a potenciais investidores selecionados pelo Coordenador nas cidades do Rio de Janeiro, São Paulo e outras cidades acordadas entre o Coordenador, a Petrobras e a Emissora;

(d) serão atendidos, prioritariamente, os clientes do Coordenador, sendo admitido o recebimento de reservas para subscrição dos CRI nos termos do Pedido de Reserva;

(e) ao subscrever os CRI no mercado primário ou adquirir os CRI no mercado secundário, os titulares dos CRI estarão aderindo aos termos e condições do Termo de Securitização, aprovando automática, voluntária, incondicional, irretratável e irrevogavelmente, independentemente da realização de qualquer assembléia geral dos titulares dos CRI, inclusive para os efeitos do artigo 16 da Instrução CVM nº 414, o desdobramento dos CRI com o objetivo de reduzir o valor nominal unitário dos CRI, o qual ocorrerá (a) no prazo de 90 dias da data em que forem atendidos cumulativamente os requisitos descritos no item 2.24.1 do Termo de Securitização, e (b) desde que após decorridos 18 meses da data da publicação do anúncio de encerramento da distribuição dos CRI; e

(f) o prazo máximo para colocação pública dos CRI será de 6 meses contados da publicação do

anúncio de início da Oferta (o “Prazo de Colocação”). Contrato de Colocação dos CRI Garantia Firme Os CRI serão distribuídos sob regime de garantia firme, pelo Banco Santander, na qualidade de Coordenador da Oferta, observados os termos e condições definidos no Contrato de Colocação. Até às 18:00 horas do 5º Dia Útil seguinte ao da obtenção do registro definitivo da Oferta (tal data, a “Data de Exercício da Garantia Firme”), o Coordenador deverá exercer a garantia firme de subscrição sobre o saldo dos CRI que não foram efetivamente colocados, isto é, subscritos e integralizados, procedendo-se, então, à publicação do anúncio de encerramento de distribuição pública dos CRI no prazo máximo de 5 Dias Úteis contados da Data de Exercício da Garantia Firme. O Coordenador poderá revender os CRI adquiridos em virtude do exercício da garantia firme, até a data de publicação do respectivo anúncio de encerramento de distribuição dos CRI, por preço a ser determinado com base na análise (a) de seu valor nominal unitário atualizado, se for o caso, desde a Data de Emissão até a data da efetiva integralização dos CRI, (b) da taxa de juros praticada pelo mercado à época da efetiva integralização; (c) do preço de negociação e colocação dos títulos públicos federais que possuem prazos de vencimento semelhantes; e (d) da percepção de risco de crédito da Petrobras e da Emissora. A revenda dos CRI, conforme aqui mencionada, deverá ser efetuada respeitada a regulamentação aplicável. Após a data de publicação do respectivo anúncio de encerramento de distribuição dos CRI, os mesmos poderão ser vendidos por preço de mercado a exclusivo critério do Coordenador.

Liquidação A liquidação financeira da Oferta perante a Emissora (a “Liquidação Financeira”), com a respectiva prestação de contas e pagamentos, será feita conforme procedimentos operacionais de liquidação da CBLC. A liquidação financeira dar-se-á até as 16:00 horas do Dia Útil seguinte ao da Data de Exercício da Garantia Firme (“Data de Liquidação”), exceto no tocante aos CRI que venham a ser colocados após a obtenção do registro provisório, mas antes da obtenção do registro definitivo da Oferta, cuja liquidação financeira deverá ocorrer até as 16:00 horas do Dia Útil seguinte ao da respectiva subscrição e integralização. A Liquidação Financeira dar-se-á, pelo Coordenador, por meio de crédito do valor total obtido com a colocação dos CRI em conta bancária da Emissora. Comissionamento Pelo desempenho e execução dos serviços objeto do Contrato de Colocação, a Emissora pagará ao Coordenador, na Data da Liquidação, a remuneração total de 0,275%, composta da seguinte forma:

(a) Comissão de Estruturação: 0,10% incidente sobre o número total de CRI emitidos multiplicado pelo

Preço de Subscrição; e (b) Prêmio de Garantia Firme: 0,175% incidente sobre o número de CRI objeto do regime de garantia

firme de colocação multiplicado pelo Preço de Subscrição. Custos de Distribuição Os custos de distribuição da Oferta serão arcados pela Emissora até o limite previamente acordado com o Coordenador da Oferta. Abaixo segue descrição dos custos relativos à Oferta.

Custos da Distribuição Valor (R$) % em Relação ao Valor Total da Oferta

Comissão de Estruturação 200.000,00 0,100%

Prêmio de Garantia Firme 350.000,00 0,175%

Taxa de Registro na CVM 82.870,00 0,041%

Taxa de Registro na ANBID 5.000,00 0,002%

Outras Despesas (1) 450.000,00 0,225%

Total 1.087.870,00 0,544%

Custo Unitário da Distribuição 1.635,89

(1) Custos estimados com agências de classificação de risco, advogados, auditores e publicidade da Oferta.

Cronograma da Oferta Encontra-se abaixo um cronograma estimado das etapas da Oferta, informando seus principais eventos a partir da publicação do Aviso ao Mercado:

Ordem Eventos Data prevista (1)

1. Publicação do Aviso ao Mercado 30.08.2005 2. Disponibilização do Prospecto Preliminar 30.08.2005 3. Início do road show 12.09.2005 4. Data-Limite para envio dos Pedidos de Reserva 21.10.2005 5. Publicação do Anúncio de Início 21.10.2005 6. Data de Liquidação 24.10.2005 7. Publicação do Anúncio de Encerramento 26.10.2005

(1) Todas as datas previstas são meramente indicativas e estão sujeitas a alterações e adiamentos.

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Relacionamento entre a Emissora, o Coordenador e a Petrobras O Coordenador e as instituições financeiras integrantes de seu conglomerado financeiro, no Brasil e no exterior, mantêm relacionamentos comerciais com a Petrobras, de acordo com práticas usuais do mercado financeiro, não havendo qualquer contrato ou operação que gere situação de conflito de interesses para o Coordenador ou que seja relevante no âmbito da Oferta. O Coordenador e as demais instituições financeiras integrantes de seu conglomerado financeiro não mantêm quaisquer relacionamentos comerciais com a Emissora. Alteração das Circunstâncias, Revogação ou Modificação de Oferta A Emissora pode requerer à CVM a modificação ou revogação da Oferta, caso ocorram alterações posteriores, substanciais e imprevisíveis nas circunstâncias inerentes à Oferta existentes na data do pedido de registro de distribuição ou que o fundamentem, que resulte em um aumento relevante dos riscos por ela assumidos e inerentes a própria Oferta. Adicionalmente, a Emissora pode modificar, a qualquer tempo, a Oferta, a fim de melhorar seus termos e condições para os investidores, conforme disposto no parágrafo 3º do artigo 25 da Instrução CVM nº 400. Caso o requerimento de modificação das condições da Oferta seja aceito pela CVM, o prazo para distribuição da Oferta poderá ser prorrogado por até 90 dias, contados da aprovação do pedido de modificação. A revogação da Oferta ou qualquer modificação na Oferta será imediatamente divulgada por meio dos mesmos jornais utilizados para divulgação do anúncio de início de distribuição dos CRI, conforme disposto no artigo 27 da Instrução CVM nº 400 (“Anúncio de Retificação”). Após a publicação do Anúncio de Retificação, o Coordenador só aceitará ordens daqueles investidores que estejam cientes dos termos do Anúncio de Retificação. Os investidores que já tiverem aderido à Oferta serão considerados cientes dos termos do Anúncio de Retificação quando, passados 5 Dias Úteis de sua publicação, não revogarem expressamente suas ordens. Nesta hipótese, o Coordenador presumirá que os investidores pretendem manter a declaração de aceitação. Em qualquer hipótese, a revogação torna ineficazes a Oferta e os atos de aceitação anteriores ou posteriores, devendo ser restituídos integralmente aos investidores aceitantes os valores eventualmente dados em contrapartida à aquisição dos CRI, sem qualquer acréscimo, conforme disposto no artigo 26 da Instrução CVM nº 400, sendo permitida a dedução do valor relativo a CPMF.

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Informações Complementares A Emissora mantém registro de companhia aberta devidamente atualizado junto a CVM. O Coordenador da Oferta recomenda aos investidores, antes de tomar qualquer decisão de investimento relativa à Oferta, a consulta a este Prospecto. A leitura deste Prospecto possibilita aos investidores uma análise detalhada dos termos e condições da Oferta e dos riscos a elas inerentes. Não deixe de ler a Seção “Introdução - Fatores de Risco”. Para a obtenção de maiores informações sobre a Oferta, os investidores interessados poderão contatar o Coordenador, a Emissora, a CVM ou a Bovespa nos endereços indicados abaixo: Coordenador da Oferta

Banco Santander Brasil S.A. Rua Amador Bueno, nº 474, 3º andar 04752-005 São Paulo, SP At.: Sr. Ricardo Leoni Tel.: (11) 5538-6792 Fax: (11) 5538-8252 E-mail: ricardoc@santanderbanespa.com.br Emissora Rio Bravo Securitizadora S.A. Rua Chedid Jafet, 222 – Bloco B – 3º andar 04551-065 São Paulo, SP At.: Sr. Glauber da Cunha Santos Tel.: (11) 2107-6695 Fax: (11) 2107-6659 E-mail: gsantos@riobravo.com.br Comissão de Valores Mobiliários Rua Sete de Setembro, 111, 5o andar Rua Formosa, 367 – 20o andar 20050-901 Rio de Janeiro, RJ 01049 São Paulo, SP www.cvm.gov.br Bolsa de Valores de São Paulo Rua XV de Novembro, 275 01013-001 São Paulo, SP www.bovespa.com.br/rendafixa/CRI_Prospectos.asp

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DOCUMENTOS DO PROJETO Histórico No âmbito da estratégia da Petrobras de não empregar recursos próprios para a construção de obras de suas sedes administrativas por se tratar de atividades que não estão diretamente ligadas à sua atividade fim, de forma a concentrar-se em seus principais negócios, a Petrobras decidiu estruturar uma operação de securitização imobiliária para construção de suas sedes administrativas na Cidade de Macaé, Estado do Rio de Janeiro, nas Áreas do Projeto. A construção, desenvolvimento e implementação das Unidades serão financiadas por meio da Oferta de CRI. Para estruturação da operação de securitização foi utilizado como veículo um fundo de investimento imobiliário. O fundo de investimento imobiliário é regulado pelas Leis nº 8.668 de 25 de junho de 1993 e nº 9.779 de 19 de janeiro de 1999, pelas Instruções CVM nºs 205 e 206, ambas de 14 de janeiro de 1994. O FII obteve da Petrobras concessão de direito real de superfície sobre as Áreas do Projeto (“Direito de Superfície”) para construir, desenvolver e implementar as Unidades. Em contrapartida, o FII emitiu quotas à Petrobras, as quais foram subscritas e integralizadas com o Direito de Superfície. O FII construirá, desenvolverá e implementará as Unidades segundo as especificações determinadas pela Petrobras e as locará a esta, por meio de locação atípica por encomenda (também conhecida como locação built-to-suit), pelo prazo de 10 anos. O FII obterá os recursos necessários à construção, desenvolvimento e implementação das Unidades por meio da cessão à Emissora de parte dos créditos – os Créditos Imobiliários – advindos da locação à Petrobras. Os Créditos Imobiliários lastreiam os CRI objeto da presente Oferta. A Emissora obterá os recursos para a aquisição dos Créditos Imobiliários por meio da colocação dos CRI. Descrição das Unidades As Unidades, que compreendem as edificações e todas e quaisquer benfeitorias e acessões físicas, a serem desenvolvidas, construídas e instaladas sobre a superfície das Áreas do Projeto, serão registradas no 2º Cartório de Registro de Imóveis da Comarca de Macaé, Estado do Rio de Janeiro, nos termos abaixo descritos: (a) Unidade(s) a ser(em) edificada(s) sobre a Área do Projeto localizada em Imbetiba, no Município de

Macaé, Estado do Rio de Janeiro, a ser(em) registrada(s) sob a matrícula nº 24.071 do 2º Cartório de Registro de Imóveis da Comarca de Macaé, Estado do Rio de Janeiro; e

(b) Unidade(s) a ser(em) edificada(s) sobre a Área do Projeto localizada em Imboassica, no Município de

Macaé, Estado do Rio de Janeiro, a ser(em) registrada(s) sob a matrícula nº 24.087 do 2º Cartório de Registro de Imóveis da Comarca de Macaé, Estado do Rio de Janeiro.

Regulamento do FII O FII teve sua constituição e funcionamento autorizados pela CVM em 23 de junho de 2000. Anteriormente à operação relativa à presente Oferta, o FII, sempre administrado pela RBDTVM, já havia participado de 5 outras operações de securitização imobiliária. O FII obteve quitação em relação a todas as suas obrigações advindas dessas operações. Todas as quotas do FII emitidas em relação a essas operações já foram resgatadas.

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Pela estrutura da operação, de um lado o Agente Fiduciário adquiriu 1.219.857 quotas do FII e de outro a Petrobras aportou os Direitos de Superfície sobre as Áreas do Projeto e em contrapartida recebeu 115.907.658 quotas do FII. O FII tem por objetivo investir em empreendimentos imobiliários de natureza comercial ou prédios administrativos, podendo adquirir direitos reais de uso de superfície e viabilizar o desenvolvimento, construção e instalação de edificações. Nesta operação o FII edificará as Unidades para serem locadas à Petrobras. O FII será administrado pela RBDTVM, a qual observará os termos do Regulamento, do Acordo de Quotistas, das normas editadas pela CVM e da legislação aplicável. Segundo o Regulamento do FII, dependem da aprovação de Quotistas detentores de 100% das quotas do FII:

(a) celebração de contratos entre o FII e qualquer um de seus Quotistas, ou qualquer sociedade por estes controlada, coligada ou sob controle comum, seus administradores, gerentes ou conselheiros;

(b) alteração do prazo de duração do FII; (c) redução do capital do FII ou desdobramento de Quotas; (d) aprovação das contas relativas ao FII e deliberação sobre as demonstrações financeiras deste; (e) deliberação sobre substituição da instituição administradora, nos casos de renúncia,

descredenciamento, destituição ou decretação de sua liquidação extrajudicial; (f) emissão de novas Quotas pelo FII, bem como os critérios de subscrição e integralização das mesmas; (g) fusão, incorporação e cisão do FII; (h) dissolução e liquidação do FII; (i) amortização de quotas; (j) alterações no objeto e política de investimento; e (k) alteração nos contratos de aquisição de bens, direitos e concessões, construção, incorporação e

locação relacionados à política de investimentos do FII.

Além disso, os Quotistas do FII estabeleceram por meio do Acordo de Quotistas descrito no próximo item desta Seção “Introdução - Documentos do Projeto” que dependem da aprovação dos Quotistas titulares de 100% das quotas do FII:

(a) alienação, cessão, permuta, comodato ou criação de ônus sobre as Unidades a serem locadas à Petrobras e os Direitos de Superfície de titularidade do FII;

(b) alteração, suplementação, cessão, transferência ou rescisão dos contratos e documentos relativos à implementação das Unidades;

(c) aluguel ou arrendamento das Unidades, bem como de quaisquer imóveis vinculados ao FII;

(d) aquisição ou desenvolvimento de novos empreendimentos além daqueles relacionados ao objeto do FII; e

(e) alteração ao Regulamento do FII.

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A política de investimentos a ser observada pelo FII é a seguinte:

(a) realizar investimento imobiliário de longo prazo para consecução do Projeto, objetivando, fundamentalmente, auferir receitas por meio de locação das Unidades integrantes do seu patrimônio à Petrobras ou empresas controladas ou coligadas a esta, não sendo objetivo direto e primordial obter ganhos de capital com a compra e venda de imóveis

(b) adquirir outros imóveis para integrar seu patrimônio, desde que atendam ao objeto do FII, além das Unidades. Tais aquisições, respeitada a legislação em vigor, deverão ser realizadas em condições de mercado ou a preços inferiores a este;

(c) manter as Unidades e demais imóveis do seu patrimônio locados para a Petrobras e/ou empresas controladas ou coligadas a esta, não sendo admitida a sublocação a outros terceiros; e

(d) aplicar as disponibilidades financeiras do FII que, temporariamente, não estejam aplicadas em imóveis nos termos do Regulamento, em títulos de renda fixa da dívida pública federal, de acordo com as normas editadas pela CVM, observado o limite fixado no parágrafo único do artigo 6º da Instrução CVM nº 205, sendo certo que para atingir o objeto do FII, e tão somente durante a etapa de construção das Unidades, este poderá manter um limite de aplicação financeira superior ao limite fixado na Instrução CVM nº 205.

O Regulamento do FII também disciplina entre outras matérias:

(a) a forma pela qual se realizará a emissão e integralização de quotas;

(b) a política de distribuição dos resultados e as obrigações; e

(c) as responsabilidades da RBDTVM. A RBDTVM agirá em nome do FII administrando e dispondo dos bens do FII na forma do Regulamento e das deliberações da assembléia geral de Quotistas. Acordo de Quotistas O Acordo de Quotistas regula certos direitos e obrigações dos Quotistas em relação às quotas detidas ou que venham a ser detidas por cada um deles, à condução dos negócios do FII, além de regular hipóteses em que o Agente Fiduciário obriga-se a vender suas quotas à Petrobras (opção de compra) e outras hipóteses em que a Petrobras obriga-se a adquirir as quotas do Agente Fiduciário (opção de venda). Obrigação dos Quotistas Dentre as obrigações previstas para os Quotistas, destaca-se a obrigação da Petrobras de providenciar tempestivamente quaisquer recursos necessários ao FII, na forma da legislação em vigor, na hipótese do FII não dispor de recursos para arcar com os custos e despesas (a) relativos a qualquer pagamento ou indenização devida pelo FII à Securitizadora nos termos da Cláusula 5.03 do Contrato de Cessão de Créditos; (b) devidos nos termos, condições e limites dos Documentos do Projeto; e (c) relativos a novos empreendimentos imobiliários que venham a ser desenvolvidos pelo FII, conforme deliberados pelas Quotistas. Exercício de Voto do Quotista Agente Fiduciário O Acordo de Quotistas restringe o exercício de voto do Quotista Agente Fiduciário, obrigando-o a comparecer nas assembléias gerais do FII e exercer seu direito de voto segundo as orientações recebidas do Quotista detentor da maioria das quotas do FII, exceto nas situações que, segundo o razoável entendimento do Quotista Agente Fiduciário, a orientação de voto recebida do Quotista majoritário seja

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conflitante com os interesses dos titulares dos CRI. Nestas situações conflitantes, o Agente Fiduciário deverá, imediatamente após o recebimento de convocação de assembléia geral de Quotistas do FII, convocar assembléia geral dos titulares dos CRI para deliberar sobre o exercício do direito de voto pelo Agente Fiduciário em relação a essas situações conflitantes. O Agente Fiduciário deverá manifestar seu voto na assembléia geral de Quotistas do FII em conformidade com a deliberação dos titulares dos CRI acima mencionada e com a legislação aplicável. As assembléias gerais de Quotistas do FII que tratem dessas situações conflitantes deverão ser convocadas com antecedência suficiente para permitir a realização da correspondente assembléia geral dos titulares dos CRI. São consideradas situações conflitantes com os interesses dos titulares dos CRI aquelas situações ou eventos que tratem de alterações aos valores, pagamentos, responsabilidade pelo pagamento, reajustes, multas, indenizações, prêmios, penalidades, Eventos de Inadimplemento e prazos de pagamento (exceto os relativos à Parcela A do Valor Locatício) previstos no Contrato de Locação. A participação do FII ou da Quotista majoritária em novos empreendimentos imobiliários ou a cisão ou incorporação do FII, enquanto não afetar as situações acima descritas, não caracterizará situação conflitante com os interesses dos titulares dos CRI. Destituição do Agente Fiduciário O Acordo de Quotistas prevê a possibilidade de nomeação irrevogável e irretrátavel da Quotista Petrobras como procuradora do Quotista Agente Fiduciário para solicitar, junto à Emissora, a convocação de assembléia geral extraordinária de titulares de CRI para aprovar a indicação de novo agente fiduciário dos CRI, nos termos do Termo de Securitização, no caso de descumprimento, pelo Quotista Agente Fiduciário, de qualquer obrigação prevista no Acordo de Quotistas, no Regulamento ou na legislação aplicável. Em caso de ausência, impedimento temporário, renúncia, destituição ou substituição do Quotista Agente Fiduciário como agente fiduciário dos CRI, este deverá obrigatoriamente transferir as quotas de que é titular para a outra instituição que o substitua na qualidade de agente fiduciário dos CRI. Opção de Compra de Quotas A opção de compra de quotas do FII poderá ser exercida pela Petrobras, ou por sociedade por esta controlada, a qualquer tempo, mediante o pagamento do preço da opção de compra estabelecido no Acordo de Quotistas, após a ocorrência dos seguintes eventos:

(a) resgate integral dos CRI; (b) decretação de falência, insolvência, apresentação de requerimento de recuperação judicial ou

propositura de plano de recuperação extrajudicial, voluntário ou involuntário, dissolução, liquidação ou extinção do Agente Fiduciário;

(c) não efetivação da colocação integral dos CRI no mercado brasileiro de capitais em até 6 meses a

contar da data da publicação do anúncio de início de distribuição pública dos CRI; ou (d) cisão do FII, mas neste caso, exclusivamente no tocante às quotas resultantes de tal cisão que não

tenham relação com as atividades do Projeto. Opção de Venda de Quotas A opção de venda de quotas poderá ser exercida pelo Agente Fiduciário, mediante o pagamento do preço da opção de venda estabelecido no Acordo de Quotistas pela Petrobras, diretamente ou por meio de terceiros por ela indicados, nos seguintes casos:

(a) resgate integral dos CRI; ou

(b) não efetivação da colocação integral dos CRI no mercado brasileiro de capitais em até 6 meses a contar da data da publicação do anúncio de início de distribuição pública dos CRI.

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Escrituras de Concessão do Direito Real de Superfície Aspectos Gerais De acordo com o novo Código Civil, o direito de superfície é um direito real autônomo de uso e gozo. Neste sentido, uma vez concedido o direito de superfície, o que for construído pertence exclusivamente ao superficiário, enquanto o solo continua a pertencer ao seu proprietário. O instituto do direito de superfície destaca-se pelos seguintes aspectos: (a) por ser um direito real sua concessão se dá, obrigatoriamente, por meio de escritura pública em serviço notarial, que deverá ser levada a registro no cartório de registro de imóveis; (b) a concessão pode operar-se de forma gratuita ou onerosa; (c) é alienável por ato inter vivos ou causa mortis, logo ele poderá ser vendido ou doado além de ser cedido por herança; (d) gera direito de preempção em favor do proprietário do solo ou do superficiário em caso de alienação da propriedade do solo ou do direito de superfície, respectivamente, em igualdade de condições com terceiros. Ainda, na hipótese de mudança por parte do superficiário, da destinação do direito real pactuada na sua instituição, opera-se a resolução da concessão com sua extinção. Extinta a concessão, a propriedade consolida-se plenamente nas mãos do proprietário, sem indenização ao superficiário pela obra, salvo se estipularem o contrário. Celebração das Escrituras Em 22 de agosto de 2005, a Petrobras e o FII celebraram as Escrituras nas quais a Petrobras, na qualidade de proprietária das Áreas do Projeto, concedeu ao FII, pelo prazo de 10 anos contados da data de assinatura, o Direito de Superfície. Pela concessão do Direito de Superfície, a Petrobras recebeu quotas do FII, no valor de R$479.172,82, estabelecido com base no laudo de avaliação realizado pela empresa de auditoria Akebono Offshore Consultants & Associates. As Escrituras foram levadas a registro e os direitos por meio desta outorgados ao FII levados à averbação nas matrículas das Áreas do Projeto, perante o Cartório do 2º Ofício de Registro de Imóveis da Comarca de Macaé, Estado do Rio de Janeiro, observados os termos e condições previstos nas respectivas Escrituras. Além do pagamento do preço pela concessão do Direito de Superfície, as Escrituras prevêem, ainda, algumas obrigações das partes, abaixo descritas. Obrigações da Petrobras Pelas Escrituras, dentre outras obrigações, a Petrobras se obriga a:

(a) não tomar qualquer medida que possa limitar, ameaçar ou colocar em risco o pleno exercício do Direito de Superfície pelo FII, permitindo a este, à Construtora, às demais partes dos Contratos da Construção e a seus respectivos sócios, administradores, funcionários, agentes, representantes e sub-contratados acesso às Áreas do Projeto, com a finalidade de desenvolvimento, construção e instalação das Unidades, sempre respeitados os Documentos do Projeto;

(b) cumprir rigorosamente os termos e condições das Escrituras e demais Documentos do Projeto;

(c) assinar quaisquer instrumentos adicionais e/ou praticar os atos que sejam necessários para que o FII seja o titular do Direito de Superfície enquanto vigorar a concessão objeto das Escrituras; e

(d) no caso de desapropriação total ou parcial dos Áreas do Projeto, notificar imediatamente o FII da desapropriação total ou parcial determinada por autoridade competente, fornecendo-lhe todas as informações e instruções para que o mesmo, a Construtora, as demais partes dos Contratos da Construção e seus sócios, administradores, funcionários, agentes, representantes e sub-contratados, às expensas da Petrobras, possam cumprir com as determinações de referida autoridade.

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Obrigações do FII Pelas Escrituras, dentre outras obrigações, o FII se obrigou a:

(a) não atribuir ao Direito de Superfície e/ou às Áreas do Projeto destinação diversa daquela para que foi concedido, conforme disposto nos Documentos do Projeto e nas Escrituras; e

(b) tomar todas as medidas necessárias à consumação da subscrição e integralização de quotas pela Petrobras nos termos das Escrituras; e

(c) cumprir rigorosamente os termos e condições das Escrituras e demais Documentos do Projeto. Extinção do Direito de Superfície Além das obrigações acima previstas, as Escrituras prevêem hipóteses de extinção do Direito de Superfície no caso de:

(a) o FII atribuir ao Direto de Superfície e/ou às Áreas do Projeto destinação diversa daquela para que foi concedido ou em desrespeito aos prazos estabelecidos nas Escrituras;

(b) o FII ou a Petrobras deixar de cumprir qualquer de suas obrigações decorrentes das Escrituras e

não sanar tal inadimplemento dentro de 60 dias a contar da data de recebimento de notificação de inadimplemento encaminhada pela parte inocente à parte inadimplente;

(c) falência, insolvência, apresentação de requerimento de recuperação judicial ou propositura de

plano de recuperação extra-judicial, voluntário ou involuntário, liquidação, dissolução ou extinção de qualquer das partes; ou

(d) caso a operação de securitização objeto da Oferta não se realize nos termos dos Documentos do

Projeto. Contrato de Construção e Montagem Em 4 de novembro de 2004, a Petrobras, por meio de processo licitatório realizado nos termos do Convite nº 824.8.001-05, de 4 de novembro de 2004, escolheu a construtora Hochtief do Brasil S.A. e com ela celebrou, em 5 de agosto de 2005, o Contrato de Construção e Montagem para a edificação das Unidades nas Áreas do Projeto. O Contrato de Construção e Montagem tem por objeto a execução pela Construtora, sob o regime de empreitada por preço global, dos serviços de construção das Unidades, tendo como escopo: a construção, montagem, testes, condicionamento e assistência à operação com total fornecimento de materiais. Instrumento Particular de Cessão Por meio do Instrumento Particular de Cessão firmado em 22 de agosto de 2005, a Petrobras cedeu e transferiu ao FII seu interesse indiviso sobre todos os direitos e obrigações oriundos dos Contratos da Construção. O FII obriga-se a observar e cumprir com os termos e condições dos Contratos da Construção, dos demais Documentos do Projeto e seus respectivos aditivos, se houver, bem como a responder por todas as obrigações e responsabilidades deles decorrentes, exceto aquelas ocorridas antes da data da cessão e transferência. Contrato de Gerenciamento de Construção De forma a assegurar que as Unidades sejam construídas em conformidade com as necessidades de uso e gozo da Petrobras, a Petrobras, por meio do Contrato de Gerenciamento de Construção, prestará ao FII os serviços de administração e gerenciamento dos Contratos da Construção e de todos e quaisquer outros

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contratos relativos à construção, montagem, testes, condicionamento, assistência à operação e implementação das Unidades, tomando a Petrobras todas as decisões cabíveis para o bom e fiel desempenho destes serviços. Sendo assim, as Unidades serão desenvolvidas, construídas e instaladas pelo FII sob a coordenação da Petrobras. Contrato de Locação O Contrato de Locação celebrado em 22 de agosto de 2005 e aditado em 29 de setembro de 2005 entre Petrobras e o FII deu origem aos Créditos Imobiliários, objeto da operação de securitização imobiliária. O Contrato de Locação engloba em uma única relação mais de uma operação, dentre as quais: a aquisição do Direito de Superfície, a construção das Unidades sob especificações da Petrobras e a exploração da locação. Assim, por se tratar de um contrato atípico, não está sujeito a alguns aspectos da Lei de Locações, notadamente àqueles relativos à revisão do Valor Locatício e à rescisão contratual. Dada a atipicidade do Contrato de Locação, o cálculo do Valor Locatício levou em conta as seguintes características:

(a) o custo de construção das Unidades nos moldes determinados pela Petrobras;

(b) o nível de especificidade da construção das Unidades, que visa atender às necessidades peculiares da Petrobras;

(c) o prazo de vigência do Contrato de Locação; e

(d) que os Créditos Imobiliários servirão de lastro aos CRI. Prazo e Condições Suspensivas O Contrato de Locação permanecerá em vigor até 3 de agosto de 2015, sendo o Valor Locatício devido a partir do integral cumprimento das Condições Suspensivas. A Petrobras, na qualidade de fiscalizadora e coordenadora dos serviços de construção e instalação das Unidades, obriga-se a assegurar que as Condições Suspensivas tenham sido integralmente implementadas até a Data-Limite para Entrega das Unidades. Na hipótese de qualquer uma das Condições Suspensivas não ser implementada até a Data-Limite para Entrega das Unidades, a Petrobras deverá enviar notificação ao FII em até 5 Dias Úteis após a Data-Limite para Entrega das Unidades comunicando se irá rescindir o Contrato de Locação, mediante o pagamento do Valor Indenizatório e do Prêmio ou assumir a administração da obra de construção e instalação das Unidades e, se for o caso, promover a substituição da Construtora, com a finalidade de cumprir integralmente as Condições Suspensivas no prazo de até 330 dias a contar da Data-Limite para Entrega das Unidades, sendo devido ao FII, durante este prazo, o pagamento de multa compensatória no valor correspondente ao Valor Locatício que o FII deixar de receber em virtude de referido atraso no início da locação, a ser calculado pro rata die e pago pela Petrobras ao FII na primeira Data de Pagamento do Aluguel subseqüente à Data-Limite para Entrega das Unidades. Mediante a efetivação do pagamento ao FII da multa compensatória prevista neste parágrafo, a Petrobras se sub-rogará automática e independentemente de qualquer formalidade em qualquer crédito detido pelo FII contra quaisquer partes dos Contratos de Construção ou terceiros em virtude desses atrasos na conclusão da obra ou instalação das Unidades. Para maiores informações, vide item “Prazo do Contrato de Locação e Valor Locatício” da Seção “Introdução - Informações Relativas à Oferta – Características dos Créditos Imobiliários” deste Prospecto.

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Valor Locatício e Data de Pagamento do Aluguel O pagamento do Valor Locatício será efetuado pela Petrobras a partir da data em que forem implementadas as Condições Suspensivas até o término do Contrato de Locação. O pagamento do Valor Locatício será efetuado pela Petrobras nas Datas de Pagamento do Aluguel, conforme descrito no item “Prazo e Valor Locatício” da Seção “Introdução - Informações Relativas à Oferta - Características dos Créditos Imobiliários” deste Prospecto. O Valor Locatício devido pela Petrobras não estará sujeito a qualquer suspensão, retenção, revisão (exceto quanto à Parcela A), redução (inclusive no caso de indisponibilidade total ou parcial de qualquer uma das Unidades) ou compensação com qualquer outro valor eventualmente devido pelo FII ou terceiros à Petrobras. Para maiores informações, vide item “Prazo do Contrato de Locação e Valor Locatício” da Seção “Introdução - Informações Relativas à Oferta – Características dos Créditos Imobiliários” deste Prospecto. Reajuste do Valor Locatício O Valor Locatício será reajustado nos termos descritos no item “Reajuste do Valor Locatício” da Seção “Introdução - Informações Relativas à Oferta - Características dos Créditos Imobiliários” deste Prospecto. Obrigações Adicionais das Partes Além das formas de pagamento, reajuste e as hipóteses de término antecipado, o Contrato de Locação regula as obrigações das partes, que estão abaixo descritas: Obrigações da Petrobras As obrigações da Petrobras consistem em:

(a) pagar tempestivamente os Valores Locatícios, Tributos ou Encargos (definidos no Contrato de Locação) e demais valores devidos nos termos do Contrato de Locação;

(b) assumir responsabilidade integral e exclusiva por todos os danos e prejuízos causados em decorrência da posse, operação e manutenção das Unidades, responsabilizando-se por todo e qualquer custo necessário para reparos de qualquer magnitude e natureza, obrigando-se a manter o FII indene de todas e quaisquer reclamações, danos e obrigações relacionadas aos referidos danos e prejuízos;

(c) obter tempestivamente em nome próprio e/ou do FII toda e qualquer Aprovação Governamental necessária para a instalação, operação e funcionamento das Unidades;

(d) operar, reparar e manter as Unidades de acordo com os padrões de eficiência, cuidado e segurança normalmente adotados pela Petrobras na operação e manutenção de suas próprias unidades, de acordo com a legislação aplicável, observando, inclusive todos e quaisquer regulamentos ou leis de proteção ao meio ambiente e segurança do trabalho aplicáveis às Unidades, assumindo responsabilidade integral e exclusiva por danos pessoais e por todos e quaisquer danos patrimoniais, financeiros, ambientais ou de qualquer outra natureza ocasionados em decorrência da posse, operação e manutenção das Unidades, obrigando-se a manter o FII indene de todas e quaisquer reclamações, danos e obrigações relacionados aos referidos danos;

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(e) diligenciar, em nome do FII, o pagamento da Construtora e demais serviços e fornecedores que venham a ser contratados, bem como de toda e qualquer despesa ou obrigação relacionada com as obras de construção das Unidades nos termos do Contrato de Gerenciamento de Construção e dos Contratos da Construção;

(f) diligenciar as providências de contratação, pela Construtora, dos serviços necessários à construção das Unidades, nos termos, prazos, valores e condições estipuladas nos Contratos da Construção, adotando a mesma diligência normalmente adotada pela Petrobras na aquisição ou contratação, em nome próprio, de bens e serviços de natureza similar;

(g) coordenar, administrar e fiscalizar, sob sua responsabilidade, todos os serviços de engenharia, construção e montagem para implementação, operação e eventual reparo das Unidades, conforme os termos dos Contratos da Construção, de forma a assegurar a construção e entrega das Unidades nas especificações definidas pela Petrobras de acordo com todas as condições previstas nos Contratos da Construção e no Memorial Descritivo até a Data-Limite para Entrega das Unidades; e

(h) cumprir rigorosamente com os termos e obrigações do Contrato de Locação e dos demais Documentos do Projeto; e

(i) entregar ao FII, em prazo razoável para o tempestivo exercício dos direitos ou cumprimento

das obrigações, cópia de quaisquer citações, multas ou notificações relacionadas às Áreas do Projeto ou às Unidades, emitidas por quaisquer autoridades ou terceiros, mesmo que endereçadas à Petrobras.

Obrigações do FII As obrigações do FII consistem em:

(a) locar as Unidades à Petrobras nos termos do Contrato de Locação;

(b) não atribuir ao Direito de Superfície e/ou às Áreas do Projeto destinação diversa daquela para que lhe foi concedida, nos termos das Escrituras;

(c) aplicar na conta corrente indicada na cláusula 4.01 do Contrato de Locação, para a construção e instalação das Unidades, a totalidade (i) das contribuições de capital de seus Quotistas; (ii) dos recursos remanescentes em caixa do FII de acordo com a política de investimento do FII; e (iii) dos recursos captados pela Emissora e pagos ao FII pela cessão dos Créditos Imobiliários, conforme previsto no Contrato de Cessão de Créditos, disponibilizando estes recursos à Petrobras para que esta determine o pagamento à Construtora e demais contratados, segundo os Contratos da Construção, sendo certo que até que esses recursos sejam efetivamente aplicados nos referidos pagamentos, deverão os mesmos ser investidos nos instrumentos e ativos financeiros previstos no Regulamento;

(d) informar à Petrobras o cronograma de pagamento de quaisquer valores devidos pelo FII, seja em relação à construção das Unidades, ou ao funcionamento do FII ou por qualquer outro motivo, bem como quaisquer alterações dos termos do mesmo, dentro de 5 dias da sua alteração;

(e) enviar à Petrobras os comprovantes dos pagamentos efetuados pelo FII no prazo de 5 Dias Úteis contados da realização dos mesmos;

(f) cumprir todas as obrigações assumidas no Contrato de Locação e nos demais Documentos do Projeto;

(g) não estabelecer qualquer relacionamento direto com fornecedores dos bens ou materiais para a

construção das Unidades, sendo certo que todo o fornecimento será realizado sob a responsabilidade da Petrobras, na qualidade de supervisora e fiscalizadora da construção das

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Unidades nos termos dos Contratos da Construção e do Contrato de Gerenciamento de Construção, sendo que todo e qualquer direito de ação de tais contratos de fornecimento, na medida em que possam ser atribuídos ao FII, deverão ser cedidos à Petrobras; e

(h) assinar quaisquer documentos ou instrumentos adicionais e/ou praticar todos e quaisquer atos que sejam necessários para que a Petrobras cumpra as obrigações por ela assumidas nos Documentos do Projeto e na legislação em vigor, desde que a assinatura de tais documentos ou a prática de tais atos (i) seja necessária à consecução dos objetivos originalmente estabelecidos nos Documentos do Projeto; (ii) seja permitida nos termos dos Documentos do Projeto e pela legislação em vigor; (iii) esteja sob o controle razoável do FII; e (iv) não implique assunção de qualquer obrigação adicional, ampliação de obrigação existente ou extinção de direitos assegurados pelos Documentos do Projeto.

Multa A parte do Contrato de Locação que violar qualquer de suas cláusulas ou disposições, exceto aquelas nas quais seja atribuída uma multa específica ou penalidade e procedimento específico, ficará sujeita à penalidade equivalente ao valor de 80% da Parcela B do Valor Locatício vigente à época da infração, sempre por inteiro, independentemente do prazo decorrido da locação. Tal penalidade não se confunde com eventual indenização devida em caso de término antecipado do Contrato de Locação, e incidirá (a) no caso da infração a quaisquer cláusulas do referido contrato, no momento em que se completarem 30 dias contados do recebimento de notificação por escrito da outra parte, caso tal inadimplemento não tenha sido sanado; ou (b) no caso de mora no pagamento do Valor Locatício ou da multa compensatória prevista na Cláusula 3.04(b) do Contrato de Locação, no momento em que tal inadimplemento configurar um Evento de Inadimplemento nos termos do Contrato de Locação. Rescisão O Contrato de Locação contempla hipóteses de rescisão as quais encontram-se descritas no item “Rescisão do Contrato de Locação” da Seção “Introdução - Informações Relativas à Oferta - Características dos Créditos Imobiliários” deste Prospecto. Outras Informações O Contrato de Locação encontra-se anexo ao presente Prospecto, na Seção “Anexos”. O Contrato de Locação foi registrado nas matrículas das Áreas do Projeto, perante o Cartório do 2º Ofício de Registro de Imóveis da Comarca de Macaé, Estado do Rio de Janeiro. Contrato de Cessão de Créditos Em 22 de agosto de 2005, a RBDTVM, na qualidade de instituição administradora do FII, celebrou com a Emissora o Contrato de Cessão de Créditos, por meio do qual o FII cedeu à Emissora os Créditos Imobiliários. O Contrato de Cessão de Créditos foi averbado nas matrículas das Áreas do Projeto, perante o Cartório do 2º Ofício de Registro de Imóveis da Comarca de Macaé, Estado do Rio de Janeiro. Em contrapartida à cessão dos Créditos Imobiliários acima, o FII receberá o valor total de R$200.000.000,20 (“Preço de Aquisição”), a serem pagos em moeda corrente nacional, de forma integral e em uma única parcela, deduzindo-se: (a) a CPMF, quando devida; (b) os valores relativos à remuneração devida à Emissora pela emissão e estruturação do CRI; e (c) todas as despesas devidas à Emissora na forma estabelecida no Termo de Securitização, sendo o Preço de Aquisição, após as respectivas deduções, pago no 1º Dia Útil subseqüente à liquidação financeira da colocação dos CRI.

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Resolução O Contrato Cessão de Créditos resolver-se-á nos casos de:

(a) indeferimento, pela CVM, do registro definitivo da Oferta; (b) não efetuação da colocação integral dos CRI no mercado brasileiro de capitais em até 6 meses a

contar da data de publicação do anúncio de início de distribuição pública dos CRI; e (c) inadimplemento, pela Emissora, da obrigação de pagar o Preço de Aquisição no 1º Dia Útil

subseqüente à liquidação financeira da colocação dos CRI. Em caso de resolução do Contrato de Cessão de Créditos, o FII permanecerá com o Direito de Superfície e a posse das Unidades e com o direito de construir as Unidades com o objetivo específico de adimplir com os termos e condições do Contrato de Locação, a fim de assegurar a exeqüibilidade dos Créditos Imobiliários ora cedidos. Termo de Securitização Para emissão pública dos CRI foi escriturado o Termo de Securitização, cujos principais termos e condições estão descritos na Seção “Introdução - Informações Relativas à Oferta – Características dos CRI”. O Termo de Securitização foi averbado nas matrículas das Áreas do Projeto, perante o Cartório do 2º Ofício de Registro de Imóveis da Comarca de Macaé, Estado do Rio de Janeiro. O Termo de Securitização encontra-se anexo ao presente Prospecto, na Seção “Anexos”.

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IDENTIFICAÇÃO DE ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

1. Emissora

Rio Bravo Securitizadora S.A. Rua Chedid Jafet, 222 – Bloco B – 3º andar 04551-065 São Paulo, SP Glauber da Cunha Santos Diretoria Financeira e de Relações com Investidores Tel.: (11) 2107-6695 Fax: (11) 2107-6659 E-mail: gsantos@riobravo.com.br

2. Coordenador

Banco Santander Brasil S.A. Rua Amador Bueno nº 474, 3º andar 04752-005 São Paulo, SP Ricardo Leoni Tel.: (11) 5538-6792 Fax: (11) 5538-8252 E-mail: ricardoc@santanderbanespa.com.br

3. Consultores Jurídicos 3.1. Consultor da Petrobras

Souza, Cescon Avedissian, Barrieu e Flesch – Advogados Praia de Botafogo, 228, cj. 1101 22250-040 Rio de Janeiro, RJ Tel.: (21) 2196-9200 Fax: (21) 2551-5898 E-mail: scbfrj@scbf.com.br

3.2. Consultor do Coordenador

Pinheiro Guimarães – Advogados Av. Rio Branco 181, 27º andar 20040-918 Rio de Janeiro, RJ Tel.: (21) 4501-5000 Fax: (21) 4501-5025 E-mail: pgarj@pinheiroguimaraes.com.br

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4. Auditores 4.1. Auditores da Emissora

PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes Av. Francisco Matarazzo, 1400 05001-400 São Paulo, SP

Carlos Augusto Silva Tel.: (11) 3674-2000 Fax: (11) 3674-2000 E-mail: carlos_augusto.silva@br.pwc.com

4.2. Auditores da Petrobras

Ernst & Young Auditores Independentes S/C Praia de Botafogo, 300, 13º andar 22250-040 Rio de Janeiro, RJ Paulo José Machado Tel.: (21) 2554-1400 Fax: (21) 2554-1500 E-mail: paulo.j.machado@br.ey.com

Declarações da Emissora e do Coordenador: Considerando que:

(a) a Oferta consiste em uma distribuição pública de CRI e os ativos subjacentes (Créditos Imobiliários) constituem obrigações da Petrobras, e que a mesma não controla ou é controlada pela Emissora;

(b) a Petrobras, a Emissora e o Coordenador constituíram assessores jurídicos para auxiliá-los na Oferta; (c) para a realização da Oferta foi efetuada auditoria legal na Emissora e na Petrobras, iniciada em 21 de

julho de 2005 e concluída em 20 de outubro de 2005; (d) foram disponibilizados (1) pela Petrobras os documentos solicitados pela Emissora e pelo

Coordenador; e (2) pela Emissora os documentos solicitados pelo Coordenador; e (e) a Emissora, o Coordenador e a Petrobras participaram na elaboração dos Prospectos Preliminar e

Definitivo. A Emissora, o Coordenador e o Agente Fiduciário declaram que tomaram cautelas e agiram com elevados padrões de diligência, para assegurar que:

(a) a Oferta é legal e não estão presentes vícios na estrutura da operação relacionada aos CRI; (b) o presente Prospecto e o Termo de Securitização contêm, nesta data, e o Prospecto Definitivo conterá, na

data de sua divulgação, informações verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, para permitir aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito da Oferta; e

(c) as informações fornecidas ao mercado durante todo o prazo de distribuição são suficientes, para permitir

aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito da Oferta.

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Esta declaração e a extensão da responsabilidade incorrida resultante desta declaração (i) pela Emissora, pelo Agente Fiduciário e pelo Coordenador, no tocante às informações da Petrobras, é limitada às informações e documentos disponibilizados pela Petrobras, na forma do item (d) acima e pela assunção de que a Emissora, o Agente Fiduciário e o Coordenador receberam toda a informação solicitada à Petrobras durante a auditoria legal na Petrobras, de modo a tornar esta declaração verdadeira e correta; (ii) pelo Agente Fiduciário e pelo Coordenador, no tocante às informações da Emissora, é limitada às informações e documentos disponibilizados pela Emissora, na forma do item (d) acima e pela assunção de que o Agente Fiduciário e o Coordenador receberam toda a informação solicitada à Emissora durante a auditoria legal na Emissora, de modo a tornar esta declaração verdadeira e correta; (iii) pela Emissora, no tocante às informações da Emissora, não é limitada, sendo verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes para uma decisão fundamentada do investidor a respeito da Oferta.

INFORMAÇÕES CADASTRAIS DA EMISSORA Identificação Rio Bravo Securitizadora S.A., sociedade por ações

inscrita no CNPJ/MF sob nº 02773542/0001-22, com seus atos constitutivos arquivados na Junta Comercial do Estado de São Paulo – JUCESP sob NIRE nº 35300157648 e registro de companhia aberta nº 018406.

Sede A sede da Emissora está localizada na Cidade de São

Paulo, Estado de São Paulo, na Rua Chedid Jafet, 222 – Bloco B – 3º andar.

Diretoria de Relações com Investidores A Diretoria de Relações com Investidores da Emissora

está localizada na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na Rua Chedid Jafet, 222 – Bloco B – 3º andar. O responsável por esta Diretoria é o Sr. João Paulo dos Santos Pacífico. O telefone do departamento de acionistas da Emissora é (0xx11) 2107-6695 e o fac-símile é (0xx11) 2107-6659.

Auditores Independentes PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes para

os exercícios sociais de 2004, 2003 e 2002. Jornais nos quais Divulga Informações As informações referentes à Emissora são divulgadas no

Diário Oficial do Estado de São Paulo e no DCI - Diário Comércio Indústria & Serviços.

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SUMÁRIO DA EMISSORA E DA PETROBRAS Encontra-se a seguir um resumo das atividades da Emissora, da Petrobras e das informações financeiras da Emissora e da Petrobras. O presente sumário não contém todas as informações que o investidor deve considerar antes de investir nos CRI. O investidor deve ler o Prospecto como um todo, incluindo as informações contidas na Seção “Introdução - Fatores de Risco” e as demonstrações financeiras e respectivas notas, antes de tomar uma decisão de investimento. As demonstrações financeiras da Emissora estão anexas a este Prospecto. As demonstrações financeiras completas da Petrobras (e notas explicativas) estão disponíveis no site www.petrobras.com.br/ri. A Emissora A Emissora foi criada em 1998 com o objetivo de dar liquidez a recebíveis imobiliários, na seqüência da promulgação da Lei do Sistema de Financiamento Imobiliário, que introduziu (a) o conceito de fidúcia para bens imóveis; (b) as companhias securitizadoras de créditos imobiliários; (c) os certificados de recebíveis imobiliários; e (d) o regime fiduciário para tais créditos. Com início das atividades operacionais em 1999, a Emissora realizou, no ano de 2000, operações de securitização de recebíveis imobiliários por meio da emissão de certificados de recebíveis imobiliários, com captação aproximada de R$11 milhões, sendo a primeira operação de certificados de recebíveis imobiliários a ser realizada com recebíveis gerados por uma incorporadora imobiliária. Em 2001, a Emissora emitiu 4 séries de certificados de recebíveis imobiliários no montante total aproximado de R$157,5 milhões, destacando-se que a 4ª série foi a maior operação de oferta pública de certificados de recebíveis imobiliários já realizada até então, no montante de R$135,0 milhões. Em 2002 e 2003, a Emissora emitiu outras 6 séries de certificados de recebíveis imobiliários, num volume total de R$68,5 milhões. Em 2004, a Emissora emitiu 7 novas séries de certificados de recebíveis imobiliários, com volume total de cerca de R$60 milhões, com destaque para as primeiras operações a serem realizadas com aquisição final dos certificados de recebíveis imobiliários pelo Fundo de Garantia por Tempo de Serviço, reafirmando mais uma vez o pioneirismo da Emissora ao ser a primeira qualificada pelo FGTS a realizar este tipo de operação. Neste ano, até a presente data, a Emissora já realizou emissões de certificados de recebíveis imobiliários no volume aproximado de R$102 milhões, totalizando mais de R$391 milhões em certificados de recebíveis imobiliários emitidos e colocados junto ao mercado de capitais brasileiro. Em 31 de dezembro de 2004 e 30 de junho de 2005, o saldo devedor das emissões da Emissora, respectivamente, totalizava aproximadamente R$350 milhões e R$358 milhões, todas sob regime fiduciário. Para informações sobre o que é o regime fiduciário, ver Seção “Informações sobre a Emissora - Visão Geral do Setor de Securitização Imobiliária” constante deste Prospecto. Desde a constituição da Emissora todas as obrigações de pagamento e amortização previstas em qualquer das séries de certificados de recebíveis imobiliários emitidas foram adimplidas de acordo com o previsto nos respectivos termos de securitização. A Petrobras A Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras é uma sociedade de economia mista constituída nos termos da Lei nº 2.004 (com vigência a partir de 3 de outubro de 1953). As sociedades de economia mista são sociedades anônimas brasileiras criadas por lei especial, cuja maioria do capital com direito de voto deve ser detida pela União, por um estado ou município. A Petrobras é controlada pela União Federal, contudo, suas ações ordinárias e preferenciais são negociadas em bolsa. A sede da Petrobras está situada na Avenida República do Chile, 65, CEP 20031-912 – Rio de Janeiro – RJ, Brasil, e seu número de telefone é (55-21) 3224-4477.

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A Petrobras iniciou suas operações no Brasil em 1954, como uma empresa 100% estatal responsável por todas as atividades do setor de petróleo e gás no Brasil. Desde o início de suas operações e até 1995, a Petrobras detinha o monopólio estatal da produção, refino, distribuição da totalidade de petróleo bruto e gás no Brasil. Em 9 de novembro de 1995 a Constituição da República Federativa do Brasil foi modificada, pela Emenda Constitucional nº 9, para autorizar o Governo Federal a contratar empresas públicas ou privadas para exploração e comercialização de petróleo e gás natural no Brasil. Esta modificação pôs fim ao monopólio detido pela Petrobras. A indústria de petróleo bruto e gás natural no Brasil experimentou reformas significativas desde a promulgação da Lei no 9.478, ou Lei de Petróleo, em 6 de agosto de 1997, a qual estabeleceu a concorrência nos mercados brasileiros de petróleo bruto, produtos derivados de petróleo e gás natural a fim de beneficiar os usuários finais. A partir de 2 de janeiro de 2002, o governo brasileiro desregulamentou os preços de petróleo bruto e dos produtos derivados de petróleo. Vide Seção “Informações sobre a Petrobras – Visão Geral do Setor de Petróleo e Gás – Regulamentação de Preços”. A transformação gradativa da indústria de petróleo e gás desde 1997 resultou em uma participação maior de empresas internacionais no Brasil em todos os segmentos de nossos negócios, tanto na condição de concorrentes como de sócios. Tomando-se por base suas receitas consolidadas no ano de 2004, a Petrobras é considerada a maior empresa brasileira e um das maiores empresas do setor de petróleo e gás da América Latina. Em 2004, a Petrobras apresentou um valor de R$150,403 bilhões referente à venda de produtos e serviços, obteve uma receita operacional líquida de R$108,201 bilhões e lucro líquido de R$17,860 bilhões. A Petrobras desenvolve ampla gama de atividades, que incluem os seguintes segmentos de suas operações:

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

• Refino, Transporte e Comercialização – O segmento de refino, transporte e comercialização abrange o refino, logística, transporte e compra de petróleo bruto, bem como a compra e venda de produtos derivados do petróleo e álcool combustível. Além disso, este segmento inclui as divisões petroquímica e de fertilizantes, que inclui investimentos nas empresas petroquímicas domésticas e nas duas fábricas de fertilizantes nacionais.

• Distribuição – O segmento de distribuição abrange as atividades de distribuição dos produtos derivados do petróleo e álcool combustível conduzidas no Brasil pela BR, uma controlada da Petrobras.

• Gás Natural e Energia – O segmento de gás natural e energia abrange a compra, venda e o transporte de gás natural produzidos ou importados no Brasil. Além disso, este segmento inclui as atividades de comercialização de energia elétrica doméstica bem como investimentos nas empresas de transporte de gás natural, distribuidoras de gás natural estaduais e empresas termelétricas.

• Internacional – O segmento internacional abrange as atividades internacionais conduzidas em 14 países (Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, México, EUA, Venezuela, Irã, Líbia, Tanzânia, Uruguai, Nigéria, Peru e Equador), que incluem a Exploração e Produção, Fornecimento, Refino, Petroquímica, Distribuição e Gás e Energia.

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• Corporativo – O segmento corporativo inclui aquelas atividades não atribuíveis a outros segmentos, incluindo a administração financeira corporativa, despesas gerais relacionadas à administração central e outras despesas, incluindo despesas com previdência e assistência médica.

Regime Jurídico da Petrobras A Petrobras é uma sociedade de economia mista. Sociedades de economia mista são sociedades criadas por lei especial nas quais a maioria do capital votante é detida pelo Governo Federal, Estadual ou Municipal. A Petrobras é controlada pelo Governo Federal. A sede da Petrobras está situada na cidade do Rio de Janeiro. Nos termos da Constituição Federal, a Petrobras se a sujeita ao regime jurídico próprio das empresas privadas, inclusive quanto aos direitos e obrigações civis, comerciais, trabalhistas e tributários. A cada exercício social, a Petrobras é obrigada a apresentar ao Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão e ao Ministério de Minas e Energia um orçamento para o exercício social seguinte. Depois de analisado por esse Ministério, o orçamento é submetido ao Congresso Nacional para aprovação. Como conseqüência deste processo, o total dos investimentos operacionais da Petrobras é regulado durante cada exercício social, embora a destinação específica dos recursos seja definida pela Petrobras. Os objetivos e planejamentos estratégicos da Petrobras estão sujeitos à supervisão do Ministério do Planejamento, Orçamento e Administração. Suas atividades estão também sujeitas à regulamentação, entre outros, do Ministério da Fazenda e do Ministério de Minas e Energia. Adicionalmente, a Petrobras está sujeita à regulamentação por parte da CVM, uma vez que suas ações ordinárias e preferenciais são negociadas em bolsa de valores. Posicionamento Estratégico (Planejamento Estratégico Petrobras 2015) O Plano Estratégico Petrobras 2015 consolida a estratégia da Petrobras de buscar a liderança de petróleo, gás natural e derivados na América Latina, atuando como empresa integrada de energia, com expansão seletiva da petroquímica e da atividade internacional, sendo vetores relevantes da estratégia o crescimento da empresa, a rentabilidade e a atuação com responsabilidades social e ambiental. A estratégia corporativa abrange os seguintes direcionamentos:

• Consolidar e ampliar as vantagens competitivas no mercado brasileiro e sul-americano de petróleo e derivados;

• Desenvolver e liderar o mercado brasileiro de gás natural e atuar de forma integrada nos mercados de gás e energia elétrica no Cone Sul;

• Expandir seletivamente a atuação internacional de forma integrada com os negócios da Petrobras;

• Expandir seletivamente a atuação no mercado petroquímico brasileiro e do Cone Sul; e

• Atuar seletivamente no mercado de energias renováveis. Vantagens Competitivas A Petrobras possui diversas vantagens competitivas, dentre as quais se destacam:

• Posição de mercado dominante na produção, refino e transporte de petróleo bruto e seus derivados no Brasil;

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• Base de reservas significativa; • Especialização tecnológica em águas profundas; • Eficiência de custos em decorrência de suas operações serem realizadas em larga escala

combinada com a integração vertical dentro de cada um de seus segmentos de atuação; • Posição estratégica no mercado brasileiro de gás natural, o qual tem grande potencial de

crescimento; e • Sucesso em atrair parceiros internacionais para todos os ramos de atividade.

Posição de mercado dominante na produção, refino e transporte de petróleo bruto seus derivados no Brasil. O período no qual a Petrobras foi a única fornecedora brasileira de petróleo e de seus derivados permitiu o desenvolvimento por completo de uma infra-estrutura operacional em todo o Brasil e uma grande base de Reservas Provadas. A longa história, os recursos e a presença estabelecida da Petrobras no Brasil permitem-na competir de modo eficaz com outros participantes do mercado e com novos entrantes no mercado, agora que o mercado de petróleo e gás natural foi liberalizado. A Petrobras opera nos maiores campos de petróleo em desenvolvimento e praticamente toda a capacidade de refino do Brasil. A média de produção diária nacional de petróleo bruto e de LGN da Petrobras reduziu-se 3,1% em 2004, em comparação com um crescimento de 2,7% em 2003 e 12,3% em 2002. Base de reservas significativa. A Petrobras possuía, em 31 de dezembro de 2004, Reservas Provadas desenvolvidas e não desenvolvidas estimadas em 11,8 bilhões boe no Brasil e no exterior. Além disso, a Petrobras possui uma significativa base de áreas de exploração, tanto no Brasil como no exterior, que estão sendo continuamente exploradas pela Petrobras e por seus parceiros da indústria do petróleo de modo a dar continuidade ao aumento de suas reservas. Em 31 de dezembro de 2004, a razão entre as Reservas Provadas da Petrobras e sua média de produção era de 16,9 anos. A maior parte das reservas da Petrobras, incluindo descobertas recentes, está localizada em águas profundas, áreas que geralmente exigem um planejamento extra, uma avaliação mais detalhada e um tempo de execução adicional para início da produção, em comparação com a produção feita em terra. De acordo com o plano estratégico da Petrobras para o período 2006-2010, a Petrobras tem investido o capital necessário para construção das plataformas de exploração e produção necessárias para a monetização das reservas. Apesar do tempo estimado de vida útil das Reservas Provadas da Petrobras ser superior à média da indústria do petróleo, o tempo de planejamento adicional necessário para tornar produtivas áreas em águas profundas também significa que a parcela de Reservas Provadas não desenvolvidas da Petrobras também pode ser maior do que a média da indústria do petróleo. A Petrobras acredita que suas Reservas Provadas proporcionarão oportunidades significativas para sustentar e aumentar o crescimento da produção. Especialização tecnológica em águas profundas. No decorrer do desenvolvimento de bacias de alto-mar brasileiras nos últimos 35 anos, a Petrobras adquiriu reconhecido conhecimento em técnicas e tecnologias de perfuração, desenvolvimento e produção em águas profundas. A Petrobras está desenvolvendo tecnologia que lhe permitirá a exploração de poços em profundidades superiores a 3.000 metros (9.842 pés) de lâmina d’água.

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A especialização da Petrobras no desenvolvimento e produção em águas profundas possibilitou o alcance de altos níveis de produção e reduziu os custos de extração (excluídos royalties, participação especial e pagamentos pela retenção de áreas, geralmente referidos como “participações governamentais”). No ano de 2004, o custo médio de extração de petróleo bruto e de produtos de gás natural no Brasil, excluídas as participações governamentais, aumentou para US$4,33/boe, em comparação ao valor de US$3,48/boe no ano de 2003. Incluindo as participações governamentais, o custo de extração médio da Petrobras aumentou para US$10,77/boe no ano de 2004, em comparação com US$8,62/boe no ano de 2003. Eficiência de custos em decorrência de suas operações serem realizadas em larga escala combinada com a integração vertical dentro de cada um de seus segmentos de atuação. Como empresa dominante nos segmentos de petróleo e gás natural, a Petrobras atingiu significativa redução em seus custos em virtude:

• da localização de mais de 80% das Reservas Provadas em campos grandes, contíguos e altamente produtivos situados em alto mar na Bacia de Campos, o que permite a concentração da infra-estrutura operacional, reduzindo seus custos de exploração, desenvolvimento e produção;

• da localização da maior parte das refinarias pertencentes à Petrobras na região sudeste, próxima à Bacia de Campos e aos mercados mais densamente industrializados e povoados do País; e

• do relativo equilíbrio existente entre a atual produção da Petrobras de 1,5 milhões de barris por dia, do volume de refino de 1,7 milhões de barris por dia e a demanda total do mercado brasileiro por produtos derivados de hidrocarbonetos de 1,8 milhões de barris por dia em dezembro de 2004.

A Petrobras acredita que tais eficiências de custos decorrentes de sua integração, de sua infra-estrutura existente e de seu equilíbrio permitem-na competir de modo eficaz com outros produtores e importadores no mercado brasileiro. Posição estratégica no mercado brasileiro de gás natural, o qual tem grande potencial de crescimento. A Petrobras atua na maioria dos segmentos do mercado de gás natural brasileiro. Atualmente, a demanda por gás natural é limitada, em parte porque a infra-estrutura de distribuição ainda está em desenvolvimento. Os preços praticados pela Petrobras para o gás natural, os quais dependem do custo de outras fontes de energia às quais ele pode substituir, tem valor de menos da metade do preço atual nos Estados Unidos da América, onde a demanda é mais desenvolvida. A demanda por gás natural no Brasil cresceu 22% em 2004, ultrapassando a média de 14% de crescimento dos quatro anos anteriores. Apesar de não ser possível ter certeza se a demanda por gás natural continuará a crescer em um taxa similar a dos anos anteriores durante os anos vindouros, a Petrobras espera um crescimento contínuo uma vez que seus gasodutos comecem a operar. Em razão da diversidade de operações no mercado de gás natural, a Petrobras acredita estar bem posicionada para se beneficiar do potencial crescimento da demanda no Brasil por gás natural. A Petrobras pretende atender essa demanda por meio das seguintes iniciativas:

• desenvolvimento das Reservas Provadas de gás natural na Bolívia e investimentos no Gasoduto Bolívia-Brasil, com 3.150 Km de comprimento;

• aumento da produção de gás natural não associado e de gás natural associado combinado com

a realização de investimentos nas instalações de processamento necessárias ao processamento das recentes descobertas de gás natural não associado, principalmente na Bacia de Santos;

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• investimentos planejados na expansão da rede de transporte de gás natural em todo o Brasil; • aumento da participação no mercado distribuidor de gás natural através de investimentos em

20 das 24 distribuidoras de gás natural brasileiras; e • investimentos em usinas termelétricas, as quais servirão de fontes de demanda de gás natural da

Petrobras. Sucesso em atrair parceiros internacionais para todos os ramos de atividade. Como resultado de sua experiência, conhecimento e da abrangência de sua infra-estrutura no Brasil, a Petrobras atraiu parceiros nas atividades de exploração, desenvolvimento, refino e energia, como Repsol – YPF, ExxonMobil, Shell, British Petroleum, Chevron-Texaco e Total. A parceria com outras companhias permite que a Petrobras divida seus riscos, necessidades de capital e tecnologia ao mesmo tempo em que promove seu desenvolvimento e expansão. A Petrobras enfrenta uma série de riscos e incertezas para fazer uso de suas vantagens competitivas. Vide Seção “Introdução - Fatores de Risco”. Concorrência Como conseqüência da abertura do setor de petróleo e gás natural no Brasil, a Petrobras espera enfrentar concorrência crescente em suas operações tanto de upstream quanto de downstream. No segmento de exploração e produção, o procedimento de leilão realizado pelo Governo Federal para exploração de novas áreas possibilitou que diversas empresas de petróleo e gás regionais e multinacionais iniciassem a exploração de petróleo bruto no Brasil. Caso essas empresas venham a descobrir quantidades comerciais de petróleo bruto e se tornem capazes de processá-lo de forma economicamente viável, aumentará a concorrência com a produção da Petrobras. No passado, a Petrobras enfrentou pouca competição em decorrência das leis que, quando em vigor, lhe concediam efetivamente o monopólio deste segmento. Com a extinção deste monopólio e a abertura do setor, outras empresas podem explorar, produzir, transportar e distribuir petróleo e seus derivados no Brasil. Como resultado, alguns participantes já começaram a importar produtos derivados de petróleo, os quais competirão com os produtos derivados de petróleo refinados pela Petrobras em suas refinarias no Brasil bem como com os produtos que a própria Petrobras importa. A Petrobras agora compete com as importações globais, a preços internacionais. A Petrobras acredita que esta concorrência adicional pode afetar os preços cobrados pela Petrobras por seus produtos, o que conseqüentemente pode afetar os lucros auferidos pela Petrobras. A Petrobras estima que tinha uma participação no mercado de aproximadamente 96,7% no segmento de produção de petróleo no Brasil no ano de 2004. A Petrobras não enfrenta competidores relevantes no setor de produção de petróleo no Brasil. No segmento de exploração de petróleo, a Petrobras estima que as atividades desenvolvidas exclusivamente por ela representaram cerca de 39,3% do mercado de exploração de petróleo no Brasil durante o ano de 2004 e que as atividades de exploração conduzidas pela Petrobras em parceria representaram 46,8% do mercado de exploração de petróleo no Brasil durante o ano de 2004. Os principais competidores da Petrobras no segmento de exploração de petróleo são a Agip, a Devon, a Shell, a Maersk, a Statoil, a Chevron-Texaco, a Encana e a El Paso. A Petrobras espera ainda concorrência contínua em seu segmento de distribuição, o qual é o segmento onde a Petrobras atualmente enfrenta a maior concorrência. A Petrobras compete, em especial, com pequenos distribuidores, muitos dos quais têm sonegado e poderão continuar a sonegar o pagamento de certos tributos sobre suas vendas. Além disso, alguns destes distribuidores misturam a gasolina com solventes baratos, o que lhes possibilita oferecer gasolina a preços mais baixos do que os cobrados pela Petrobras. A Petrobras teve uma participação de aproximadamente

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32,8% no setor de distribuição no Brasil, conforme dados do Sindicom (Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e de Lubrificantes). Os maiores competidores da Petrobras neste segmento são a Ipiranga, a Shell, a Esso e a Texaco. No segmento de gás natural e energia, a Petrobras espera ter de concorrer com novos entrantes no setor, que vêm adquirindo participações em empresas distribuidoras de gás e em empresas de geração de energia termelétrica além dos concorrentes já existentes, que vêm expandindo suas operações a fim de consolidar sua posição no Brasil. A Petrobras tinha uma participação de cerca de 7,7% no mercado de gás natural e energia, com base nas receitas do ano de 2004, conforme dados do Balanço Energético Nacional para o ano de 2004, publicação oficial do Ministério de Minas e Energia. No segmento internacional, a Petrobras planeja continuar a expandir suas operações, não obstante espere continuar enfrentando concorrência em regiões nas quais já atua, incluindo o Golfo do México, África e Cone Sul. A Petrobras já se tornou um participante importante do mercado de alguns países nos quais possui operações internacionais. Na Argentina, a Petrobras possui uma participação de 14,7% no mercado de combustíveis de automóveis e 8,1% no mercado de lubrificantes. Na Bolívia, a Petrobras possui uma participação de 98% do mercado de refino, 25% no mercado de combustíveis e 63% no mercado de lubrificantes. Visão Geral por Segmento Exploração e Produção As reservas de petróleo da Petrobras localizam-se principalmente em alto-mar, especificamente na Bacia de Campos, a maior região produtora de petróleo do Brasil e uma das áreas de petróleo e gás mais produtivas da América do Sul. Em 2004, as Reservas Provadas domésticas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras, atingiram a marca de 13,0 Bboe, pelo critério SPE, volume 3,3% superior ao registrado em 2003, enquanto que pelos critérios da SEC (que limitam a apuração aos volumes a serem produzidos no período dos contratos de concessão das áreas em desenvolvimento e em produção) tais Reservas Provadas atingiram 10,6 Bboe, registrando crescimento de 1,6% em relação a 2003. A produção média anual de óleo líquido de gás natural (LGN) e condensado foi de 1,49 Mbpd em 2004, inferior em 3,1% em relação à apurada em 2003, que montou a 1,54 Mbpd, equiparando-se à produção em 2002, que totalizou 1,50 Mbpd. A produção de gás natural (sem LGN) em 2004 foi de 42,1 Mmcmd, 5,8% superior a verificada em 2003, de 39,8 Mmcmd, que foi estável se comparada àquela apurada em 2002, de 40,0 Mmcmd. Refino, Comercialização, Petroquímica e Transporte No Brasil, a Petrobras detém e opera 11 refinarias com uma capacidade bruta total de 1,99 Mmbpd, o que corresponde a 98,6% da capacidade de refino no Brasil. Em 2004 a carga processada foi de 1,70 Mmbpd, sendo 1,29 Mmbpd de petróleo nacional. O volume de vendas da Petrobras em 2004 alcançou 1,64 Mmbpd de produtos derivados de petróleo, sendo 40,1% de óleo diesel, 16,8% de gasolina, 6,6% de óleo combustível, 9,6% de nafta, 12,8% de GLP, 4,5% de querosene de aviação e 9,6% de outros derivados. O volume total de derivados comercializado no mercado brasileiro pela Petrobras em 2004 atingiu 1,64 Mbpd, superior em 6% do apurado em 2003. Em relação ao mercado externo, a Petrobras em 2004 exportou 0,40 Mbpd de petróleo e derivados e importou 0,56 Mbpd.

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Distribuição A rede de vendas da Petrobras para distribuição no varejo de produtos derivados de petróleo, álcool combustível e gás natural, por meio da BR, consistia, em 31 de dezembro de 2004, em 6.785 postos de serviço no Brasil (5.047 postos ativos em 2004), dos quais 5.151 são urbanos, 1.593 rodoviários e 41 marítimos. Do total, 631 são de propriedade da BR. A participação da Petrobras no mercado brasileiro de distribuição de combustíveis em 2004 foi de 32,8% (31,5% em 2003). No mercado de GNV, os 245 postos que atuam nesse segmento alcançaram participação de 27% no mercado brasileiro. A BR também vende diretamente para consumidores comerciais e industriais. As operações de distribuição têm o suporte de uma capacidade de armazenamento de aproximadamente 8 Mmboe, em 115 instalações de armazenamento e 102 depósitos de produtos para aviação situados em aeroportos em todo o País. Gás Natural e Energia Este segmento inclui a compra, venda e transporte de gás natural produzido ou importado pelo Brasil, Além disso, este segmento inclui as atividades de comercialização de energia elétrica doméstica, bem como os investimentos em empresas de transporte de gás natural doméstico, distribuidoras de gás natural de propriedade do estado e empresas termelétricas. Em 2004, o consumo de gás representou 7,5% do consumo primário de energia no País, em comparação com aproximadamente 6,5-7% em 2003 e 5,5-6,0% em 2002. Nos últimos três anos, o consumo de gás natural no setor industrial cresceu aproximadamente 75%, enquanto que o consumo no segmento veicular foi de aproximadamente 70%. A Petrobras pretende atender essa crescente demanda principalmente por meio de:

• produção de gás natural associado e não associado às suas reservas nacionais (Bacia de Campos e Bacia de Santos); e

• incremento na utilização da Rede Básica de Transporte de Gás Natural - RBTGN, atualmente

representada por um conjunto interligado de 4 mil Km de gasodutos, ligando Fortaleza a Porto Alegre e São Paulo a Bolívia, cuja extensão é localizada próxima a 48 blocos offshore detidos pela Petrobras.

Além disso, como a legislação brasileira assegura a cada Estado brasileiro o monopólio para distribuir gás dentro de seu território e vários desses Estados constituíram companhias para explorar tal monopólio, a Petrobras tem investido significativamente na aquisição de participações minoritárias nessas companhias. Atualmente, a Petrobras participa no capital de 19 das 26 companhias distribuidoras de gás existentes. Essas companhias das quais a Petrobras participa tinham em 31 de dezembro de 2004 aproximadamente 2.900km de gasodutos e venderam em média 585,7 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia. A Petrobras tem efetuado investimentos no setor de energia como estratégia para assegurar mercado de gás natural e derivados comercializados pela Petrobras. Embora o plano estratégico da Petrobras preveja um aumento na capacidade de geração de energia, a implementação desse plano dependerá do nível de demanda por eletricidade no mercado local e do sucesso na comercialização de energia.

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Internacional Em 2004, aproximadamente 9,8% das receitas líquidas da Petrobras foram geradas fora do Brasil. A Petrobras atua em 14 países: Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, Estados Unidos da América, México, Peru, Uruguai, Venezuela, Irã, Angola, Líbia, Nigéria e Tanzânia. A Petrobras pretende passar de uma companhia integrada de óleo e gás no Brasil para um líder no setor energético na América Latina e um importante player no cenário internacional. A Petrobras pretende concentrar suas atividades internacionais de exploração, desenvolvimento e produção em áreas onde ela poderá se utilizar com sucesso de suas vantagens competitivas, como a perfuração em áreas profundas. A Petrobras pretende realizar perfurações na costa oeste da África e no Golfo do México (offshore), bem como na América do Sul (onshore). A Petrobras previu investir o montante de US$7,1 bilhões para as atividades internacionais durante o período de 2006 a 2010.

Resumo Econômico-Financeiro (consolidado)

Exercício encerrado

em 31 de dezembro de

(R$milhões) 2004 2003 2002

Receita Operacional Bruta 150.403 131.988 99.164

Receita Operacional Líquida 108.202 95.743 69.176

Resultados:

Atividades Próprias 17.993 20.722 6.672

Subsidiárias/Coligadas (145) (1.009) 1.426

Itens Extraordinários (2) (13) (1.918) (1.439)

Lucro 17.861 17.795 8.098

Endividamento Líquido (3) 33.813 34.684 40.491

EBITDA (%) (4) 35.988 32.615 18.283

Endividamento Líquido/ EBITDA (%) (3)(4) 94 106 219

Patrimônio Líquido 62.272 49.367 34.325

Ativo Permanente 79.531 68.584 42.562

Relação Capital Próprio/Capital de Terceiros (3) 44/56 61/39 67/33

(1) Os valores expressos em Reais (R$), mencionados nesta análise financeira, foram apurados em conformidade às práticas

contábeis emanadas da legislação societária e às normas da CVM. (2) Considera-se como Itens Extraordinários valores referentes a fatos não previstos ou habituais aos negócios da Petrobras e

que, portanto, não são recorrentes. (3) Inclui endividamento contraído pelas Empresas de Propósito Específico com as quais a Petrobras estruturou projetos na

modalidade de Project Finance, além de adiantamento por conta de empreendimentos em consórcios e endividamento contraído através de contratos de leasing.

(4) Resultado antes dos impostos, das participações minoritárias, do resultado financeiro líquido, das participações em investimentos relevantes, e da depreciação, amortização e custo com abandono.

(5) As receitas, despesas, ativos e passivos consolidados, no exercício de 2004, estão influenciados pelos efeitos da apreciação do real em 8,1% em relação ao dólar norte-americano, enquanto que no exercício de 2003 houve uma apreciação de 18,23% do real em relação a moeda norte-americana.

(6) As receitas, despesas, ativos e passivos consolidados estão influenciados pelos negócios desenvolvidos pela Companhia Triunfo, a partir de junho de 2004, através da Petroquisa (controlada integral) e, a partir de setembro de 2004, pelos negócios da Liquigás (Ex-AGIP), adquirida pela BR em 09 de agosto de 2004, e que foram incluídos na consolidação da Petrobras, sendo que, o resultado contempla somente os meses de agosto de 2004 a dezembro de 2004, o que prejudica a comparabilidade com períodos anteriores.

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RESUMO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DA EMISSORA E DA PETROBRAS Emissora No presente Prospecto, os termos “Real”, “Reais” e o símbolo “R$” referem-se à moeda oficial do Brasil. Os termos “dólar” e “dólares”, assim como o símbolo “US$”, referem-se à moeda oficial dos Estados Unidos da América. As demonstrações financeiras consolidadas auditadas da Emissora são apresentadas em reais e são elaboradas em conformidade com os Princípios Contábeis Brasileiros.

Alguns números constantes do presente Prospecto podem não representar totais exatos em virtude de arredondamentos efetuados. Sendo assim, os resultados totais constantes de algumas tabelas presentes neste Prospecto podem não corresponder ao resultado exato da soma dos números que os precedem.

As informações e dados estatísticos relativos ao mercado em que a Emissora atua foram obtidos junto a relatórios de consultorias independentes, órgãos governamentais e publicações em geral. Em que pese a Emissora acreditar na credibilidade de tais fontes de informação, esta não realizou qualquer verificação independente quanto àquelas informações ou dados estatísticos, pelo que não se pode garantir sua exatidão e completude.

Informações das Demonstrações de Resultado

Período de 6 meses encerrado em 30 de junho de

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

(R$) 2005 2004 2004 2003 2002

Receita Bruta 458.370 340.389 879.134 2.173.488 1.016.422

Deduções da Receita Bruta (51.199) (45.870) (97.271) (111.818) (47.958)

Receita Líquida 407.171 294.519 781.863 2.061.670 968.464

Despesas Operacionais (992.008) (36.610) (87.732) (1.023.807) (1.165.426)

Gerais e Administrativas (1.192.905) (631.499) (1.130.920) (1.353.341) (1.077.137)

Financeiras 202.897 594.889 1.043.188 368.819 (88.289)

Receitas Financeiras 205.134 620.791 1.111.368 466.384 5.599

Despesas Financeiras (2.237) (25.902) (68.180) (97.565) (93.888)

Resultado de Equivalência Patrimonial

(2.000) - - (39.285) -

Resultado Operacional (584.837) 257.909 694.131 1.037.863 (196.962)

Resultado Não-Operacional - - - 180.245 -

Resultado Antes de Tributação (584.837) 257.909 694.131 1.218.108 (196.962)

Provisão Para IR e CS - (49.756) (147.544) (275.260) -

Lucro (Prejuízo) do Exercício (584.837) 208.153 546.587 942.848 (196.962)

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Balanço Patrimonial Ativo

Em 30 de junho de Em 31 de dezembro de

(R$mil) 2005 2004 2004 2003 2002

Ativo Circulante 83.543 80.988 75.458 53.046 48.763

Disponibilidades 6.209 15.963 6.925 3.804 2.497

Créditos 237 950 1.136 912 90

Impostos a Compensar 177 315 376 267 90

Contas a Receber 60 9 124 - -

Recebíveis Imobiliários Próprios

- 626 636 645 -

Recebíveis Imobiliários 77.097 64.075 67.397 48.329 46.176

Ativo Realizável a Longo Prazo 281.390 244.015 277.838 229.425 230.868

Créditos com Pessoas Ligadas - - - 321 1.790

Recebíveis Imobiliários 281.390 244.015 277.838 229.104 229.078

Ativo Permanente 1.500 1.500 1.542 1.500 1.558

Investimentos 1.500 1.500 1.542 1.500 1.500

Imobilizado - - - - 58

Ativo Total 366.433 326.503 354.838 283.970 281.189

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Balanço Patrimonial Passivo

Em 30 de junho de Em 31 de dezembro de

(R$mil) 2005 2004 2004 2003 2002

Passivo Circulante 80.708 78.166 72.080 50.436 48.556

Empréstimos e Financiamentos - - - - -

Impostos, Taxas e Contribuições 154 297 408 293 6

Provisões 14 - - - -

Outras Contas a Pagar 445 11.085 221 32 17

Certificado de Recebíveis Imobiliários 80.095 66.746 71.451 50.044 48.462

Receitas Antecipadas - 37 - 67 72

Passivo Exigível A Longo Prazo

281.390 243.756 277.838 229.161 229.203

Empréstimos e Financiamentos

- - - - -

Certificado de Recebíveis Imobiliários 281.390 243.704 277.838 229.104 229.078

Outras Contas a Pagar - 51 - 58 124

Patrimônio Líquido 4.335 4.582 4.920 4.374 3.431

Capital Social Realizado 5.342 5.342 5.342 5.342 5.342

Lucros (Prejuízos) Acumulados

(1.007) (760) (422) (968) (1.911)

Passivo Total 366.433 326.503 354.838 283.970 281.189

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Petrobras As demonstrações financeiras consolidadas da Petrobras, e as informações financeiras delas derivadas incluídas neste Prospecto, foram elaboradas em conformidade com os princípios contábeis geralmente aceitos no Brasil, conforme determinado pela Lei das Sociedades por Ações, e atendem às normas e regulamentos emitidos pela CVM e aos boletins técnicos preparados pelo IBRACON. As demonstrações financeiras completas da Petrobras (e notas explicativas) estão disponíveis no site www.petrobras.com.br/ri. Alguns números constantes do Prospecto podem não representar totais exatos em virtude de arredondamentos efetuados. Sendo assim, os resultados totais constantes de algumas tabelas presentes neste Prospecto podem não corresponder ao resultado exato da soma dos números que os precedem. Algumas referências a preços, custos e outras informações, tais como preço do barril de petróleo e custo de extração, contidas neste Prospecto são feitas em dólares norte-americanos quando esta moeda é o padrão internacional para análise e comparações destas informações na indústria de petróleo e gás. As informações e dados estatísticos relativos ao mercado em que a Petrobras atua foram obtidos junto a relatórios de consultorias independentes, órgãos governamentais e publicações em geral. Em que pese a Emissora acreditar na credibilidade de tais fontes de informação, esta não realizou qualquer verificação independente quanto àquelas informações ou dados estatísticos, pelo que não se pode garantir sua exatidão e completude. Salvo se especificado de outra forma, as informações financeiras consolidadas da Petrobras referentes aos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2004 e 2003 contidas no presente Prospecto derivam das demonstrações financeiras consolidadas da Petrobras, e suas respectivas notas explicativas, auditadas pela Ernst & Young Auditores Independentes S/C, enquanto que as informações financeiras consolidadas da Petrobras referentes aos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2002 contidas no presente Prospecto derivam das demonstrações financeiras consolidadas da Petrobras, e suas respectivas notas explicativas, auditadas pela PriceWaterhouseCoopers Auditores Independentes. Salvo se de outra forma especificado neste Prospecto, as informações financeiras consolidadas da Petrobras referentes aos períodos encerrados em 30 de junho de 2005 e 30 de junho de 2004, contidas no presente Prospecto, derivam das demonstrações financeiras consolidadas da Petrobras referentes aos semestres mencionados, e suas respectivas notas explicativas, tendo sido objeto de revisão limitada por parte da Ernst & Young Auditores Independentes S/S. A partir de 01 de janeiro de 2005, as sociedades de propósito específico, cujas atividades são controladas, direta ou indiretamente, pela Petrobras foram incluídas nas demonstrações contábeis consolidadas conforme determina a Instrução CVM nº 408. Para facilitar a comparabilidade em 2005, alguns valores relativos a períodos anteriores (1º semestre de 2004) foram reclassificados para fins de adequação às demonstrações do período atual.

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Informações das Demonstrações de Resultado

Período de 6 meses encerrado em 30 de junho de

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

(R$milhões) 2005 2004 (*) 2004 2003 2002

Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 82.444 70.301 150.403 131.988 99.164

Deduções sobre Receita Bruta (20.188) (19.084) (42.202) (36.246) (29.987)

Receita Líquida 62.256 51.217 108.201 95.742 69.176

Custo de Bens e/ou Serviços Prestados (34.449) (29.720) (63.100) (52.893) (44.205)

Resultado Bruto 27.807 21.497 45.101 42.849 24.970

Despesas/Receitas Operacionais (11.406) (9.633) (17.850) (14.975) (12.900)

Com Vendas (2.521) (1.955) (4.751) (3.364) (2.877)

Gerais e Administrativas (2.501) (1.930) (4.033) (3.169) (2.258)

Financeiras (2.221) (1.498) (3.171) (1.378) (1.166)

Receitas Financeiras 194 1.460 930 1.817 3.628

Despesas Financeiras (2.415) (2.958) (4.101) (3.195) (2.462)

Outras Despesas Operacionais (3.880) (4.707) (5.750) (6.055) (10.356)

Tributárias (418) (808) (1.206) (983) (1.041)

Custo c/ Pesq. Desenv. Tecnológico (416) (318) (696) (571) (420)

Custos Explorat p/Extração Petróleo e Gás (584) (626) (1.736) (1.638) (1.358)

Variações Monetárias e Cambiais Líquidas 518 (1.142) 753 2.728 (4.613)

Outras Despesas/Receitas Operacionais Líquidas

(2.980) (1.813) (2.866) (5.591) (3.527)

Correção Monetária de Balanço - - 0 0 605

Resultado da Equivalência Patrimonial (283) 457 (145) (1.009) 1.426

Resultado Operacional 16.401 11.864 27.251 27.874 12.070

Resultado Não Operacional (205) (139) (531) (485) (170)

Receitas 9 35 158 36 838

Despesas (214) (174) (689) (521) (1.008)

Resultado antes Tributação/Participações 16.196 11.725 26.720 27.389 11.900

Provisão para IR e Contribuição Social (3.909) (3.287) (6.269) (8.154) (3.902)

IR Diferido (1.003) (1.078) (979) 337 (105)

Partic. de empregados e administradores 0 0 (783) (894) (444)

Participações Minoritárias (1.333) (269) (826) (884) (650)

Lucro/Prejuízo do Exercício 9.951 7.091 17.860 17.794 8.097

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Balanço Patrimonial Em 30 de junho de Em 31 de dezembro de

(em R$milhões) 2005 2004 (*) 2004 2003 2002

Princípios Contábeis Brasileiros

Ativo circulante 50.469 51.720 51.287 50.701 38.430

Disponibilidades 17.195 21.994 18.943 24.952 11.874

Créditos 11.388 9.443 10.609 8.134 8.027

Estoques 14.209 12.692 14.418 10.395 12.208

Outros 7.677 7.591 7.317 7.219 6.319

Ativo realizável a longo prazo 13.935 14.577 16.217 16.948 16.267

Conta Petróleo e Álcool 758 749 749 689 643

Títulos e Valores Mobiliários 947 647 558 638 1.086

Créditos com Pessoas Ligadas 331 420 0 0 0

Adiantamento p/ Plano de Pensão 1.178 1.269 1.217 1.193 1.022

Outros 10.721 11.492 13.693 14.428 12.609

Ativo Permanente 101.173 90.222 79.531 68.584 42.561

Ativo Total 165.577 156.519 147.035 136.234 97.260

Passivo circulante 32.451 30.559 33.958 36.898 29.213

Empréstimos e Financiamentos 9.001 9.702 5.495 8.132 6.016

Fornecedores 8.384 5.062 9.003 7.039 6.491

Impostos, Taxas e Contribuições 7.658 8.030 7.689 7.324 6.868

Dividendos a Pagar 2.271 61 5.062 5.659 2.812

Provisões 1.657 3.085 1.776 2.868 2.159

Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 34 74 49

Outros 3.421 4.555 3.663 3.661 2.691

Projetos estruturados 59 64 1.236 2.141 2.127

Passivo exigível a longo prazo 56.554 66.213 48.041 48.038 33.923

Empréstimos e Financiamentos 38.241 50.704 31.721 34.116 24.786

Provisões 8.183 7.732 13.747 11.796 8.075

Provisões com plano de saúde 6.397 5.101 5.674 4.564 3.745

Plano de Pensão 1.389 603 696 345 515

Outras Provisões 397 2.028 7.377 6.887 3.815

Dívidas com Pessoas Ligadas 93 137 74 17 25

Outros 10.037 7.640 2.499 2.109 1.037

Resultado de Exercícios Futuros 521 559 502 312 404

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Em 30 de junho de Em 31 de dezembro de

(em R$milhões) 2005 2004 (*) 2004 2003 2002

Participação Minoritária 5.951 2.546 2.262 1.619 (605)

Patrimônio Líquido 70.100 56.642 62.272 49.367 34.325

Capital Social Realizado 33.235 33.235 33.235 20.201 16.630

Reserva de Capital 365 350 355 339 312

Reservas de Reavaliação 65 77 69 72 93

Reservas de Lucro 36.435 22.980 28.613 28.753 17.287

Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0 0 0

Passivo Total 165.577 156.519 147.035 136.234 97.260(*) A partir de 01 de janeiro de 2005, as sociedades de propósito específico, cujas atividades são controladas, direta ou

indiretamente, pela Petrobras foram incluídas nas demonstrações contábeis consolidadas conforme determina a Instrução CVM nº 408. Para facilitar a comparabilidade em 2005, alguns valores relativos a períodos anteriores (1º semestre de 2004) foram reclassificados para fins de adequação às demonstrações do período atual.

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CONSIDERAÇÕES SOBRE ESTIMATIVAS E PROJEÇÕES Muitas declarações constantes do presente Prospecto constituem estimativas e projeções que não se baseiam em fatos históricos, nem constituem garantias de resultados futuros. Muitas das estimativas e projeções poderão ser identificadas pelo uso de expressões como “acredita”, “estima”, “antecipa”, “pretende”, “espera” e “potencial”, entre outras. Tais estimativas tratam, entre outras coisas:

• da estratégia de comercialização e expansão regional da Petrobras; • das atividades de perfuração e de exploração da Petrobras; • das atividades de importação e exportação da Petrobras; • dos investimentos projetados, outros custos, compromissos e receitas da Petrobras; • de liquidez da Petrobras; e • do desenvolvimento de fontes de receitas adicionais da Petrobras.

Pelo fato dessas estimativas e projeções envolverem incertezas, há questões importantes que podem fazer com que os resultados efetivos venham a diferir de forma relevante daqueles expressos ou implícitos em tais estimativas e projeções. Essas questões incluem:

• a capacidade de obtenção de financiamento; • a conjuntura econômica e condições comerciais em geral, inclusive preços de petróleo bruto e

outras commodities, margens de lucro nas atividades de refino e taxas de câmbio vigentes; • a concorrência; • dificuldades técnicas na operação de equipamentos da Petrobras e na prestação de seus

serviços; • alterações dos regulamentos governamentais ou inobservância pela Petrobras de quaisquer

regulamentos governamentais; • obtenção de aprovações e licenças governamentais; • a capacidade da Petrobras de descobrir, adquirir e ganhar acesso a novas reservas, e

desenvolver com sucesso as suas reservas atuais; • incertezas inerentes ao cálculo das reservas estimadas da Petrobras; • acontecimentos políticos, econômicos e sociais no Brasil e no exterior; • operações militares, atos terroristas, guerras e embargos; • custo e disponibilidade de adequada cobertura de seguros; e • outros fatores mencionados na Seção “Introdução - Fatores de Risco”.

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As estimativas e projeções incluídas neste Prospecto deverão ser analisadas em conjunto com essas informações. Os investidores deverão realizar suas próprias estimativas e projeções, sem basearem-se nas estimativas e projeções incluídas neste Prospecto. Os dados relativos às reservas de petróleo bruto e gás natural constantes deste Prospecto constituem meras estimativas da Petrobras, e sua efetiva produção, receitas e despesas relativas a estas reservas podem vir a diferir substancialmente das estimativas apresentadas. Não há como assegurar que o desempenho futuro da Petrobras seja consistente com essas informações. Os eventos futuros poderão diferir sensivelmente das tendências aqui indicadas, dependendo de várias questões discutidas no presente Prospecto. Os investidores são advertidos a examinar com toda a cautela e diligência as informações acerca do futuro da Petrobras e não tomar decisões de investimento unicamente baseados em previsões futuras ou expectativas.

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FATORES DE RISCO

Antes de tomar uma decisão de investimento nos CRI, os potenciais investidores devem considerar cuidadosamente os riscos e incertezas descritos abaixo e as outras informações contidas neste Prospecto. Os riscos descritos abaixo não são os únicos enfrentados pela Emissora ou pela Petrobras, ou aos quais estão sujeitos investimentos nos CRI e no Brasil em geral. Os negócios, situação financeira, ou resultados operacionais da Emissora e da Petrobras podem ser adversa e materialmente afetados por quaisquer desses riscos. Riscos adicionais que não são atualmente do conhecimento da Emissora ou da Petrobras, ou que a Emissora ou a Petrobras julguem nesse momento ser de pequena relevância, também podem vir a afetar os negócios da Emissora ou da Petrobras. Este Prospecto também contém estimativas e projeções que envolvem riscos e incertezas (Vide Seção “Introdução - Considerações sobre Estimativas e Projeções”). Os resultados da Emissora ou da Petrobras podem diferir significativamente daqueles previstos antecipadamente nestas projeções em decorrência de determinados fatores, incluindo os riscos enfrentados pela Emissora ou pela Petrobras, conforme descritos a seguir e em qualquer outra Seção deste Prospecto. Fatores de Risco Relacionados aos CRI e à Oferta A capacidade da Emissora de honrar suas obrigações decorrentes dos CRI depende do pagamento pela Petrobras dos Créditos Imobiliários Os CRI são lastreados pelos Créditos Imobiliários, os quais foram vinculados aos CRI por meio do estabelecimento de regime fiduciário, constituindo patrimônio separado do da Emissora. Os Créditos Imobiliários representam créditos detidos pela Emissora contra a Petrobras pelo pagamento da Parcela B do Valor Locatício, de multas, indenizações e penalidades nos termos do Contrato de Locação. O patrimônio separado constituído em favor dos titulares dos CRI não conta com qualquer garantia flutuante ou coobrigação da Emissora. Assim, o recebimento pelos titulares dos CRI dos montantes devidos conforme o Termo de Securitização depende do cumprimento, pela Petrobras, de suas obrigações assumidas nos Documentos do Projeto, especialmente no Contrato de Locação. A ocorrência de eventos que afetem a situação econômico-financeira da Petrobras, como aqueles descritos nesta Seção “Introdução - Fatores de Risco” poderá afetar negativamente a capacidade da Petrobras de honrar suas obrigações nos termos dos Documentos do Projeto, e, por conseguinte, o pagamento dos CRI pela Emissora. Os CRI não asseguram a seus titulares qualquer direito sobre as Unidades Os CRI não asseguram a seus titulares qualquer direito sobre as Unidades, nem mesmo o direito de retê-las em caso de qualquer inadimplemento das obrigações decorrentes dos CRI por parte da Emissora ou dos Créditos Imobiliários por parte da Petrobras. Assim, numa situação de inadimplência por parte da Petrobras, o Contrato de Locação e as Escrituras poderão ser rescindidos, acarretando o vencimento antecipado dos CRI, restando tão-somente aos titulares dos CRI o direito de exigir, por meio do Agente Fiduciário, o pagamento dos Créditos Imobiliários inadimplidos. O regime fiduciário sobre os Créditos Imobiliários e o regime de patrimônio separado instituídos pela Emissora podem não prevalecer perante débitos de natureza fiscal, previdenciária ou trabalhista da Emissora O Termo de Securitização instituiu regime fiduciário sobre os Créditos Imobiliários, de forma que os mesmos estejam vinculados à liquidação dos CRI e estejam destacados do patrimônio da Emissora (o chamado “Patrimônio Separado”). O Termo de Securitização estabelece, dentre outras condições, que os Créditos Imobiliários estão isentos de qualquer ação ou execução promovida por credores da Emissora. Não obstante, o artigo 76 da MP 2.158-35 dispõe que o regime fiduciário sobre os CRI e o

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patrimônio separado estabelecidos pelo Termo de Securitização não produzem efeitos em relação aos débitos de natureza fiscal, previdenciária ou trabalhista da Emissora, ainda que em virtude de outras operações por esta realizadas. Portanto, caso a Emissora não honre suas obrigações fiscais, previdenciárias ou trabalhistas, os Créditos Imobiliários poderão vir a ser acessados para a liquidação de tais passivos, afetando a capacidade da Emissora de honrar suas obrigações sob os CRI. A Petrobras pode rescindir o Contrato de Locação a qualquer tempo, acarretando resgate antecipado dos CRI O Contrato de Locação dispõe, dentre outros Eventos de Vencimento Antecipado, que a Petrobras poderá rescindir o Contrato de Locação a qualquer tempo, a seu exclusivo critério. O término antecipado do Contrato de Locação, inclusive por resilição unilateral da Petrobras, acarretará o vencimento antecipado automático dos CRI, fazendo com que seus titulares recebam os respectivos pagamentos pelos mesmos, nos termos do Termo de Securitização, antes da data originariamente prevista para vencimento. Ainda não foram obtidos os “Habite-se” para as Unidades As Unidades estão ainda em construção, não tendo sido obtido o “Habite-se” para as mesmas. O Contrato de Locação impõe à Petrobras, na qualidade de gestora e fiscalizadora das obras, a obrigação de obter os “Habite-se” até 3 de agosto de 2007 (Data-Limite para Entrega das Unidades), podendo tal prazo ser prorrogado por mais 330 dias, a critério da Petrobras, nos termos do Contrato de Locação. Caso os “Habite-se” não sejam obtidos até a Data-Limite para Entrega das Unidades ou caso a Petrobras decida por não solicitar tal prorrogação, o Contrato de Locação será rescindido, com o pagamento pela Petrobras das indenizações ali estabelecidas, acarretando o vencimento antecipado dos CRI. Os Quotistas do FII celebraram Acordo de Quotistas que determina que, exceto em situações específicas, o Agente Fiduciário, enquanto quotista minoritário, deverá votar segundo instruções fornecidas pelo quotista majoritário Petrobras Segundo o Acordo de Quotistas, o Agente Fiduciário deverá comparecer nas assembléias gerais de quotistas do FII e exercer seu direito de voto segundo as orientações recebidas do quotista detentor da maioria das quotas do FII, exceto nas situações que, segundo o razoável entendimento do Agente Fiduciário, a orientação de voto recebida do quotista majoritário seja conflitante com interesses dos titulares dos CRI. Somente serão consideradas situações conflitantes com os interesses dos titulares dos CRI aquelas situações ou eventos que tratem de alterações aos valores, pagamentos, responsabilidade pelo pagamento, reajustes, multas, indenizações, prêmios, penalidades, Eventos de Inadimplemento e prazos de pagamento (exceto os relativos à Parcela A do Valor Locatício) previstos no Contrato de Locação. A participação do FII ou da quotista majoritária do FII em novos empreendimentos imobiliários ou a cisão ou incorporação do FII, enquanto não afetar as situações acima descritas, não caracterizará situação conflitante com os interesses dos titulares dos CRI. Nas situações em que não for caracterizada a existência de situação conflitante com os interesses dos titulares dos CRI, o Agente Fiduciário estará obrigado a exercer seu direito de voto segundo as orientações recebidas da quotista majoritária do FII. Portanto, a participação dos titulares dos CRI no processo decisório de assuntos relativos ao Contrato de Locação, gerador dos Créditos Imobiliários que lastreiam os CRI, poderá não ocorrer caso o Agente Fiduciário entenda que tais assuntos não caracterizam uma das situações conflitantes acima descritas. Alterações na legislação tributária aplicável aos CRI ou na interpretação das normas tributárias podem afetar o rendimento dos CRI Os rendimentos gerados por aplicação em CRI por pessoas físicas estão atualmente isentos de imposto de renda, por força do artigo 3o, inciso II, da Lei nº 11.033, de 21 de dezembro de 2004, isenção essa que pode sofrer alterações ao longo do tempo. Além disso, não há unidade de interpretação quanto à tributação aplicável sobre os ganhos decorrentes da alienação dos CRI no mercado secundário. Existem pelo menos duas

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interpretações correntes a respeito do imposto de renda incidente sobre a diferença positiva entre o valor de alienação e o valor da aplicação dos CRI, quais sejam (i) a de que os ganhos decorrentes da alienação dos CRI estão sujeitos ao imposto de renda na fonte, tais como os rendimentos de renda fixa, em conformidade com as alíquotas regressivas previstas no art. 1º da Lei nº 11.033, de 21 de dezembro de 2004; e (ii) a de que os ganhos decorrentes da alienação dos CRI são tributados como ganhos líquidos nos termos do art. 52, §2º, da Lei nº 8.383, de 30 de dezembro de 1991, com a redação dada pelo art. 2º da Lei nº 8.850, de 28 de janeiro de 1994, sujeitos, portanto, ao imposto de renda a ser recolhido pelo vendedor até o último dia útil do mês subseqüente ao da apuração do ganho, à alíquota de 15% estabelecida pelo art. 2º, inciso II, da Lei nº 11.033, de 21 de dezembro de 2004. Tampouco há jurisprudência consolidada sobre o assunto. Divergências no recolhimento do imposto de renda devido podem ser passíveis de sanção pela Secretaria da Receita Federal. Eventuais alterações na legislação tributária eliminando a isenção acima mencionada, criando ou elevando alíquotas do imposto de renda incidentes sobre os CRI, a criação de novos tributos ou, ainda, mudanças na interpretação ou aplicação da legislação tributária por parte dos tribunais e autoridades governamentais poderão afetar negativamente o rendimento líquido dos CRI para seus titulares. A Securitizadora e o Coordenador recomendam aos investidores que consultem seus assessores tributários e financeiros antes de se decidir pelo investimento nos CRI. O tratamento tributário aplicável aos CRI está sumarizado na Seção “Introdução - Informações Relativas à Oferta - Tratamento Tributário Aplicável aos Investidores” deste Prospecto. Baixa Liquidez dos CRI no mercado secundário O mercado secundário existente no Brasil para negociação de CRI historicamente apresenta baixa liquidez e não há nenhuma garantia de que existirá no futuro um mercado para negociação dos CRI que possibilite aos subscritores desses títulos, salvo através do exercício da Opção de Venda outorgada pelo Banco Santander, sua alienação caso estes assim decidam, a qual está, ainda, sujeita aos limites descritos na Seção “Introdução - Informações Relativas à Oferta – Características dos CRI – Oferta de Venda”. Dessa forma, os titulares dos CRI podem ter dificuldade em realizar a venda desses títulos no mercado secundário. Quorum de deliberação em assembléia geral de titulares de CRI As deliberações a serem tomadas em assembléias gerais de titulares dos CRI são aprovadas por maioria e, em certos casos, exigem quorum mínimo ou qualificado. O titular de pequena quantidade de CRI pode ser obrigado a acatar decisões da maioria, ainda que manifeste voto desfavorável. Não há mecanismos de venda compulsória no caso de dissidência do titular do CRI em determinadas matérias submetidas à deliberação em assembléia geral. Limitação de Ativos A Emissora é uma companhia securitizadora de créditos imobiliários, tendo como objeto social a aquisição e securitização de créditos imobiliários através da emissão de certificados de recebíveis imobiliários, cujos patrimônios são administrados separadamente. O patrimônio separado relativo à Emissão tem como única fonte de recursos os Créditos Imobiliários. Desta forma, qualquer atraso ou falta de recebimento dos mesmos pela Emissora afetará negativamente a capacidade desta de honrar suas obrigações sob os CRI. Aspectos Legais As operações “built-to-suit” foram recentemente introduzidas no mercado imobiliário brasileiro, não sendo objeto de legislação própria e sem a existência de jurisprudência consolidada a respeito do assunto. Desta forma, há o risco da Petrobras, descumprindo o Contrato de Locação, postular em juízo a desconsideração da operação de “built-to-suit” como operação única (ver Seção “Introdução - Informações Relativas à Oferta”), e tentar utilizar-se de prerrogativas de locatária de locações comuns,

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sujeitas à Lei de Locações, quais sejam: (a) direito à ações revisional de aluguel a cada três anos, que objetiva adequá-lo ao valor de mercado, podendo o Valor Locatício ser majorado ou reduzido; (b) devolução das Unidades antes do término do prazo de vigência do Contrato de Locação, mediante pagamento de valor rescisório inferior ao Valor Indenizatório e Prêmio previstos no Contrato de Locação; e (c) revisão do Valor Locatício no caso de redução da área utilizada pela Petrobras dentro das Áreas do Projeto, inclusive em decorrência da ocorrência de sinistros ou da desapropriação parcial das Áreas do Projeto. Fatores de Risco Relacionados ao Brasil O governo brasileiro sempre exerceu e continua exercendo influência significativa na economia brasileira. As condições políticas e econômicas brasileiras exercem um impacto direto nos negócios da Petrobras e podem afetar adversamente os resultados financeiros e operacionais da Petrobras As medidas econômicas implementadas pelo governo brasileiro podem influenciar significativamente as companhias brasileiras, incluindo a Petrobras, e nas condições de mercado e preços de valores mobiliários brasileiros. Os resultados financeiros e operacionais da Petrobras podem ser adversamente afetados pelos seguintes fatores e a resposta do governo brasileiro a esse fatores:

• desvalorizações e outras variações cambiais;

• inflação;

• políticas de controle cambial;

• instabilidade social;

• instabilidade de preços;

• escassez de energia;

• taxas de juros;

• liquidez de financiamento e no mercado de capitais local;

• políticas fiscais; e

• outros fatores políticos, diplomáticos, sociais e econômicos no Brasil ou que possam afetar o Brasil.

A inflação e as medidas tomadas pelo Governo Federal para combatê-la poderão contribuir de maneira significativa para a incerteza econômica no Brasil e para uma maior volatilidade no mercado interno de valores mobiliários e, conseqüentemente, poderão afetar adversamente o valor de mercado dos valores mobiliários de emissão da Petrobras, sua situação financeira e resultados operacionais O principal mercado da Petrobras é o Brasil, que historicamente vem experimentando altas taxas de inflação. A inflação, juntamente com medidas governamentais recentes destinadas a combatê-la, e a especulação pública sobre possíveis medidas futuras, tiveram efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira. As taxas anuais de inflação, medidas pelo INPC, decaíram de 2.489,1% em 1993 para 929,3% em 1994 e 5,3% em 2000. O mesmo índice subiu para 9,4% em 2001 e para 14,7% em 2002, antes de decair para 10,4% em 2003 e 6,1% em 2004.

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O Brasil poderá no futuro estar novamente sujeito a altos níveis de inflação. Os baixos índices inflacionários verificados desde 1994 poderão não ser sustentáveis. O governo poderá vir a aplicar medidas, visando inclusive ajustar o valor do Real em relação a outras moedas, o que poderá acarretar aumento dos índices de inflação, afetando adversamente a situação financeira e os resultados operacionais da Petrobras. O acesso ao mercado de capitais internacional por companhias brasileiras sofre influência da percepção de risco no Brasil e em outros mercados emergentes, o que poderá afetar a capacidade de financiamento da Petrobras e o valor de mercado dos valores mobiliários de emissão da Petrobras Os investidores internacionais geralmente consideram o Brasil como um mercado emergente. Como resultado disso, as condições econômicas e de mercado de outros mercados emergentes, especialmente aqueles da América Latina, influenciam o mercado para valores mobiliários de emissão de companhias brasileiras. Em decorrência dos problemas econômicos em vários mercados emergentes nos últimos anos (como a crise financeira asiática em 1997, a crise financeira russa em 1998 e a crise financeira argentina em 2001), investidores têm visto investimentos em mercados emergentes com maior cautela. Essas crises proporcionaram uma significativa saída de dólares norte-americanos do Brasil, tornando mais custosa a captação de recursos pelas companhias brasileiras, tanto no Brasil quanto no exterior, e impedindo o acesso ao mercado de capitais internacional. O aumento na volatilidade dos mercados de valores mobiliários na América Latina e um outros mercados emergentes podem ter um impacto negativo no valor de mercado dos valores mobiliários de emissão da Petrobras. A Petrobras não pode assegurar que os mercados de capitais internacionais continuarão abertos às companhias brasileiras e que as taxas de juros vigentes nesses mercados serão favoráveis à Petrobras. Fatores de Risco Relacionados às Operações da Petrobras As operações da Petrobras são afetadas pela volatilidade dos preços do petróleo bruto e dos produtos derivados de petróleo Uma soma considerável da receita da Petrobras provém das vendas de petróleo bruto e produtos derivados. A Petrobras não tem, e não terá, controle sobre os fatores que afetam os preços no mercado internacional do petróleo bruto e produtos derivados. Os preços médios do petróleo bruto tipo Brent, petróleo padrão internacional, foram de aproximadamente US$38,21 por barril em 2004, US$28,84 por barril em 2003 e US$25,02 por barril em 2002. As mudanças nos preços do petróleo bruto ocasionam mudanças nos preços dos produtos derivados do petróleo. De maneira geral, os preços do petróleo bruto e dos produtos derivados de petróleo no mercado internacional flutuaram bastante em conseqüência de vários fatores. Esses fatores incluem:

• acontecimentos econômicos e políticos, em nível regional e mundial, em áreas produtoras de petróleo bruto, em particular no Oriente Médio;

• o poder da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (“OPEP”) e de outras nações

produtoras de petróleo bruto em fixar e manter níveis de produção e preços de petróleo bruto;

• outros atos praticados por países que são grandes produtores ou consumidores de petróleo bruto;

• concorrência de outras fontes de energia;

• regulamentações governamentais nacionais e internacionais;

• condições climáticas; e

• guerra e terrorismo.

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A Petrobras acredita que haverá volatilidade e incerteza contínuas quanto aos preços de petróleo bruto e derivados de petróleo no mercado internacional. Diminuições substanciais e incertas dos preços do petróleo bruto poderão prejudicar os negócios, os resultados operacionais e a situação financeira da Petrobras, bem como o valor das Reservas Comprovadas da Petrobras. Ademais, um declínio significativo nos preços do petróleo bruto poderá reduzir e alterar os investimentos da Petrobras e em conseqüência afetará desfavoravelmente a previsão de produção a médio prazo da Petrobras e as reservas estimadas no futuro. A capacidade de atingir os objetivos de crescimento da Petrobras depende, em grande parte, da habilidade da Petrobras em descobrir reservas adicionais, bem como do desenvolvimento bem sucedido das mesmas. Caso contrário, a Petrobras estará impedida de atingir os objetivos de longo prazo para aumentar a produção A capacidade da Petrobras de atingir seus objetivos de crescimento depende em grande parte de sua capacidade de descobrir reservas adicionais, bem como do sucesso no desenvolvimento das reservas atuais. Além disto, suas atividades exploratórias expõem-na aos riscos inerentes da perfuração de poços de petróleo, dentre os quais o risco de não descobrir reservas de petróleo bruto e gás natural comercialmente viáveis. Os custos da perfuração de poços são imprecisos e diversos fatores escapam ao controle da Petrobras (tais como condições inesperadas de perfuração, falhas no equipamento ou acidentes, e escassez ou atrasos na disponibilidade de sondas de perfuração e na entrega de equipamentos) podem fazer com que as operações de perfuração sejam restringidas, adiadas ou canceladas. Esses riscos aumentam quando a Petrobras realiza operações de perfuração em águas profundas (entre 300m e 1.500m) e ultra-profundas (acima de 1.500m). As operações em águas profundas representaram cerca de 56,6% dos poços exploratórios da Petrobras em 2004, uma proporção maior do que várias outras companhias produtoras de petróleo bruto e gás natural.

A menos que a Petrobras seja bem sucedida em suas operações de exploração e desenvolvimento de reservas ou adquira áreas contendo Reservas Provadas, ou ambos, as Reservas Provadas da Petrobras sofrerão declínio à medida que forem sendo exploradas. Caso a Petrobras não consiga obter reservas adicionais, ela poderá não atingir suas metas de crescimento da produção, o que poderia prejudicar seus resultados operacionais e sua condição financeira. As estimativas de reservas de petróleo bruto e gás natural envolvem certo grau de incerteza e podem se revelar incorretas ao longo do tempo, o que prejudicaria a capacidade da Petrobras de obter receitas As Reservas Provadas de petróleo mencionadas neste Prospecto são estimativas de quantidades de petróleo bruto, gás natural e líquidos de gás natural cujos dados geológicos e de engenharia demonstram, com razoável grau de certeza, serem recuperáveis a partir de reservatórios conhecidos sob condições econômicas e operacionais existentes (ou seja, com preços e custos na data de realização da estimativa). As Reservas Provadas e desenvolvidas de petróleo bruto e gás natural constituem reservas que se esperam serem recuperadas por intermédio de poços existentes e com equipamentos e métodos operacionais existentes. Há incertezas inerentes à estimativa de quantidades de Reservas Provadas com relação aos preços prevalecentes do petróleo bruto e gás natural aplicáveis à produção da Petrobras, o que pode fazer com que a Petrobras revise suas estimativas de reservas. Revisões que reduzam as estimativas de reservas podem resultar em diminuição da produção futura, o que prejudicaria os resultados operacionais e a condição financeira da Petrobras. A Petrobras está sujeita ao cumprimento de diversas normas ambientais e de proteção à saúde, as quais se tornaram mais rígidas no passado recente. Isto pode resultar em aumento das responsabilidades e despesas da Petrobras As atividades da Petrobras estão sujeitas a uma ampla variedade de leis federais, estaduais e municipais, regulamentos e exigências de licenciamento relativos à proteção da saúde humana e do meio ambiente, tanto no Brasil quanto em outras jurisdições nas quais a Petrobras opera. No Brasil, a Petrobras está sujeita a sanções criminais e administrativas, incluindo advertências, multas e ordens de paralisação das atividades em razão do descumprimento das normas ambientais que, dentre outros, limitam ou proíbem

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emissões ou derramamentos de substâncias tóxicas produzidas em função de suas operações. No ano de 2004, as atividades da Petrobras resultaram no derramamento de 140.000 galões de petróleo bruto, enquanto em 2003 foram derramados 73.000 galões e em 2002 foram derramados 52.000 galões. Em decorrência desses derramamentos, a Petrobras foi multada por várias autoridades estaduais e federais, é ré em diversas ações cíveis e criminais e permanece sujeita a investigações adicionais e a ser reputada civil e criminalmente responsável. A regulamentação aplicável à descarga de resíduos e emissões pode exigir que a Petrobras limpe ou re-aparelhe suas instalações a um custo bastante elevado, podendo ainda resultar em responsabilidades significativas. O IBAMA realiza inspeções de rotina nas plataformas situadas na Bacia de Campos e pode impor multas, restringir as operações ou outras sanções em decorrência dessas inspeções. Além disso, a Petrobras está sujeita a leis ambientais que exigem o dispêndio de quantias substanciais para remediar os danos que um projeto possa causar ao meio ambiente. Esses custos adicionais podem ter impactos negativos na lucratividade de projetos que a Petrobras vier a implementar ou podem torná-los economicamente inviáveis.

É provável que as despesas da Petrobras para dar cumprimento à legislação ambiental aumentem conforme essa legislação se torne mais rigorosa, bem como é provável que suas despesas aumentem substancialmente para efetuar melhorias em suas práticas de proteção da saúde humana, da segurança e do meio ambiente. Como o orçamento da Petrobras está sujeito à aprovação pelo Governo Federal, um aumento de despesas para dar cumprimento à legislação ambiental pode resultar em uma redução de outros investimentos estratégicos. Esta redução pode resultar em efeitos materiais adversos nos resultados operacionais e na situação financeira da Petrobras. A Petrobras poderá vir a incorrer em perdas e despender tempo e recursos defendendo-se em processos administrativos e judiciais e arbitragens em curso A Petrobras é parte em diversos processos relativos a demandas civis, administrativas, ambientais, trabalhistas e tributárias. Essas demandas envolvem montantes substanciais de dinheiro e outras medidas. Um pequeno grupo dessas demandas responde individualmente por uma parte significativa dos montantes em disputa. Por exemplo, na questão sobre a possibilidade de qualificação de plataformas de exploração e produção de petróleo como embarcações, a Receita Federal alega que remessas internacionais para pagamento do valor do afretamento devem ser re-classificadas como pagamento de aluguéis e, dessa forma, pagar uma alíquota de 25% de imposto de renda. Os dois processos administrativos iniciados pela Receita Federal somam R$3.157 milhões. Além disso, mudanças recentes na legislação previdenciária brasileira, as quais afetam funcionários da Petrobras, podem aumentar a exposição da Petrobras a litígios trabalhistas. Caso o Estado do Rio de Janeiro torne eficaz certa lei que cobra ICMS em atividades de produção de petróleo e gás natural, os resultados operacionais e as condições financeiras da Petrobras podem ser afetados de forma adversa O governo do Estado do Rio de Janeiro promulgou uma lei em junho de 2003, conhecida como Lei Noel, que impõe a cobrança do ICMS em atividades de produção de petróleo. Apesar da lei estar tecnicamente em vigor, o Estado do Rio de Janeiro ainda não a tornou eficaz. Atualmente, o ICMS de derivados de petróleo é cobrado no local de sua venda e não no poço de produção. Caso o Estado do Rio de Janeiro torne a lei eficaz, é improvável que outros Estados permitam que a Petrobras compense os valores pagos no poço de produção no Rio de Janeiro com impostos que devem ser pagos quando da venda dos derivados. Assim, a Petrobras teria que pagar ICMS nos dois níveis. A constitucionalidade desta lei está sendo questionada perante o Supremo Tribunal Federal. Caso a lei seja declarada constitucional e o Estado do Rio de Janeiro decida torná-la eficaz, a Petrobras estima que o montante anual de ICMS a ser pago para o Estado do Rio de Janeiro aumentará em, aproximadamente, R$5,85 bilhões. Este aumento poderia ter um efeito material adverso nos resultados operacionais e na situação financeira da Petrobras.

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A participação da Petrobras no mercado nacional de energia elétrica gerou prejuízos e pode não se tornar lucrativa De acordo com a tendência mundial das grandes companhias de petróleo e gás natural e visando assegurar demanda para o gás natural produzido e importado pela Petrobras, a Petrobras está atualmente atuando no mercado de energia elétrica brasileiro. Apesar de incentivos introduzidos pelo Governo Federal para promover o desenvolvimento de usinas termelétricas, o desenvolvimento dessas usinas tem sido lento. A Petrobras investiu em 12 (10 em operação e 2 em construção ou desenvolvimento) das 39 usinas termelétricas movidas a gás projetadas ou em construção no Brasil nos termos do programa para desenvolvimento de novas usinas termelétricas, denominado Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT. A demanda por energia produzida por usinas termelétricas tem sido menor do que o esperado principalmente em decorrência de boas condições hidrológicas nos últimos anos, as quais possibilitaram o aumento do suprimento e a redução dos preços da energia de usinas hidrelétricas. No ano de 2002, o Congresso Nacional promulgou uma lei aumentando a intervenção governamental no setor de energia elétrica nacional e no ano de 2003 o Poder Executivo propôs um novo modelo regulatório para o setor de energia. Apesar do novo modelo para o setor de energia elétrica criar certos incentivos para o investimento na geração de energia, as mudanças implementadas não reduziram os riscos de perdas da Petrobras no setor. A participação da Petrobras no mercado de energia elétrica doméstico gerou prejuízos e pode não se tornar lucrativa, bem como pode continuar a afetar adversamente os resultados operacionais e a situação financeira da Petrobras. A Petrobras pode não ser capaz de obter financiamentos para seus investimentos planejados. A não obtenção de financiamentos pode afetar adversamente os resultados operacionais e financeiros da Petrobras O Governo Federal possui controle sobre o orçamento da Petrobras e estabelece limites para investimentos e dívidas de longo prazo da Petrobras. Na qualidade de empresa controlada pela União Federal, a Petrobras deve submeter seus orçamentos anuais à aprovação do Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, do Ministério de Minas e Energia e do Congresso Nacional. Caso a Petrobras não consiga obter financiamentos que não exijam a aprovação do Governo Federal, como, por exemplo, financiamentos estruturados, poderá não conseguir realizar todos os investimentos pretendidos, inclusive aqueles relativos à expansão e desenvolvimento de seus campos de petróleo bruto e de gás natural. Caso a Petrobras não consiga realizar tais investimentos, seus resultados operacionais e sua situação financeira poderão ser prejudicados. A variação cambial pode ter um efeito material adverso nas condições financeiras e nos resultados operacionais da Petrobras na medida em que a maior parte de suas receitas é expressa em Reais e uma grande parte de suas obrigações é expressa em moedas estrangeiras O Brasil é o principal mercado para os produtos da Petrobras e nos últimos três anos 80% das receitas da Petrobras foram expressas em Reais. Uma parcela substancial do endividamento da Petrobras e parte de suas despesas operacionais e de seus investimentos são, e crê-se que continuarão a ser, expressas ou indexadas aos dólares norte-americanos e a outras moedas estrangeiras. Adicionalmente, durante o ano de 2004, a Petrobras importou US$6,9 bilhões em petróleo bruto e derivados de petróleo, cujos preços eram integralmente expressos em dólares norte-americanos. O Real depreciou-se 52,3% no ano de 2002 em relação ao dólar norte-americano enquanto se valorizou 18,2% no ano de 2003 e 8,1% no ano de 2004 em relação ao dólar norte-americano. Em 30 de junho de 2005, a taxa de câmbio entre o Real e o dólar norte-americano era de R$2,3504 por US$1,00, o que representava uma valorização de 11,5% durante o ano de 2005. O valor do Real em relação ao dólar norte-americano poderá continuar a flutuar e pode ainda sofrer uma grande depreciação, tal qual ocorrido no ano de 2002. Qualquer futura desvalorização substancial do real pode afetar adversamente os fluxos de caixa da Petrobras e prejudicar sua capacidade de pagar suas obrigações expressas em moedas estrangeiras.

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A Petrobras está exposta a aumentos nas taxas de juros vigentes no mercado, que a deixa vulnerável diante do aumento das despesas financeiras Em 31 de dezembro de 2004, aproximadamente 55% do endividamento total da Petrobras estava sujeito a taxas flutuantes. A Petrobras ainda não firmou nenhum contrato de derivativos ou outros acordos com a finalidade de se proteger (hedge) contra o risco de flutuações das taxas de juros. Assim sendo, se as taxas de juros de mercado (principalmente a LIBOR) aumentarem, as despesas financeiras da Petrobras aumentarão substancialmente, o que poderá resultar em efeitos adversos em seus resultados operacionais e em sua condição financeira. A Petrobras não possui seguro contra interrupção de suas operações no Brasil e a maior parte de seus ativos não está segurada contra guerra e terrorismo A Petrobras não mantém cobertura contra a interrupção de suas operações no Brasil e, como resultado, pode sofrer perdas que teriam um efeito material adverso nos seus resultados operacionais e na sua condição financeira. Na eventualidade de greves, a paralisação das atividades pode causar um efeito material adverso na Petrobras, dado que ela não possui seguro contra perdas causadas por interrupção das atividades por qualquer motivo, incluindo a ação de empregados. Adicionalmente, a Petrobras não mantém seguros contra guerra e terrorismo. Assim, um ataque terrorista ou um incidente operacional que cause a paralisação das atividades da Petrobras poderia causar um efeito material adverso nos seus resultados operacionais e na sua condição financeira. A Petrobras está sujeita a riscos relacionados às suas operações internacionais, especialmente na América Latina e no Oriente Médio A Petrobras opera em vários diferentes países, especialmente na América Latina e no Oriente Médio, que podem ser política, econômica e socialmente instáveis. Os resultados operacionais e a situação financeira das subsidiárias da Petrobras nesse países podem ser adversamente afetados por variações em suas economias, instabilidade política e medidas governamentais relacionadas à economia, tais como:

• a imposição de controle cambial ou de preços;

• a imposição de restrições na exportação de hidrocarbonetos;

• a desvalorização da moeda local; ou

• aumento nos impostos de exportação para petróleo bruto e derivados de petróleo. Caso um ou mais riscos descritos acima ocorram, a Petrobras pode não atingir os seus objetivos estratégicos nesses países ou em suas operações internacionais como um todo, resultando em um efeito material adverso na sua situação financeira e resultados operacionais. Dentre os países em que a Petrobras atua, as operações na Argentina são as mais significativas, representando aproximadamente 5,6% do total de produção de petróleo bruto e gás natural e 3,3% das Reservas Provadas de petróleo bruto e gás natural em 31 de dezembro de 2004. Como resultado da crise na Argentina, o governo argentino implementou varias mudanças na estrutura regulatória, incluindo o aumento do controle governamental sobre a estrutura de preço de várias indústrias, tais como os setores de petróleo e gás. Adicionalmente, as operações da Petrobras na Bolívia representaram aproximadamente 2,3% da produção total em barris de petróleo equivalente e 2,8% das Reservas Provadas de petróleo bruto e gás natural em 31 de dezembro de 2004. Recentes turbulências políticas na Bolívia tiveram como alvo a participação de companhias estrangeiras na indústria de gás natural, o que resultou em um aumento significativo dos royalties e impostos em maio de 2005, bem como manifestações de alguns grupos em prol da nacionalização da indústria de energia. Protestos de grupos oposicionistas levaram à renúncia do Presidente Carlos Mesa em junho de 2005, após 19 meses de governo. A situação política,

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econômica e social da Bolívia, de forma geral a política de energia do país, em especial, continuam extremamente voláteis e imprevisíveis. Futuras decisões políticas na Argentina e Bolívia podem ter um efeito material adverso nos resultados operacionais e situação financeira da Petrobras. Fatores de Risco Relacionados ao Relacionamento entre a Petrobras e o Governo Federal O Governo Federal, na qualidade de acionista controlador da Petrobras, pode fazer com que a Petrobras adote certas medidas macroeconômicas e objetivos sociais que podem ter um efeito adverso na situação financeira e nos resultados operacionais da Petrobras O Governo Federal, na qualidade de acionista controlador da Petrobras, tem buscado, e pode continuar buscando no futuro alguns de seus objetivos sociais e macroeconômicos através da Petrobras. A Lei do Petróleo exige que o Governo Federal detenha a maioria das ações da Petrobras com direito de voto. Enquanto existir esta obrigação legal, o Governo Federal continuará tendo o poder de eleger a maioria dos membros do Conselho de Administração da Petrobras e, por intermédio deles, a maioria dos diretores responsáveis pela administração da Petrobras. Por conseguinte, a Petrobras poderá comprometer-se com atividades que privilegiam a pauta do governo brasileiro em detrimento de seus objetivos econômicos e negociais. Ademais, a Petrobras continua a prestar assistência à União Federal, assegurando que o suprimento de petróleo bruto e derivados de petróleo no Brasil atenda à demanda brasileira. Nesse sentido, a Petrobras poderá ter que continuar a fazer investimentos e a se comprometer com custos e vendas em termos que podem afetar adversamente sua situação financeira e seus resultados operacionais. Caso o governo brasileiro volte a introduzir o controle de preços de petróleo bruto e derivados do petróleo no mercado interno, a situação financeira e os resultados operacionais da Petrobras poderão ser prejudicados No passado, o Governo Federal estabelecia os preços do petróleo e dos produtos derivados de petróleo no Brasil usualmente abaixo dos preços vigentes no mercado internacional de petróleo. Esta política de preços envolvia subsídios cruzados entre diferentes produtos derivados de petróleo vendidos em várias regiões do País. O impacto cumulativo desse sistema de regulamentação de preços sobre a Petrobras está refletido em seu balanço patrimonial como ativo, na rubrica “Conta Petróleo e Álcool – Recebíveis do Governo Federal”, sendo que o saldo da conta, em 31 de dezembro de 2004, era de R$749 milhões. Desde 02 de janeiro de 2002, todo o controle de preços para petróleo e produtos derivados de petróleo deixou de existir. Todavia, o Governo Federal pode decidir reintroduzir o controle de preços no futuro em conseqüência de eventuais instabilidades de mercado ou outros fatores, o que poderia afetar adversamente a condição financeira e os resultados operacionais da Petrobras. A Petrobras não detém a titularidade de qualquer uma das reservas de petróleo bruto e gás natural localizadas no Brasil Uma fonte garantida de reservas de petróleo bruto e gás natural é essencial para a produção sustentável de petróleo e gás natural e geração de lucro. Nos termos da legislação, o Governo Federal é proprietário de todas as reservas de petróleo bruto e gás natural no Brasil. A Petrobras detém o direito de exploração concedido pelo Governo Federal por meio de contratos de concessão; entretanto, caso o Governo Federal venha a restringir ou impedir a Petrobras de explorar essas reservas, a capacidade da Petrobras em gerar lucro poderia ser adversamente afetada.

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CLASSIFICAÇÃO DE RISCO

A Emissora contratou a Moody’s América Latina Ltda. e a Fitch Ratings para elaborarem classificações de risco para a presente Emissão de CRI. A Moody’s foi fundada em 1900, inicialmente fornecendo informações e estatísticas de ações e títulos de instituições financeiras, agências do governo e empresas de mineração, infra-estrutura e alimentos. Em 1909, a Moody’s passou a fornecer análises do valor dos valores mobiliários. Em meados dos anos 80, a Moody’s deu início a uma iniciativa coordenada, fora dos Estados Unidos, no sentido de montar uma equipe multinacional e uma rede de escritórios para classificar a dívida de emitentes dos mercados de títulos europeus em rápida expansão. As categorias “Aaa” a “C”, utilizadas pela Moody’s desde 1909, tornaram-se o padrão mundial. A Fitch foi estabelecida em abril de 1997, sucedendo um escritório de representação instalado há mais de uma década no Brasil, atribuindo ratings aos maiores bancos brasileiros e empresas industriais, além de fundos de investimentos e previdência privada. A Fitch (conhecida como IBCA naquela época) foi a primeira agência internacional a operar no Brasil, aqui permanecendo durante épocas de crise e recessão. A Moody’s atribuiu a classificação de risco Aaa.br na Escala Nacional Brasileira à presente Emissão. De acordo com a respectiva súmula, essa classificação reflete os seguintes aspectos:

• A capacidade da Petrobras de efetuar os pagamentos de valores locatícios. A amortização do saldo

devedor dos CRI será realizada através do pagamento de valores locatícios pela Petrobras, a qual possui rating de emissor Aaa.br na Escala Nacional Brasileira e A2 na Escala Global de Moeda Local. Conseqüentemente, os ratings atribuídos à Emissão são estritamente dependentes da qualidade de crédito da Petrobras como locatária.

• Um evento de inadimplemento no pagamento do valor locatício pela Petrobras, que não seja sanado

em até 10 dias, acarretará um evento de vencimento antecipado tanto no Contrato de Locação como no Termo de Securitização da Emissão. Em tal evento, a Petrobras estará obrigada a pagar à Emissora um valor indenizatório equivalente ao saldo devedor dos CRI.

• A Petrobras cobrirá os riscos de performance da construção das Unidades. O período de construção

das Unidades será de 2 anos, coincidindo com o período de carência na amortização do saldo devedor dos CRI. Caso a construção não seja concluída até o final do período de carência, observados os períodos de cura previstos no Contrato de Locação, tal evento ensejará o vencimento antecipado da Emissão, onde a Petrobras se obriga a pagar à Emissora um valor indenizatório equivalente ao saldo devedor dos CRI.

• Se houver atrasos na construção, a Petrobras terá a opção de:

(a) Resilir o Contrato de Locação, o que representa um evento de vencimento antecipado da

Emissão, onde a Petrobras deverá pagar o valor indenizatório equivalente ao saldo devedor dos CRI; ou

(b) Assumir a continuidade da construção das Unidades e, se for o caso, proceder à contratação de

nova construtora para concluir a obra no prazo máximo de 11 meses. Neste caso, a Petrobras deverá pagar multa equivalente aos valores locatícios que deveriam ter sido pagos durante este período. Se a construção das Unidades não for concluída em até 11 meses, o Contrato de Locação será considerado automaticamente resilido e a Petrobras deverá pagar o valor indenizatório equivalente ao saldo devedor dos CRI.

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• A Petrobras também cobrirá riscos de sinistros, danos, acidentes, riscos ambientais e de desapropriação. A Petrobras irá, às suas expensas, durante todo o prazo do Contrato de Locação, cobrir todos os riscos de sinistros, danos, acidentes e riscos ambientais. No caso de desapropriação total ou parcial das Unidades, a Petrobras se obriga a pagar o valor indenizatório equivalente ao saldo devedor dos CRI.

• A Petrobras cobrirá todas as despesas, taxas, e tributos relativos à construção e à Emissão. A

Petrobras se obriga a pagar (a) todas as despesas, taxas e tributos associadas à construção e entrega das Unidades, bem como (b) todas as despesas, taxas e tributos associadas à Emissão.

• Os titulares de CRI se beneficiam por não assumirem qualquer responsabilidade solidária ou

subsidiária por (a) quaisquer outros tributos; e (b) despesas e taxas nos termos do Termo de Securitização da Emissão, os quais sejam aplicáveis à Emissora, ao FII, à Petrobras, ou a qualquer outra parte da Emissão, os quais continuarão sendo de responsabilidade exclusiva das respectivas partes.

• Eventos de vencimento antecipado do Contrato de Locação, os quais incluem:

(a) Falência, insolvência, apresentação de requerimento de recuperação judicial ou propositura de

plano de recuperação extrajudicial, formulado pela Petrobras ou por qualquer credor da Petrobras;

(b) Extinção do Direito de Superfície por qualquer motivo; (c) Inadimplemento pela Petrobras no pagamento dos valores locatícios ou da multa compensatória

na correspondente data devida, sem que tal inadimplemento seja sanado em até 10 dias; (d) Inadimplemento pela Petrobras do cumprimento de qualquer outra de suas obrigações

decorrentes do Contrato de Locação (incluindo a supervisão da construção das Unidades), sem que tal inadimplemento seja sanado em até 60 dias; e

(e) Declaração do vencimento antecipado dos CRI, nos termos do Termo de Securitização.

• A Petrobras pode rescindir voluntariamente o Contrato de Locação a qualquer momento. A Petrobras

poderá, ainda, a seu exclusivo critério, rescindir unilateralmente o Contrato de Locação, a qualquer tempo, mediante comunicação com antecedência de 30 dias, ficando, neste caso, sujeita ao pagamento do valor indenizatório equivalente ao saldo devedor dos CRI, acrescido de prêmio pela rescisão antecipada.

• Risco de que os passivos e/ou potenciais passivos de natureza fiscal, previdenciária e/ou trabalhista

possam concorrer de forma privilegiada com a instituição de regime fiduciário sobre os Créditos. Apesar da Emissora ter instituído regime fiduciário sobre os Créditos, tal qual possibilita a Lei do Sistema de Financiamento Imobiliário, os passivos e/ou potenciais passivos de natureza fiscal, previdenciária e/ou trabalhista que a Emissora eventualmente venha a ter poderão concorrer de forma privilegiada com os titulares dos CRI sobre o produto da realização dos Créditos, tal qual o disposto na MP 2.158-35, em seu artigo 76.

• A Moody's acredita em uma baixa probabilidade de que a Emissora venha a ter tais passivos, devido

aos seguintes fatores:

(a) A Emissora atualmente possui apenas 2 empregados, e não possui planos de aumentar o seu quadro de funcionários. Portanto, o risco de passivos de ordem trabalhista e previdenciária é baixo.

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(b) O GMAC-RFC e o IFC recentemente se tornaram acionistas da Emissora. A Moody's acredita ser baixa a probabilidade de que estes acionistas não venham a tomar as devidas medidas de forma a solucionar quaisquer passivos de ordem fiscal, trabalhista e/ou previdenciária da Emissora.

(c) Devido ao fato da Emissora ser companhia aberta, e atuar de acordo com a regulamentação da CVM, suas demonstrações financeiras são auditadas trimestralmente. É requisito que o relatório de auditoria aponte quaisquer passivos ou potenciais passivos de natureza fiscal, previdenciária e/ou trabalhista da Emissora. Como a Petrobras possui o direito de rescindir unilateralmente o Contrato de Locação mediante comunicação com antecedência de 30 dias, acarretando o resgate antecipado dos CRI, é possível que a Petrobras decida por fazê-lo antes de que tal passivo da Emissora venha a constituir um evento de vencimento antecipado da Emissão.

A Fitch atribuiu a classificação de risco AAA(bra) à presente Emissão. De acordo com a respectiva súmula, os elementos estruturais que asseguram a qualidade do crédito da operação incluem:

• Os investidores são dependentes da qualidade creditícia da Petrobras como fonte pagadora principal dos aluguéis para fazer frente às amortizações programadas de principal e juros dos CRI emitidos. A estrutura da transação prevê medidas adequadas de indenização na eventualidade de uma rescisão do contrato de locação, de acordo com os eventos estabelecidos;

• O fluxo de caixa oriundo dos pagamentos de aluguel e o pagamento do serviço da dívida a taxas pré-

fixadas estão bem equilibrados em termos de vencimentos, utilizando a mesma base para correção monetária. Além disso, a estrutura da transação foi elaborada de forma a assegurar que o fluxo de caixa oriundo dos pagamentos de aluguel seja suficiente para cobrir o serviço de dívida dos CRI, já que os recursos utilizados para cobrir as despesas operacionais da operação e os impostos relativos são advindos de um fluxo de caixa fora de sua estrutura de capital, provido pela Petrobras;

• A estrutura da transação provê medidas satisfatórias para proteção contra o risco inerente de

performance na construção das unidades objeto de locação;

• A Petrobras será responsável pela conservação integral da área construída, até a conclusão da operação, pelos impostos da propriedade e pela contratação de seguro com cobertura que abrange desastres da natureza, e cuja indenização corresponda ao valor de reposição da edificação existente na superfície, incluindo responsabilidade civil; os créditos imobiliários vinculados aos CRI a serem emitidos serão mantidos em regime fiduciário pela empresa securitizadora, segregando-os, desta forma, dos ativos consolidados da Securitizadora. No caso de insolvência da Securitizadora, os créditos imobiliários serão imediatamente transferidos aos detentores dos CRI, para liquidação do saldo devedor remanescente; e

• Visando mitigar o risco de desvio do fluxo de pagamentos de locação, os recebimentos anuais serão

efetuados pela Petrobras em conta bancária de titularidade da Securitizadora no Banco Itaú S.A. Cópia das súmulas das classificações de risco desta Emissão encontram-se na Seção “Anexo - Súmulas de Classificação de Risco” deste Prospecto. As classificações de risco da Emissão serão revistas anualmente e, caso seja implementado o Desdobramento Previamente Aprovado, conforme descrito na Seção “Introdução - Informações Relativas à Oferta”, será obrigatória a revisão trimestral das classificações de risco, nos termos do artigo 16 da Instrução CVM nº 414. As classificações de risco não são uma recomendação de investimento nos CRI e poderão ser alteradas ou revistas periodicamente.

85

DESTINAÇÃO DOS RECURSOS

Os recursos obtidos com a distribuição dos CRI serão utilizados para pagamento ao FII (cedente) pela cessão dos Créditos Imobiliários cujo valor atualizado é de aproximadamente R$200 milhões. Abaixo encontra-se demonstrativo das fontes e da utilização programada pela Emissora para os recursos captados através da presente Emissão de CRI:

Fontes Valor (R$) %

Emissão dos CRI 200.000.000,20 100

Total das Fontes 200.000.000,20 100

Usos Valor (R$) %

Aquisição dos Créditos Imobiliários 200.000.000,20 100

Total dos Usos 200.000.000,20 100

Conforme as Seções “Informações Sobre a Oferta” e “Documentos do Projeto”, os recursos recebidos pelo FII com a cessão dos Créditos Imobiliários serão utilizados no desenvolvimento, construção e instalação das Unidades, que consistem em Prédios Administrativos da Petrobras, situados em Imbetiba e Imboassica, no Município de Macaé, Estado do Rio de Janeiro.

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2. INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA

• Atividades da Emissora • Visão Geral do Setor de Securitização Imobiliária • Capitalização da Emissora • Informações Financeiras Selecionadas da Emissora • Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado Operacional

da Emissora • Administração da Emissora • Descrição do Capital Social e Principais Acionistas da Emissora • Informações sobre os Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Emissora • Operações da Emissora com Partes Relacionadas

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ATIVIDADES DA EMISSORA

A Emissora é uma companhia securitizadora de créditos imobiliários fundada em 1998 com o nome de Finpac Securitizadora, que se caracteriza por ser uma instituição não financeira, constituída sob a forma de sociedade anônima de capital aberto, com suas ações registradas na SOMA, voltada para a aquisição e securitização de créditos imobiliários através da emissão e colocação nos mercados financeiro e de capitais, de certificados de recebíveis imobiliários e outros títulos de crédito que sejam compatíveis com as suas atividades, nos termos da Lei do Sistema de Financiamento Imobiliário e Lei nº 10.931, de 02 de agosto de 2004. A Emissora possui rating corporativo AA+, emitido pela agência LF Rating.

Com início de suas atividades operacionais no ano de 1999, a Emissora é hoje uma das duas securitizadoras certificadas pela Caixa Econômica Federal, sendo a que mais estruturou certificados de recebíveis imobiliários para o FGTS nos anos de 2004 e 2005. Ao longo dos últimos seis anos, alcançou a liderança no segmento de securitizações de créditos imobiliários corporativos, com cerca de 34% do volume de emissões e 50% da quantidade de operações realizadas nesta categoria. Em relação a toda indústria de securitizações de créditos imobiliários, a Emissora se destaca como a segunda maior companhia de securitizações brasileira, com cerca de R$391 milhões representantes de 30 séries de certificados de recebíveis imobiliários emitidos e colocados junto aos mercados financeiro e de capitais.

3%3%

6%

3%

6%6%

3% 3% 3% 6% 6%

Rio Bravo 50%

CRI corporativos Participação cias securitizadoras (nº de emissões)

Rio BravoOutros

1% 2% 1% 2%

10%

8% 13%

10%

5% 4%

10%

Rio Bravo34%

CRI corporativos Participação cias securitizadoras (volume emitido)

Rio Bravo Outros

Fonte: CVM

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A Emissora, que é controlada pelo Grupo Rio Bravo, por meio de sua subsidiária integral Rio Bravo Crédito Companhia de Securitizações Imobiliárias, detentora de 55% de seu capital social, recebeu em agosto de 2005 investimento do International Finance Corporation IFC – braço privado do Banco Mundial – e da Residencial Funding Corporation - GMAC – RFC, que passaram a deter cada um 20% do capital social da Emissora. Os cerca de 5% restantes pertencem principalmente a executivos da empresa. O Grupo Rio Bravo foi fundado no ano de 2000 por um grupo de executivos com larga experiência no mercado financeiro brasileiro. Inicialmente concebida para ser uma companhia de investimentos em ativos de longa maturação e gestora de fundos de private equity e venture capital, rapidamente, no horizonte de 5 anos, ampliou de forma considerável seu leque de atuações, tornando-se rapidamente uma importante companhia de serviços financeiros (banco de investimento), com forte liderança estabelecida nos mercados de securitização de recebíveis imobiliários e agrícolas, nas atividades de finanças corporativas e na estruturação e gestão de fundos de crédito, de investimento imobiliário e fundos estruturados de renda fixa e variável. A GMAC-RFC, subsidiária integral da General Motors Acceptance Corporation, braço financeiro da General Motors, já emitiu US$346,3 bilhões em mortgage-backed securities (equivalentes nos Estados Unidos aos certificados de recebíveis imobiliários do mercado brasileiro), sendo mais de US$20 bilhões nos Estados Unidos, nos primeiros 6 meses de 2005. A GMAC-RFC é a maior provedora de linhas de créditos a bancos e originadores hipotecários nos Estados Unidos, além de uma das maiores prestadoras de serviços do mercado imobiliário americano, controlando a cobrança de 820 mil pessoas no país. A sede da empresa está localizada em Minneapolis, Estados Unidos, e opera nos Estados Unidos, Canadá, México, Reino Unido, Holanda, Alemanha, Espanha e Brasil. O IFC (rating AAA internacional pela Standard & Poor’s e Moody’s América Latina Ltda.) desde sua fundação em 1956 até o ano fiscal de 2004 aplicou mais de US$44 bilhões de seus recursos próprios e levantou mais US$23 bilhões em empréstimos sindicalizados para 3.143 empresas em 140 países em desenvolvimento. A carteira de empréstimos mundial do IFC comprometida era, no ano fiscal de 2004, de US$17,9 bilhões em recursos próprios e US$5,5 bilhões relativos a participantes em empréstimos sindicalizados.

Mercado de certificados de recebíveis imobiliários – Participação das companhias securitizadoras

723,13391,21

300,89121,45

99,90 97,80 94,80 94,50

71,29 45,00

38,06 16,00

8,66 8,36 7,13 6,10

Cibrasec Rio Bravo

Altere BI

Brazilian Securities WT Pic WT Tc

WT Sec Imigrantes WT Nsbc

Fibra CSA

Focus Patrimonio

Beta CR2

Fonte: CVM

R$ Milhões

723,13391,21

300,89121,45

99,90 97,80 94,80 94,50

71,29 45,00

38,06 16,00

8,66 8,36 7,13 6,10

Cibrasec Rio Bravo

Altere BI

Brazilian Securities WT Pic WT Tc

WT Sec Imigrantes WT Nsbc

Fibra CSA

Focus Patrimonio

Beta CR2

723,13391,21

300,89121,45

99,90 97,80 94,80 94,50

71,29 45,00

38,06 16,00

8,66 8,36 7,13 6,10

Cibrasec Rio Bravo

Altere BI

Brazilian Securities WT Pic WT Tc

WT Sec Imigrantes WT Nsbc

Fibra CSA

Focus Patrimonio

Beta CR2

Fonte: CVM

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Dentro do realinhamento estratégico com os novos sócios, a Emissora terá acesso a linhas de financiamento no montante de até US$100 milhões, que possibilitarão que a empresa desenvolva novos produtos como as tranches subordinadas de certificados de recebíveis imobiliários e empréstimos mezanino para incorporadores e construtoras. A injeção de recursos foi um passo importante para o desenvolvimento da Emissora, que além dos recursos financeiros poderá contar com a experiência dos três grupos acionistas em diferentes mercados, buscando introduzir novas técnicas de mitigação de riscos no mercado brasileiro. Em conformidade com sua característica de empresa “condutora” de créditos imobiliários para os mercados financeiro e de capitais, via emissão de séries de certificados de recebíveis imobiliários, a Emissora possui um quadro bastante restrito e qualificado de colaboradores, sendo que suas principais atividades administrativas e financeiras são geridas de forma terceirizada pelo Grupo Rio Bravo, apenas restringindo a seu corpo próprio de colaboradores as atividades relacionadas com os créditos imobiliários e o consequente regime fiduciário associado a estes créditos. A Emissora está em dia com todas as suas obrigações trabalhistas, previdenciárias e tributárias. Atualmente não existe qualquer processo judicial ou administrativo com objetivo de cobrar obrigações de natureza fiscal, trabalhista ou previdenciária em face da Emissora.

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VISÃO GERAL DO SETOR DE SECURITIZAÇÃO IMOBILIÁRIA A securitização de recebíveis imobiliários no Brasil tem se desenvolvido com extrema rapidez nos últimos anos, tanto em termos de volume quanto em comparação com instrumento de endividamento há muito consolidado no mercado de valores mobiliários, como as debêntures. Referido crescimento pode ser explicado pela necessidade de financiamento do setor imobiliário, aliado ao fato de tratar-se de uma opção atrativa de investimento. As tabelas a seguir demonstram o mencionado crescimento, indicando número de emissões públicas e volumes nos anos de 2004, 2003 e 2002, e semestres encerrados em 30 de junho de 2005 e 2004. 2004 2003 2002

Emissões

Volume (R$mil) Emissões

Volume (R$mil) Emissões

Volume (R$mil)

CRI 29 403.080 17 287.599 9 142.177

Debêntures 38 9.614.451 17 5.282.404 25 14.635.600

1º Semestre de 2005 1º Semestre de 2004

Emissões

Volume (R$mil) Emissões

Volume (R$mil)

CRI 14 439.252 10 137.375

Debêntures 26 23.999.852 11 2.140.000 Histórico A securitização de recebíveis teve sua origem nos Estados Unidos em 1970, quando as agências governamentais ligadas ao crédito hipotecário promoveram o desenvolvimento do mercado de títulos lastreados em hipotecas. Nessa época, os profissionais que atuavam no mercado definiam a securitização como “a prática de estruturar e vender investimentos negociáveis de forma que seja distribuído amplamente entre diversos investidores um risco que normalmente seria absorvido por um só credor”. O mercado de securitização iniciou-se com a venda de empréstimos hipotecários reunidos na forma de pool e garantidos pelo governo. A partir desta experiência, as instituições financeiras perceberam as vantagens desta nova técnica financeira, que visava o lastreamento de operações com recebíveis comerciais de emissões públicas de endividamento. No Brasil, seu surgimento se deu em um momento histórico peculiar. Na década de 90, com as privatizações e a desestatização da economia, aliados a uma maior solidez na regulamentação, a negociação de crédito e o gerenciamento de investimentos próprios ficaram mais voláteis com a velocidade e a complexidade desse novo cenário. Dessa forma, tornou-se necessária a realização de uma reformulação na estrutura societária brasileira e uma profissionalização do mercado de capitais que passou a exigir títulos mais seguros e garantias mais sólidas nos moldes internacionais. Como conseqüência, o foco para a análise da classificação de riscos passou a ser a segregação de ativos. Em decorrência dessa mudança, surgiu a necessidade de atualização nos procedimentos e na legislação brasileira, a fim de adaptar o mercado financeiro brasileiro às novas demandas. Com base nisso, foram adotadas estruturas utilizadas mundialmente, dentre elas a securitização, que era dotada da seguinte estrutura (e é até hoje, apesar de ao longo desses anos ter passado por um processo natural de desenvolvimento): o detentor de um crédito, chamado de originador, transferia os ativos de seu balanço a um terceiro, denominado emissor, que financiava a compra de tais ativos por meio da emissão de títulos financeiros no mercado lastreados por esses créditos.

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Apesar das primeiras operações terem sido realizadas a partir da década de 90, foi no ano de 1997 que diversas companhias utilizaram-se da securitização como parte de sua estratégia de financiamento. A Lei do Sistema de Financiamento Imobiliário fixou pela primeira vez no Brasil as regras e características de uma operação de securitização. Securitização A securitização consiste na concessão de um conjunto de créditos a uma empresa constituída com o propósito específico de adquiri-los e emitir valores mobiliários no mercado para, com o produto da colocação, efetuar o pagamento da cessão ao seu proprietário original. Securitização de Créditos Imobiliários Nos termos da Lei do Sistema de Financiamento Imobiliário, securitização de créditos imobiliários é a “operação pela qual tais créditos são expressamente vinculados à emissão de uma série de títulos de crédito, mediante termo de securitização de créditos, lavrado por uma companhia securitizadora”. A securitização de créditos imobiliários é uma operação que atende, fundamentalmente, do ponto de vista do originador do crédito imobiliário, ao objetivo de obtenção de uma fonte alternativa de recursos, podendo oferecer vantagens mediante a redução da taxa de juros na tomada de empréstimos no mercado financeiro, e gerando fluxo de caixa. Créditos Imobiliários Os certificados de recebíveis imobiliários têm como lastro créditos imobiliários. O crédito imobiliário tem, por sua vez, seu lastro em um negócio relativo ao mercado imobiliário. Para que determinados créditos possam servir de lastro para uma emissão de certificados de recebíveis imobiliários, devem decorrer, necessariamente, da exploração de qualquer tipo de atividade relacionada a imóveis. Companhia Securitizadora A securitização é efetuada por meio de companhias securitizadoras de créditos imobiliários, instituições não financeiras, constituídas sob a forma de sociedades por ações, que têm como objeto a aquisição e securitização dos créditos e a emissão e colocação dos certificados de recebíveis imobiliários no mercado. Adicionalmente, a Lei do Sistema de Financiamento Imobiliário autoriza a emissão de outros valores mobiliários e a prestação de serviços compatíveis com suas atividades. Assim, conclui-se que as companhias securitizadoras não estão limitadas à securitização, sendo-lhes facultada a realização de outras atividades compatíveis com seus objetos. Apesar da securitizadora não ser instituição financeira, a Lei do Sistema de Financiamento Imobiliário facultou ao Conselho Monetário Nacional estabelecer regras para seu funcionamento. Para que uma companhia securitizadora possa emitir valores mobiliários publicamente é necessário requerer o registro de companhia aberta à CVM, conforme prevê o artigo 21 da Lei do Mercado de Valores Mobiliários devendo, para tanto, seguir os procedimentos descritos na Instrução CVM nº 414. Regime Fiduciário A Lei do Sistema de Financiamento Imobiliário contemplou a faculdade de adotar-se um mecanismo de segregação patrimonial para garantia do investidor que venha a adquirir os certificados de recebíveis imobiliários emitidos pela companhia securitizadora. Este mecanismo é denominado regime fiduciário.

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O regime fiduciário é uma espécie de garantia que consiste na formação, por instrumento contratual, de patrimônio separado, o qual: (a) não está sujeito a qualquer ação ou execução pelos credores da companhia securitizadora por mais privilegiados que sejam, mesmo em caso de insolvência; (b) não pode ser objeto de garantia de operações da companhia securitizadora; e (c) é destinado exclusivamente ao pagamento dos respectivos certificados de recebíveis imobiliários. Em decorrência da afetação desse patrimônio, os titulares dos certificados de recebíveis imobiliários são beneficiados na medida em que o risco de crédito do pagamento será, em regra, o risco dos devedores dos recebíveis imobiliários, e não da companhia securitizadora. O regime fiduciário sofreu limitações por força da MP 2.158-35, conforme abaixo explicado. Tal patrimônio terá autonomia sobre o patrimônio geral da companhia securitizadora, bem como outros patrimônios de afetação criados por essa companhia, e servirá exclusivamente (ressalvada a aplicação da MP 2.158-35) para pagamento dos respectivos certificados de recebíveis imobiliários emitidos e satisfação das demais obrigações inerentes a tais títulos. O regime fiduciário pode conferir aos investidores o direito de haver seu crédito decorrente da titularidade dos certificados de recebíveis imobiliários contra o patrimônio geral da companhia securitizadora, no caso do respectivo patrimônio separado (que esteja sujeito ao regime fiduciário) tornar-se insuficiente para a liquidação das obrigações atinentes aos referidos títulos. Nessa hipótese, a companhia securitizadora, sempre que se verificar insuficiência do patrimônio separado, promoverá a respectiva recomposição, nele incluindo outros créditos imobiliários para lastrear a emissão. Instituído o regime fiduciário, caberá à companhia securitizadora administrar cada patrimônio separado, manter registros contábeis independentes em relação a cada um deles e elaborar e publicar as respectivas demonstrações financeiras. Não obstante, a companhia securitizadora responderá com seu patrimônio pelos prejuízos que causar por descumprimento de disposição legal ou regulamentar, por negligência ou administração temerária ou, ainda, por desvio da finalidade do patrimônio separado. O regime fiduciário é instituído através da declaração unilateral da companhia securitizadora no respectivo termo de securitização. MP 2.158 – 35 O Governo Federal inverteu a política de segregação de riscos inerente ao regime fiduciário, por meio da edição da MP 2.158 – 35, atualmente em vigor. A MP 2.158-35, em seu artigo 76, dispõe que a afetação ou separação, a qualquer título, de patrimônio de pessoa física ou jurídica, não produz efeitos em relação aos débitos de natureza fiscal, previdenciária ou trabalhista, especialmente com relação às garantias e privilégios atribuídos. Isso significa que os bens e as rendas dos patrimônios de afetação de qualquer natureza, o que inclui o patrimônio criado por meio do regime fiduciário, passam a responder por dívidas da companhia securitizadora de natureza fiscal, previdenciária ou trabalhista, estranhas aos certificados de recebíveis imobiliários a que estão vinculados os créditos imobiliários sujeitos ao regime fiduciário. Assim, as rendas provenientes dos Créditos Imobiliários submetidos ao regime fiduciário responderão pelas dívidas fiscais, previdenciárias e trabalhistas inerentes ao patrimônio geral da Emissora. Certificados de Recebíveis Imobiliários O certificado de recebível imobiliário é um título de crédito nominativo, de livre negociação, lastreado em créditos imobiliários e constitui promessa de pagamento em dinheiro. Trata-se de um título de crédito que se mostra apropriado ao financiamento de longo prazo, visto que de um lado, compatibiliza-se com as características das aplicações do mercado imobiliário, estando vinculado às condições dos financiamentos contratados com os tomadores, e, de outro lado, reúne as condições de eficiência necessárias à concorrência no mercado de capitais, ao conjugar a mobilidade e agilidade próprias do mercado de valores mobiliários e a segurança necessária para garantir os interesses do público investidor.

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É considerado um valor mobiliário, para efeitos do artigo 2º, inciso III, da Lei do Mercado de Valores Mobiliários, característica que lhe foi conferida pela Resolução nº 2.517, de 29 de junho de 1998 do Conselho Monetário Nacional. Somente podem ser emitidos por companhias securitizadoras e seu registro e negociação são realizados por meio dos sistemas centralizados de custódia e liquidação financeira de títulos privados. A Lei do Sistema de Financiamento Imobiliário elenca suas principais características, dentre as quais pode-se destacar sua forma escritural e a possibilidade de (a) pagamento parcelado; (b) fixação da remuneração e respectivas datas de exigibilidade; (c) estipulação de reajuste; e (d) fixação de garantia flutuante, que consiste no privilégio sobre o ativo geral da companhia que emite os certificados de recebíveis imobiliários, a securitizadora. Emissão Pública de Certificados de Recebíveis Imobiliários Até fins de 2004, a emissão de CRI era regulada pela Instrução CVM nº 284, de 24 de julho de 1998, primeiro normativo sobre securitização de recebíveis imobiliários editado pela CVM. De acordo com a Instrução CVM nº 284, somente era possível a distribuição de CRI cujo valor nominal fosse igual ou superior a R$300.000,00. Em 30 de dezembro de 2004, a CVM editou a Instrução CVM nº 414, sendo ampliado o rol de possíveis investidores, pois não foi estipulado valor nominal mínimo para os CRI. A Instrução CVM nº 414 revogou a Instrução CVM nº 284, passando a regular a oferta pública de distribuição de certificados de recebíveis imobiliários e o registro de companhia aberta das companhias securitizadoras. De acordo com a Instrução CVM nº 414, somente poderá ser iniciada uma oferta pública de certificados de recebíveis imobiliários se o registro de companhia aberta da securitizadora estiver atualizado e após a concessão do registro pela CVM. Dentre as disposições da Instrução CVM nº 414 acerca da oferta pública, destacam-se as seguintes:

• é dispensada a participação de instituições intermediárias integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários a que se refere o artigo 15 da Lei do Mercado de Valores Mobiliários, caso o valor nominal unitário do certificado de recebível imobiliário a ser colocado seja igual ou superior a R$300.000,00.

• nas distribuições de certificados de recebíveis imobiliários com valor nominal unitário inferior a

R$300.000,00, exige a instrução que os créditos que lastreiam a emissão (a) estejam sob regime fiduciário; (b) sejam originados de imóveis com “Habite-se” concedido pelo órgão administrativo competente e, além disso, deve ser respeitado o limite máximo de 0,5% dos créditos por devedor;

• se os créditos lastro dos certificados de recebíveis imobiliários forem decorrentes da aquisição

ou promessa de aquisição de unidade imobiliárias vinculadas a incorporações objeto de financiamento, para que seja concedido o registro deverá ser comprovada a constituição de patrimônio de afetação a que faz referência a Lei nº 4.591, de 16 de dezembro de 1964;

• é facultada a obtenção do registro provisório para a distribuição dos certificados de recebíveis

imobiliários se o seu valor nominal unitário for igual ou superior a R$300.000,00. Porém, caso o pedido de registro definitivo não seja formulado até o 30º dia do mês subseqüente ao da concessão do registro provisório, este último será automaticamente cancelado;

• o registro definitivo será cancelado se a companhia não proceder à formalização do termo de

securitização ou não prestar garantia aos detentores dos certificados de recebíveis imobiliários, nos termos do artigo 7º, §5º da Instrução CVM nº 414; e

• é facultado o desdobramento dos certificados de recebíveis imobiliários 18 meses após a data do

encerramento da oferta, de modo que o valor nominal unitário do certificado de recebível imobiliário passe a ser inferior a R$300.000,00, desde que observados os requisitos da Instrução CVM nº 414.

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Termo de Securitização de Créditos A emissão dos certificados de recebíveis imobiliários é realizada por meio de termo de securitização de créditos que vincula os respectivos créditos imobiliários à série de títulos emitidos pela securitizadora. O termo de securitização é firmado pela securitizadora e deve conter todas as características dos créditos, incluindo a identificação do devedor, o valor nominal do certificado de recebível imobiliário, o imóvel a que os créditos estejam vinculados, espécie de garantia, se for o caso, dentre outras. Para os créditos imobiliários que sejam objeto de regime fiduciário, o termo de securitização será averbado nos Registros de Imóveis em que estejam matriculados os respectivos imóveis. Cessão de Créditos Imobiliários A securitização imobiliária é realizada por meio de um processo, no qual existem várias etapas a serem cumpridas a fim de finalizar a operação. Uma etapa muito relevante nesse processo é a cessão pelo originador para a companhia securitizadora dos créditos e dos contratos e garantias necessários à sua execução, para que seja criado o lastro para a emissão dos certificados de recebíveis imobiliários. Nos termos do Código Civil, na cessão de crédito o credor transfere a um terceiro a sua qualidade creditória contra o devedor, recebendo o cessionário o direito respectivo, com todos os acessórios e todas as garantias. A cessão de créditos imobiliários deve ser celebrada por escrito e averbada na matrícula dos imóveis integrantes da carteira de créditos que está sendo securitizada, conforme previsto no artigo 167, II, 21 da Lei nº 6.015, de 31 de dezembro de 1973, a denominada Lei de Registros Públicos, conforme alterada pela Lei nº 10.931, de 2 de agosto de 2004. Tratamento Tributário Aplicável às Securitizadoras As companhias securitizadoras estão sujeitas à tributação pelo Imposto de Renda Pessoa Jurídica – IRPJ (alíquota básica de 15%, mais adicional de 10% sobre a parcela do lucro que exceder a R$240.000.00 no ano), Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL (9%), Contribuição ao Programa de Integração Social – PIS (0,65%) e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS (4%), nos termos da Lei nº 9.718, 27 de novembro de 1998, art. 3º, §§ 5º a 9º, da Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003, art. 10, I, e da Lei nº 10.684, de 30 de maio de 2003, art. 18. Pelo disposto no artigo 3º, §8º da Lei nº 9.718, de 27 de novembro de 1998, com redação dada pelo artigo 2º da MP 2.158-35, as companhias securitizadoras podem deduzir as despesas da captação da base de cálculo do PIS e da COFINS. Assim, as securitizadoras apuram as citadas contribuições de forma semelhante às instituições financeiras, ou seja, pelo conceito de spread. Com relação à CPMF, desde 13 de julho de 2002, os lançamentos realizados em contas correntes especialmente abertas e exclusivamente utilizadas para operações das companhias securitizadoras estão isentos da incidência de tal contribuição (Emenda Constitucional nº 37, de 12 de junho de 2002).

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CAPITALIZAÇÃO DA EMISSORA A tabela a seguir descreve os montantes de caixa, disponibilidades e aplicações financeiras, endividamento de curto e longo prazo e estrutura de capital, para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2004 e o semestre encerrado em 30 de junho de 2005, informações estas extraídas das demonstrações financeiras da Emissora auditadas em relação ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2004 e ao semestre findo em 30 de junho de 2005, de acordo com os Princípios Contábeis Brasileiros. O investidor deve ler esta tabela em conjunto com as Seções “Informações Financeiras Selecionadas da Emissora” e “Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado Operacional da Emissora” e as demonstrações financeiras consolidadas da Emissora, constantes deste Prospecto.

30 de junho

de 2005 31 de dezembro

de 2004

(R$mil)

Caixa, disponibilidades e aplicações financeiras.............................. 6.209 2.636

Endividamento de curto prazo:

Total do endividamento de curto prazo .......................................... 0 629

Endividamento de longo prazo:

Total do endividamento de longo prazo.......................................... 0 0

Patrimônio Líquido:

Capital social...... ............................................................................. 5.342 5.342

Reservas de capital .......................................................................... 0 0

Reservas de lucros ........................................................................... 0 0

Total do patrimônio líquido ............................................................ 4.335 4.920

Capitalização total (endividamento de longo prazo (descontada a parcela com vencimento a curto prazo))................ 0 0

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INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS DA EMISSORA Os seguintes dados financeiros e operacionais selecionados devem ser lidos em conjunto com as demonstrações financeiras da Emissora e notas relacionadas e a Seção “Informações sobre a Emissora - Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado Operacional da Emissora”, incluídas em outras partes deste Prospecto. As demonstrações financeiras da Emissora em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002 foram auditadas pela PriceWaterhouseCoopers Auditores Independentes, assim como as informações trimestrais referentes aos períodos encerrados em 30 de junho de 2005 e 2004. As informações financeiras incluídas neste Prospecto foram elaboradas de acordo com os Princípios Contábeis Brasileiros. Balanço Patrimonial Ativo

Em 30 de junho de Em 31 de dezembro de

(R$mil) 2005 2004 2004 2003 2002

Ativo Circulante 83.543 80.988 75.458 53.046 48.763

Disponibilidades 6.209 15.963 6.925 3.804 2.497

Créditos 237 950 1.136 912 90

Impostos a Compensar 177 315 376 267 90

Contas a Receber 60 9 124 - -

Recebíveis Imobiliários Próprios

- 626 636 645 -

Recebíveis Imobiliários 77.097 64.075 67.397 48.329 46.176

Ativo Realizável a Longo Prazo 281.390 244.015 277.838 229.425 230.868

Créditos com Pessoas Ligadas - - - 321 1.790

Recebíveis Imobiliários 281.390 244.015 277.838 229.104 229.078

Ativo Permanente 1.500 1.500 1.542 1.500 1.558

Investimentos 1.500 1.500 1.542 1.500 1.500

Imobilizado - - - - 58

Ativo Total 366.433 326.503 354.838 283.970 281.189

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Balanço Patrimonial Passivo

Período de 6 meses encerrado em 30 de junho de

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

(R$mil) 2005 2004 2004 2003 2002

Passivo Circulante 80.708 78.166 72.080 50.436 48.556

Empréstimos e Financiamentos - - - - -

Impostos, Taxas e Contribuições

154 297 408 293 6

Provisões 14 - - - -

Outras Contas a Pagar 445 11.085 221 32 17

Certificado de Recebíveis Imobiliários

80.095 66.746 71.451 50.044 48.462

Receitas Antecipadas - 37 - 67 72

Passivo Exigível A Longo Prazo 281.390 243.756 277.838 229.161 229.203

Empréstimos e Financiamentos - - - - -

Certificado de Recebíveis Imobiliários

281.390 243.704 277.838 229.104 229.078

Outras Contas a Pagar - 51 - 58 124

Patrimônio Líquido 4.335 4.582 4.920 4.374 3.431

Capital Social Realizado 5.342 5.342 5.342 5.342 5.342

Lucros (Prejuízos) Acumulados (1.007) (760) (422) (968) (1.911)

Passivo Total 366.433 326.503 354.838 283.970 281.189

Ativos e Passivos e a Longo Prazo São registrados por seu valor de aquisição. Destacam-se em tais contas os recebíveis-lastro, classificados conforme prazo de vencimento, no lado do Ativo, e os certificados de recebíveis imobiliários, no lado do passivo. Observa-se que parte da aplicação do caixa (tesouraria) da Emissora também se configura em investimentos em recebíveis imobiliários. Permanente Os valores apresentados no permanente representam investimentos em infra-estrutura própria. Patrimônio Líquido O patrimônio líquido da Emissora é basicamente representado pelo capital social subscrito e integralizado dos acionistas. Após o aumento ocorrido em agosto de 2005, por ocasião da entrada dos acionistas IFC e RFC-GMAC, o capital foi aumentado significativamente: o IFC subscreveu R$3,546 milhões, representados por 1.193.376 ações, totalmente integralizadas, o GMAC subscreveu R$3,546 milhões, representados por 1.199.373 ações, tendo sido integralizados R$2,616 milhões, enquanto que integrantes do Grupo Rio Bravo e outros subscreveram R$1,254 milhão, por 422.102 ações, tendo sido integralizados R$313,945 mil. A Emissora vem apresentando uma recuperação de resultados, com o acréscimo de lucros nos anos de 2003 e 2004, e espera manter essa tendência em 2005.

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ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE A SITUAÇÃO FINANCEIRA E O RESULTADO OPERACIONAL DA EMISSORA

Esta análise e discussão da administração sobre a situação financeira e o resultado das operações deve ser lida em conjunto com suas demonstrações financeiras auditadas e demonstrações financeiras anuais e respectivas notas explicativas incluídas neste Prospecto. As demonstrações financeiras auditadas constantes do presente Prospecto foram elaboradas em conformidade com os Princípios Contábeis Brasileiros. Informações das Demonstrações de Resultado

Período de 6 meses encerrado em 30 de junho de

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

(R$) 2005 2004 2004 2003 2002

Receita Bruta 458.370 340.389 879.134 2.173.488 1.016.422

Deduções da Receita Bruta (51.199) (45.870) (97.271) (111.818) (47.958)

Receita Líquida 407.171 294.519 781.863 2.061.670 968.464

Despesas Operacionais (992.008) (36.610) (87.732) (1.023.807) (1.165.426)

Gerais e Administrativas (1.192.905) (631.499) (1.130.920) (1.353.341) (1.077.137)

Financeiras 202.897 594.889 1.043.188 368.819 (88.289)

Receitas Financeiras 205.134 620.791 1.111.368 466.384 5.599

Despesas Financeiras (2.237) (25.902) (68.180) (97.565) (93.888)

Resultado de Equivalência Patrimonial

(2.000) - - (39.285) -

Resultado Operacional (584.837) 257.909 694.131 1.037.863 (196.962)

Resultado Não-Operacional - - - 180.245 -

Resultado Antes de Tributação (584.837) 257.909 694.131 1.218.108 (196.962)

Provisão Para IR e CS - (49.756) (147.544) (275.260) -

Lucro (Prejuízo) do Exercício (584.837) 208.153 546.587 942.848 (196.962)

Análise Comparativa do Resultado Operacional – exercícios relativos aos anos de 2002, 2003 e 2004 e primeiro semestre de 2005. Exercício 2002 A Emissora, no ano de 2002, realizou a emissão de mais 3 séries de certificados de recebíveis imobiliários, correspondentes a 7ª, 8ª e 9ª séries, em um volume total de emissão de cerca de R$30,4 milhões de reais, sendo todas as séries integralmente colocadas junto aos mercados financeiro e de capitais. Adicionalmente, também foram adquiridos no ano de 2002 um lote correspondente a R$15,5 milhões em recebíveis imobiliários, objeto de emissão da 10ª série de certificados de recebíveis imobiliários colocada no primeiro trimestre de 2003. Com as emissões realizadas, a Emissora atingiu a marca de R$200 milhões de certificados de recebíveis imobiliários emitidos, ratificando sua posição como uma das líderes deste segmento, com mais de 40% do mercado total de emissões de certificados de recebíveis imobiliários.

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Apesar da alta volatilidade dos mercados financeiros, marca registrada do ano de 2002, as operações de securitização de recebíveis imobiliários se mostraram uma alternativa segura e rentável de investimento, conquistando cada vez mais espaço nos portfólios dos investidores qualificados. Exercício 2003 Apesar de 2003 não ter sido um bom ano para o mercado imobiliário, com um queda de 8,6% no PIB da construção civil, a Emissora conseguiu atingir os objetivos traçados no exercício anterior, mantendo-se entre as líderes do mercado de emissões de certificados de recebíveis imobiliários. Em 2003, a Emissora realizou a emissão de 3 séries de certificados de recebíveis imobiliários, correspondentes a 10a, 11a e 12a séries, em um volume total de emissão de cerca de R$38 milhões, sendo a totalidade das séries colocadas junto a investidores institucionais. Outro fato relevante foi a habilitação da Emissora junto a Caixa Econômica Federal para aquisição de certificados de recebíveis imobiliários com recursos do FGTS. O aumento nas receitas de 2003 comparadas com 2002, explicam-se principalmente pelos resultados de intermediação auferidos pelas séries de número 10 e 11. Exercício 2004 Seguindo o planejamento estratégico de 2003, a Emissora atingiu em 2004 as metas previamente traçadas. A Emissora, que entre 1999 e 2003 já havia emitido 12 séries de CRI, incrementou significativamente o número de operações durante o ano de 2004 com a emissão de outras sete novas séries. Em 31 de dezembro de 2004, o saldo devedor das emissões da Emissora era de, aproximadamente, R$350 milhões, todas sob regime fiduciário. Do ponto de vista qualitativo, pode-se destacar a emissão realizada pela Emissora do primeiro certificado de recebível imobiliário com integralização parcelada do mercado. Essa emissão possibilitou a construção de um empreendimento residencial na cidade de São Paulo, além da manutenção do rating corporativo da Emissora em AA+ (LF Rating). Em relação ao cumprimento de obrigações pela Emissora, todos os pagamentos de amortização e juros dos certificados foram feitos de acordo com o previsto nos termos de securitização, não havendo nenhum caso de descontinuidade. Quanto ao resultado operacional da Emissora, manteve-se estável se considerado o efeito atípico do ano de 2003. Não obstante, houve em 2004 uma melhor adequação da estrutura de custos da Emissora, com a otimização da estrutura de capital humano, através da terceirização de serviços junto a outras empresas do Grupo Rio Bravo. Este arranjo possibilitou a manutenção da lucratividade. Primeiro Semestre do Exercício de 2005 No segundo trimestre de 2005, a Emissora emitiu 4 novas séries de certificados de recebíveis imobiliários, totalizando aproximadamente R$80 milhões; no período houve a liquidação de 2 séries de CRI, a 27ª e a 28ª. Destaque para a 27ª série, que foi a primeira no Brasil lastreada em recebíveis residenciais a obter um rating “AAA” (LF Rating). A totalidade da emissão já foi adquirida por investidores institucionais e há a perspectiva de mercado secundário nesse titulo que poderá negociado na BovespaFix.

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No período compreendendo entre os dias 31 de março e 30 de junho, outras 3 séries de certificados de recebíveis imobiliários da Emissora obtiveram registro definitivo da CVM. A Emissora recebeu no período aporte de capital do International Finance Corporation (“IFC”) – braço privado do Banco Mundial – e da Residential Funding Corporation (“GMAC-RFC”). Com isso, IFC e GMAC-RFC vão deter cerca de 40% do capital social da Emissora. A Emissora também introduzirá novos produtos, em parceria com a GMAC-RFC, para oferecer crédito ao mercado imobiliário residencial no País. Por fim, destacamos que o resultado negativo do primeiro semestre, reflete alguns atrasos na realização e captação de recursos programadas para o período, no entanto estando a administração da Emissora confortável com a estratégia adotada devendo reverter esta situação no segundo semestre. Liquidez e Recursos Financeiros As principais necessidades de caixa da Emissora são:

(a) pagamento das séries dos certificados de valores imobiliários; e (b) pagamento das despesas, tributos e demais obrigações gerais da Emissora.

As principais fontes de recursos da Emissora são:

(a) os recebíveis imobiliários que dão lastro às emissões dos certificados; (b) a geração de receitas advindas da atividade de estruturação, emissão, colocação e administração das

séries dos certificados e seus respectivos recebíveis - lastro e garantias em regime fiduciário; e (c) o capital social da Emissora, bem como a capacidade financeira de seus acionistas.

A Emissora entende que a geração de caixa advinda dos recebíveis – lastro das emissões de certificados – são suficientes para honrar as parcelas das séries de certificados de recebíveis imobiliários respectivas, considerando-se, ainda, as eventuais garantias associadas. Ressalta-se ainda que todas as séries em circulação foram emitidas em regime fiduciário. A Emissora considera a sua capacidade de geração de receitas, adicionada a seu patrimônio líquido e a capacidade financeira de seus acionistas, suficiente para arcar com as suas necessidades de pagamento de despesas, obrigações e tributos. Operações não registradas no Balanço Não há operações da Emissora que não estejam registradas em seu balanço patrimonial, de acordo com os Princípios Contábeis Brasileiros.

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ADMINISTRAÇÃO DA EMISSORA

De acordo com o Estatuto Social da Emissora e com a Lei das Sociedades por Ações, a Emissora é atualmente administrada por um Conselho de Administração composto por 4 conselheiros, por uma Diretoria composta por 5 diretores e por um Comitê de Investimentos composto por 4 membros. Não existe qualquer relação familiar entre quaisquer dos membros da administração da Emissora ou entre qualquer um destes e o acionista controlador da Emissora. Não há qualquer contrato ou obrigação relevante entre os administradores e a Emissora, excetuando àqueles relativos ao suporte administrativo e técnico das atividades da Emissora. A maioria dos membros da Administração da Emissora exerce função similar em outras empresas do Grupo Rio Bravo. Conselho de Administração O Conselho de Administração é responsável pelo estabelecimento de políticas e orientação genérica dos negócios da Emissora, assim como a nomeação e supervisão dos diretores. O Estatuto Social da Emissora prevê que o Conselho de Administração terá no mínimo 3 e no máximo 7 membros. Os membros do Conselho de Administração são eleitos por meio de assembléia geral de acionistas, para mandato unificado de 2 anos, sendo admitida a reeleição. De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, cada membro do Conselho de Administração deve ser acionista da Emissora. Os mandatos dos atuais membros do Conselho de Administração terminarão em abril de 2006. Cada membro do Conselho de Administração possui, diretamente, 1 ação de emissão da Emissora. O Conselho de Administração reúne-se, ordinariamente, a cada trimestre e, extraordinariamente, sempre que necessário, quando convocado por qualquer conselheiro. Os atuais membros do Conselho de Administração, seus respectivos cargos e datas de nomeação são os seguintes:

Nome Cargo

Nomeação

Luis Claudio Garcia de Souza Presidente 29.04.2005

Nicholas Vincent Reade Vice Presidente 29.04.2005

Mario Fleck Conselheiro 29.04.2005

Gustavo Henrique de Barroso Franco Conselheiro 29.04.2005

Dados Biográficos – Membros do Conselho de Administração Constam abaixo dados biográficos básicos dos membros do Conselho de Administração da Emissora. Luis Claudio Garcia de Souza – Presidente do Conselho de Administração Formação Acadêmica: Engenheiro Civil pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro – PUC-Rio e Mestre pelo Massachusetts Institute of Technology - MIT. Experiência Profissional: Sócio Sênior. Ex-sócio sênior e membro do comitê executivo do Banco Pactual. Fundou a UBF Garantias & Seguros – a principal seguradora de crédito e fianças do mercado brasileiro e hoje uma joint venture da Swiss Re com Enhance Financial Services – e a Canada Life Pactual Previdência e Seguros, uma empresa de planos de previdência privada. Antes de se unir ao Banco Pactual, Sr. Garcia de Souza foi Diretor Executivo do BBM Banco de Investimentos e CEO das

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operações de seguros. De 1977 a 1981, foi gerente do Banco Real em Nova York. Foi membro da diretoria da BOVESPA por 2 mandatos, assim como da diretoria da Fenaseg (Federação Nacional de Seguradoras). É atualmente membro do Conselho da Canada Life Brasil e da Securitas Capital, LLC. Nicholas Vincent Reade - Vice - Presidente do Conselho de Administração e Diretor Presidente Formação Acadêmica: Economista e Mestre em Economia pela Cambridge University. Experiência Profissional: Presidente da Emissora. Antes de ingressar na Emissora em 2002, Nicholas Reade foi Vice Presidente Executivo do Banco Brascan S.A., encarregado da área Corporativa. Fora também Diretor Executivo da Bear Stearns, responsável pelas atividades no Brasil e Diretor do SG Warburg, onde iniciou e liderou o desenvolvimento das operações do banco no Mercosul. Iniciou sua carreira como analista de investimentos no Banco Bozano Simonsen, posteriormente se tornou o Diretor responsável pela estruturação da subsidiaria brasileira da Citicorp Leasing International. Foi o responsável pelo desenvolvimento de uma das empresas pioneiras de private equity no País, a Brasilpar, da qual foi Diretor Superintendente. Em seguida, se tornou Group Representative no Brasil para Midland Bank plc e Samuel Montagu & Co. Mário Fleck Formação Acadêmica: Engenheiro Mecânico e Industrial pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro – PUC-Rio. Experiência Profissional: diretor de Gestão de Investimentos, responsável pelos Fundos de Governança Ativa da Rio Bravo desde agosto de 2004, quando assumiu a gestão do Fundo RB Fundamental FIA. Anteriormente, trabalhava na Accenture do Brasil, onde ingressou em 1976 (na época Andersen Consulting), tornando-se sócio em 1986. Liderou o Grupo de Produtos de Consumo da Accenture até 1990, quando se tornou presidente – posição que exerceu até julho de 2004. Foi eleito, em novembro de 2000, para integrar o Conselho Mundial da Accenture pelo período de 2 anos. Foi ainda presidente do Conselho da EAESP – FGV. Atua também em diversas organizações não-governamentais. Gustavo Henrique de Barroso Franco Formação Acadêmica: Economista pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro – PUC-Rio, PhD em Economia pela Universidade de Harvard. Experiência Profissional: Sócio e diretor executivo de distribuição da Emissora. É sócio e diretor executivo da área de Distribuição da Emissora. Foi presidente do Banco Central do Brasil de agosto de 1997 a janeiro de 1999, tendo sido, nos 4 anos que precederam esse período, diretor da Área Internacional do Banco Central. Entre maio e setembro de 1993, foi secretário de Política Econômica do Ministério da Fazenda, tendo participado da equipe que elaborou o Plano Real. De 1986 a 1993, foi professor do Departamento de Economia da PUC-Rio, posto que reassumiu em 2004. Diretoria A Diretoria, nos termos do Estatuto Social, é composta por no mínimo 4 e no máximo 6 diretores, nomeados pelo Conselho de Administração para mandato de 2 anos, admitida a reeleição. A Diretoria é o órgão executivo da sociedade, cabendo-lhe assegurar o funcionamento regular desta, tendo poderes para praticar todos e quaisquer atos relativos aos fins sociais, exceto aqueles que, por lei ou pelo Estatuto Social da Emissora, dependam de prévia aprovação do Conselho de Administração ou da Assembléia Geral. As reuniões da Diretoria são realizadas, ordinariamente, a cada mês e, extraordinariamente, sempre que necessário, mediante convocação do Diretor Presidente da Emissora, com a presença da maioria de seus membros. Os membros da Diretoria possuem atribuições individuais estabelecidas pelo Conselho de Administração e pelo Estatuto Social. O mandato dos atuais membros da Diretoria expirará em 27 de maio de 2007, com exceção do Sr. Glauber da Cunha Santos, cujo mandato expirará em maio de 2008.

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Os atuais membros da Diretoria e seus respectivos cargos são os seguintes:

Nome Cargo

Nomeação

Nicholas Vincent Read Diretor Presidente 27.05.2004

Fabio Ohara Ishigami Diretor 27.05.2004

João Paulo dos Santos Pacífico Diretor de Relações com Investidores 27.05.2004

Glauber da Cunha Santos Diretor 09.05.2005

Avelino Alves Palma Neto Diretor 27.05.2004 Dados Biográficos – Diretoria Nicholas Vincent Reade – Diretor Presidente e Vice-Presidente do Conselho de Administração As informações desse Diretor constam do item anterior relativo ao Conselho de Administração. Fábio Ohara Ishigami – Diretor Formação Acadêmica: Engenheiro de Produção pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo - USP, MBA pela U.C. Berkeley, USA. Estudou Direito e fez Mestrado em Economia Política na PUC-SP Experiência Profissional: supervisionou a carteira de investimento dos Fundos de Pensão como diretor de investimentos da Secretaria de Previdência Complementar (“SPC”) entre os anos de 2001 e 2002. Foi responsável pela área de operações estruturadas do Banco Itaú S.A. e trabalhou por vários anos no banco de investimentos do Banco Francês e Brasileiro S.A. Possui larga experiência em captação de recursos para empresas brasileiras tanto no mercado doméstico, quanto no mercado internacional. João Paulo dos Santos Pacífico – Diretor de Relações com Investidores Formação Acadêmica: Engenheiro de Produção pela Escola de Engenharia de Mauá e MBA em Finanças no IBMEC-SP. Experiência Profissional: gerência das áreas financeira e de controles internos da Emissora. Participou da estruturação e gerenciamento do Rio Bravo Developer I, um Fundo de Investimento Imobiliário focado em projetos residenciais. Tem experiência na analise e gestão de carteiras de recebíveis imobiliários. Anteriormente, trabalhou como analista de empresas para fundos de private equity em diferentes setores como infraestrutura, serviço, logística e tecnologia. Glauber da Cunha Santos – Diretor Formação Acadêmica: Economista pela Universidade Federal Fluminense – UFF do Rio de Janeiro, MBA Executivo em Finanças pelo IBMEC – RJ e mestre em Administração de Empresas pelo IBMEC – RJ. Experiência profissional: Sócio e Diretor da Emissora. Iniciou sua carreira no Banco Pactual S.A. em 1993, como controller de renda fixa. Em 1996, assumiu a coordenação administrativa da area de crédito do Banco Pactual S.A., função que exerceu até 1998, sendo então responsável pelo desempenho, avaliação e financiamento das carteiras de crédito ao consumo, à aquisição de veículos e imóveis. Desde 1999 no Grupo Rio Bravo, Sr. Santos é responsável pelas operações estruturadas com base em ativos imobiliários.

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Avelino Alves Palma Neto - Diretor Formação Acadêmica: Advogado formado na Faculdade de Direito Laudo de Camargo – UNAERP - Ribeirão Preto - SP e realizou curso de extensão em relações internacionais na London Business School. Experiência Profissional: Grupo Rio Bravo, atuando na área de estruturação e administração de Fundos de Investimentos Imobiliários e aquisição de recebíveis imobiliários. Trabalhou na SOLFIN - Soluções Financeiras Ltda. analisando estudos de vocação voltados a imóveis comerciais e na Incorporadora Rossi Residencial S.A., prospectando novos mercados, coordenando e desenvolvendo estudos de viabilidade e análises de planos diretores em cidades localizadas no interior do Estado de São Paulo para incorporações imobiliárias e como advogado, desenvolvendo operações de securitização de recebíveis, incorporações imobiliárias, análise para compra de terrenos, análise de crédito das carteiras imobiliárias e contratos bancários na esfera preventiva. Remuneração De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, os acionistas da Emissora são responsáveis pela fixação do valor total da remuneração dos membros do Conselho de Administração, dos membros do Conselho Fiscal e dos membros da Diretoria. O Conselho de Administração determinará os níveis de remuneração de cada conselheiro, diretor ou membro do Conselho Fiscal com base no valor total previamente fixado. A remuneração global estabelecida pelos acionistas da Emissora para os administradores desta no ano de 2005 foi de R$6.900.000,00. Nenhum dos conselheiros e diretores da Emissora é parte de contrato de trabalho que preveja benefícios quando da rescisão de seu vínculo empregatício.

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DESCRIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL E PRINCIPAIS ACIONISTAS DA EMISSORA

Geral Atualmente, o capital social subscrito da Emissora é de R$13.708.283,00, sendo integralizado em R$11.819.662,00, representado por 5.996.865 ações nominativas, exclusivamente da espécie ordinária. O capital autorizado da Emissora é de R$20.000.000,00. A tabela a seguir apresenta os principais acionistas da Emissora.

Acionista Quantidade (%)

Rio Bravo Crédito Companhia de Securitização Imobiliária

GMAC - RFC Brasil Ltda.

IFC - International Finance Corporation

3.335.239

1.199.373

1.193.376

55,62%

20,00%

19,90%

Executivos da Emissora e Outros 268.877 4,48%

Total 5.996.865 100,00% Principais Acionistas Conforme exposto acima, a Emissora é controlada pelo Grupo Rio Bravo em cerca de 55% do seu capital e possui também como acionistas, além dos executivos da empresa em cerca de 5%, o IFC e a GMAC – RFC, na proporção de 20% cada. A Rio Bravo Crédito Companhia de Securitização Imobiliária, empresa do Grupo Rio Bravo, controladora direta da Emissora, encontra-se em fase de registro perante a CVM, a fim de operar na área de securitização de recebíveis imobiliários devidos por clientes corporativos. Acordo de Acionistas Em julho de 2005, os investidores GMAC-RFC e IFC e os acionistas controladores da Emissora celebraram, com interveniência da mesma, um Acordo de Acionistas, que, entre outras matérias, trata da administração da Emissora e estabelece direito de veto em relação a certas deliberações societárias, condições para a transferência de ações e direito de venda de ações por referidos investidores em caso de transferência de controle da Emissora.

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INFORMAÇÕES SOBRE OS TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS PELA EMISSORA

Ações As ações da Emissora são admitidas à negociação no mercado de balcão organizado na SOMA. Certificados de Recebíveis Imobiliários A Emissora já realizou 30 emissões públicas de certificados de recebíveis imobiliários, sendo que a 1ª, a 2ª, a 6ª e a 14ª já foram integralmente resgatadas e 26 séries encontram-se em circulação. As principais características dessas operações são sumariamente descritas abaixo.

1ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$5,365 milhões

Quantidade de CRI: 1

Valor Nominal do CRI: R$5,365 milhões

Data de Vencimento: 10/09/2002 – RESGATADO

Código de Negociação CETIP: BFINP A001

Agente Fiduciário: Oliveira Trust DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 133 promessas de compra e venda de imóveis residenciais.

2ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$6,305 milhões

Quantidade de CRI: 1

Valor Nominal do CRI: R$6,305 milhões

Data de Vencimento: 28/02/2005 – RESGATADO

Código de Negociação CETIP: BFINP B001

Agente Fiduciário: Oliveira Trust DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 146 promessas de compra e venda de imóveis residenciais.

3ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$12,964 milhões

Quantidade de CRI: 5

Valor Nominal do CRI: R$2,592 milhões

Data de Vencimento: 02/09/2009

Código de Negociação CETIP: BFINP C003

Agente Fiduciário: Oliveira Trust DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de contratos de compra e venda de 2 imóveis comerciais.

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4ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$135,639 milhões

Quantidade de CRI: 452

Valor Nominal do CRI: R$300,088 mil

Data de Vencimento: 21/05/2011

Código de Negociação CETIP: BFINP A004

Agente Fiduciário: Oliveira Trust DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 79 imóveis comerciais.

5ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$7,470 milhões

Quantidade de CRI: 24

Valor Nominal do CRI: R$311,281 mil

Data de Vencimento: 10/09/2009

Código de Negociação CETIP: BFINP A005

Agente Fiduciário: Oliveira Trust DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 1 imóvel comercial.

6ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$1,433 milhão

Quantidade de CRI: 4

Valor Nominal do CRI: R$358,269 mil

Data de Vencimento: 26/03/2003 - RESGATADO

Código de Negociação CETIP: BFINP A006

Agente Fiduciário: NÃO

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 1 imóvel comercial.

7ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$2,401 milhões

Quantidade de CRI: 8

Valor Nominal do CRI: R$300,172 mil

Data de Vencimento: 04/03/2008

Código de Negociação CETIP: BFINP A007

Agente Fiduciário: Oliveira Trust DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 61 promessas de compra e venda de imóveis residenciais.

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8ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$4,223 milhões

Quantidade de CRI: 14

Valor Nominal do CRI: R$301,644 mil

Data de Vencimento: 04/12/2006

Código de Negociação CETIP: BFINP A008

Agente Fiduciário: Oliveira Trust DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 1 imóvel comercial.

9ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$23,852 milhões

Quantidade de CRI: 79

Valor Nominal do CRI: R$301,926 mil

Data de Vencimento: 23/09/2012

Código de Negociação CETIP: BFINP A009

Agente Fiduciário: Oliveira Trust DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 1 imóvel comercial.

10ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$15,442 milhões

Quantidade de CRI: 51

Valor Nominal do CRI: R$302,794.63

Data de Vencimento: 12/07/2013

Código de Negociação CBLC: RBRA C010

Agente Fiduciário: Oliveira Trust DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da locação de 1 imóvel comercial.

11ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$15,262 milhões

Quantidade de CRI: 50

Valor Nominal do CRI: R$305,255 mil

Data de Vencimento: 18/03/2012

Código de Negociação CETIP: BFINP A011

Agente Fiduciário: Oliveira Trust DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 50% de um imóvel comercial.

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12ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$7,267 milhões

Quantidade de CRI: 24

Valor Nominal do CRI: R$302,791 mil

Data de Vencimento: 15/12/2013

Código de Negociação CETIP: BFINP A012

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 3 imóveis comerciais.

13ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$6,624 milhões

Quantidade de CRI: 22

Valor Nominal do CRI: R$301,130 mil

Data de Vencimento: 21/07/2014

Código de Negociação CBLC: RBRA C013

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 1 imóvel comercial.

14ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$3,665 milhões

Quantidade de CRI: 12

Valor Nominal do CRI: R$305,471 mil

Data de Vencimento: 05/12/2004 - RESGATADO

Código de Negociação CETIP: BFINP A014

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 1 imóvel comercial.

15ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$12,733 milhões

Quantidade de CRI: 42

Valor Nominal do CRI: R$303,166 mil

Data de Vencimento: 15/04/2014

Código de Negociação CETIP: BFINP A015

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 1 imóvel comercial.

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16ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$8,504 milhões

Quantidade de CRI: 28

Valor Nominal do CRI: R$303,722 mil

Data de Vencimento: 05/11/2007

Código de Negociação CETIP: BFINP A016

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 347 promessas de compra e venda de loteamentos urbanos residenciais.

17ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$20,000 milhões

Quantidade de CRI: 66

Valor Nominal do CRI: R$303,030 mil

Data de Vencimento: 28/07/2014

Código de Negociação CETIP: BFINP A017

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 1 imóvel comercial.

18ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$5,517 milhões

Quantidade de CRI: 18

Valor Nominal do CRI: R$306,529 mil

Data de Vencimento: 07/02/2008

Código de Negociação CETIP: BFINP A018

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 287 promessas de compra e venda de loteamentos urbanos residenciais.

19ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$2,747 milhões

Quantidade de CRI: 9

Valor Nominal do CRI: R$305,250 mil

Data de Vencimento: 01/11/2016

Código de Negociação CBLC: RBRA C019

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 51 promessas de compra e venda de imóveis residenciais.

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20ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$5,000 milhões

Quantidade de CRI: 16

Valor Nominal do CRI: R$312,500 mil

Data de Vencimento: 18/01/2012

Código de Negociação CETIP: BFINP A020

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 1 imóvel comercial.

21ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$2,057milhões

Quantidade de CRI: 6

Valor Nominal do CRI: R$342,834 mil

Data de Vencimento: 01/12/2016

Código de Negociação CBLC: RBRA C021

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 47 promessas de compra e venda de imóveis residenciais.

22ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$1,640 milhão

Quantidade de CRI: 5

Valor Nominal do CRI: R$328,125 mil

Data de Vencimento: 01/12/2016

Código de Negociação CBLC: RBRA C022

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 27 promessas de compra e venda de imóveis residenciais.

23ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$1,831 milhão

Quantidade de CRI: 6

Valor Nominal do CRI: R$305,228 mil

Data de Vencimento: 01/01/2017

Código de Negociação CBLC: RBRA C023

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 43 promessas de compra e venda de imóveis residenciais.

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24ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$1,470 milhão

Quantidade de CRI: 4

Valor Nominal do CRI: R$367,542 mil

Data de Vencimento: 01/12/2016

Código de Negociação CBLC: RBRA C024

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 24 promessas de compra e venda de imóveis residenciais.

25ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$42,753 milhões

Quantidade de CRI: 142

Valor Nominal do CRI: R$301,075 mil

Data de Vencimento: 16/05/2015

Código de Negociação CETIP: BFINP A025

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da compra e venda a prazo de 1 imóvel comercial.

26ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$690,761 mil

Quantidade de CRI: 2

Valor Nominal do CRI: R$345,380 mil

Data de Vencimento: 01/01/2017

Código de Negociação CBLC: RBRA C026

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 16 promessas de compra e venda de imóveis residenciais.

27ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$30,002 milhões

Quantidade de CRI: 100

Valor Nominal do CRI: R$300,021 mil

Data de Vencimento: 10/07/2010

Código de Negociação CBLC: RBRA C027

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 56 promessas de compra e venda de imóveis residenciais.

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28ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$5,034 milhões

Quantidade de CRI: 16

Valor Nominal do CRI: R$314,601 mil

Data de Vencimento: 15/10/2012

Código de Negociação CBLC: RBRA C028

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos da locação de 1 imóvel comercial.

29ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$980,361 mil

Quantidade de CRI: 3

Valor Nominal do CRI: R$326,787 mil

Data de Vencimento: 01/12/2016

Código de Negociação CBLC: RBRA C029

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 16 promessas de compra e venda de imóveis residenciais.

30ª SÉRIE DE CRI

Volume: R$2,331 milhões

Quantidade de CRI: 7

Valor Nominal do CRI: R$332,976

Data de Vencimento: 01/01/2017

Código de Negociação CBLC: RBRA C030

Agente Fiduciário: Pavarini DTVM Ltda.

Breve Descrição da operação: Securitização de créditos imobiliários advindos de 41 promessas de compra e venda de imóveis residenciais.

Outros Títulos e Valores Mobiliários Além das ações e dos certificados de recebíveis imobiliários acima indicados, a Emissora não possui em circulação quaisquer outros títulos ou valores mobiliários.

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OPERAÇÕES DA EMISSORA COM PARTES RELACIONADAS

Não existem operações relevantes da Emissora com partes relacionadas. Todas as operações realizadas com partes relacionadas estão indicadas nas demonstrações financeiras, a seguir destacadas.

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3. INFORMAÇÕES SOBRE A PETROBRAS

• Atividades da Petrobras • Visão Geral do Setor de Petróleo e Gás no Brasil • Capitalização da Petrobras • Informações Financeiras Selecionadas da Petrobras • Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado Operacional

da Petrobras • Administração da Petrobras • Descrição do Capital Social e Principais Acionistas da Petrobras • Operações da Petrobras com Partes Relacionadas

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(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

ATIVIDADES DA PETROBRAS Histórico e Desenvolvimento da Empresa A Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras é uma sociedade de economia mista constituída nos termos da Lei nº 2.004 (com vigência a partir de 3 de outubro de 1953). As sociedades de economia mista são sociedades anônimas brasileiras criadas por lei especial, cuja maioria do capital com direito de voto deve ser detida pela União, por um estado ou município. A Petrobras é controlada pela União Federal, contudo, suas ações ordinárias e preferenciais são negociadas em bolsa. A sede da Petrobras está situada na Avenida República do Chile, 65, CEP 20031-912 – Rio de Janeiro – RJ, Brasil, e seu número de telefone é (55-21) 3224-4477. A Petrobras iniciou suas operações no Brasil em 1954, como uma empresa 100% estatal responsável por todas as atividades com hidrocarbonetos no Brasil. Desde o início de suas operações e até 1995, a Petrobras detinha o monopólio estatal da produção, refino, distribuição da totalidade de petróleo bruto e gás no Brasil. Em 9 de novembro de 1995, a Constituição da República Federativa do Brasil foi modificada, pela Emenda Constitucional nº 9, para autorizar o Governo Federal a contratar empresas públicas ou privadas para os segmentos de exploração e produção, refino, transporte e comercialização de petróleo e gás natural no Brasil. Esta modificação pôs fim ao monopólio detido pela Petrobras. A indústria de petróleo bruto e gás natural no Brasil experimentou reformas significativas desde a promulgação da Lei nº 9.478, ou Lei de Petróleo, em 6 de agosto de 1997, a qual estabeleceu a concorrência nos mercados brasileiros de petróleo bruto, produtos derivados de petróleo e gás natural a fim de beneficiar os usuários finais. A partir de 2 de janeiro de 2002, o governo brasileiro desregulamentou os preços de petróleo bruto e dos produtos derivados de petróleo. Vide Seção “Informações sobre a Petrobras – Visão Geral do Setor de Petróleo e Gás no Brasil”. A transformação gradativa da indústria de petróleo e gás desde 1997 resultou em uma participação maior de empresas internacionais no Brasil em todos os segmentos de nossos negócios, tanto na condição de concorrentes como de sócios. Tomando-se por base suas receitas consolidadas no ano de 2004, a Petrobras é considerada a maior empresa brasileira e uma das maiores empresas do setor de petróleo e gás da América Latina. Em 2004, a Petrobras apresentou um valor de R$150,403 bilhões referente à venda de produtos e serviços, obteve uma receita operacional líquida de R$108,201 bilhões e lucro líquido de R$17,860 bilhões. A Petrobras desenvolve ampla gama de atividades, que incluem os seguintes segmentos de suas operações:

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

• Refino, Transporte e Comercialização – O segmento de refino, transporte e comercialização abrange o refino, logística, transporte e compra de petróleo bruto, bem como a compra e venda de produtos derivados do petróleo e álcool combustível. Além disso, este segmento inclui as divisões petroquímica e de fertilizantes, que inclui investimentos nas empresas petroquímicas domésticas e nas duas fábricas de fertilizantes nacionais.

• Distribuição – O segmento de distribuição abrange as atividades de distribuição dos produtos derivados do petróleo e álcool combustível conduzidas no Brasil pela Petrobras Distribuidora S.A. – BR, uma controlada da Petrobras.

• Gás Natural e Energia – O segmento de gás natural e energia abrange a compra, venda e o transporte de gás natural produzidos ou importados no Brasil. Além disso, este segmento inclui as atividades de comercialização de energia elétrica doméstica bem como investimentos nas empresas de transporte de gás natural, distribuidoras de gás natural estaduais e empresas termelétricas.

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• Internacional – O segmento internacional abrange as atividades internacionais conduzidas em

14 países (Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, México, EUA, Venezuela, Irã, Líbia, Tanzânia, Uruguai, Nigéria, Peru e Equador), que incluem a Exploração e Produção, Fornecimento, Refino, Petroquímica, Distribuição e Gás e Energia.

• Corporativo – O segmento corporativo inclui aquelas atividades não atribuíveis a outros segmentos, incluindo a administração financeira corporativa, despesas gerais relacionadas à administração central e outras despesas, incluindo despesas com previdência e assistência médica.

Regime Jurídico da Petrobras A Petrobras é uma sociedade de economia mista. Sociedades de economia mista são sociedades criadas por lei especial nas quais a maioria do capital votante é detida pelo Governo Federal, Estadual ou Municipal. A Petrobras é controlada pelo Governo Federal. A sede da Petrobras está situada na cidade do Rio de Janeiro. Nos termos da Constituição Federal, a Petrobras se sujeita ao regime jurídico próprio das empresas privadas, inclusive quanto aos direitos e obrigações civis, comerciais, trabalhistas e tributários. A nova lei de falências e de recuperação judicial e extrajudicial da sociedade empresária (Lei nº 11.101, de 9 de fevereiro de 2005), que revogou o Decreto-lei nº 7.661, de 21 de junho de 1945, não é aplicável às sociedades de economia mista e não estabelece a responsabilidade do Governo Federal por obrigações da Petrobras em caso de falência desta. A cada exercício social, a Petrobras é obrigada a apresentar ao Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão e ao Ministério de Minas e Energia um orçamento para o exercício social seguinte. Depois de analisado por esse Ministério, o orçamento é submetido ao Congresso Nacional para aprovação. Como conseqüência deste processo, o total dos investimentos operacionais da Petrobras é regulado durante cada exercício social, embora a destinação específica dos recursos seja definida pela Petrobras. Os objetivos e planejamentos estratégicos da Petrobras estão sujeitos à supervisão do Ministério do Planejamento, Orçamento e Administração. Suas atividades estão também sujeitas à regulamentação, entre outros, do Ministério da Fazenda e do Ministério de Minas e Energia. Adicionalmente, a Petrobras está sujeita à regulamentação por parte da CVM, uma vez que suas ações ordinárias e preferenciais são negociadas em bolsa de valores. Posicionamento Estratégico (Planejamento Estratégico Petrobras 2015) O Plano Estratégico Petrobras 2015 consolida a estratégia da Petrobras de buscar a liderança de petróleo, gás natural e derivados na América Latina, atuando como empresa integrada de energia, com expansão seletiva da petroquímica e da atividade internacional, sendo vetores relevantes da estratégia o crescimento da empresa, a rentabilidade e a atuação com responsabilidades social e ambiental. A estratégia corporativa abrange os seguintes direcionamentos:

• Consolidar e ampliar as vantagens competitivas no mercado brasileiro e sul-americano de petróleo e derivados;

• Desenvolver e liderar o mercado brasileiro de gás natural e atuar de forma integrada nos mercados de gás e energia elétrica no Cone Sul;

• Expandir seletivamente a atuação internacional de forma integrada com os negócios da Petrobras;

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• Expandir seletivamente a atuação no mercado petroquímico brasileiro e do Cone Sul; e

• Atuar seletivamente no mercado de energias renováveis.

Foram também evidenciadas a atuação com excelência operacional, de gestão e de domínio tecnológico.

As estratégias das áreas de negócios estão detalhadas a seguir:

Exploração e Produção no Brasil

• Crescer produção e reservas;

• Fortalecer o posicionamento em águas profundas e ultra-profundas;

• Atuar nas áreas terrestres e em águas rasas com foco em oportunidades com rentabilidade;

• Aportar práticas e novas tecnologias em áreas com alto grau de explotação com o objetivo de otimizar o fator de recuperação; e

• Desenvolver esforço exploratório em novas fronteiras para garantir uma relação reserva/produção estratégica.

Abastecimento (Refino, Transporte, Comercialização e Petroquímica)

• Expandir as atividades de refino e comercialização (no País e no exterior) em sintonia com o crescimento dos mercados;

• Diversificar a carteira de negócios (com ênfase na Petroquímica, na logística e em operações comerciais de novos produtos energéticos) ancorada na sinergia dos ativos e competências do downstream;

• Ganhar eficiência em toda cadeia logística até o cliente com ênfase na excelência operacional (custo competitivo, qualidade e confiabilidade de entrega) e no gerenciamento de risco; e

• Agregar valor às matérias-primas da Petrobras (petróleo e gás) com foco em mix de produtos de maior valor e melhor qualidade.

Distribuição

• Ser a bandeira preferida dos consumidores, com uma rede de varejo multinegócios, oferecendo excelência na qualidade de produtos e serviços, e ampliando a liderança, garantida a rentabilidade esperada; e

• Agregar valor à Petrobras, a partir da liderança em todos os segmentos do mercado consumidor, com a oferta de novos produtos, serviços e soluções inovadoras, assegurando a preferência pela marca.

Gás e Energia

• Desenvolver a indústria de gás natural buscando assegurar a colocação do gás natural da Petrobras, atuando de forma integrada com as demais unidades da Petrobras, em toda a cadeia produtiva no Brasil e demais países do Cone Sul;

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• Atuar no negócio de energia elétrica de forma a assegurar o mercado de gás natural e derivados comercializados pela Petrobras; e

• Desenvolver, coordenar e implementar as atividades relacionadas à eficiência energética e às energias renováveis, na Petrobras e nos consumidores finais, considerando os interesses da Petrobras, as demandas da sociedade e o desenvolvimento sustentável do País.

Internacional

• Buscar a liderança como empresa integrada de energia na América Latina;

• Expandir a atuação no setor americano do Golfo do México e Oeste da África;

• Ampliar as áreas foco da Petrobras através de negócios que contribuam para o crescimento e diversificação do portfolio;

• Agregar valor à produção de óleo pesado da Petrobras;

• Acelerar a monetização das reservas de gás natural; e

• Internacionalizar e valorizar a marca Petrobras.

Políticas Corporativas

As políticas corporativas, apresentadas a seguir, visam proporcionar balizamentos a todos os níveis da corporação com vistas a facilitar a implementação das estratégias, objetivos e metas da Petrobras:

Atuação Corporativa

• Conduzir os negócios e atividades com ética e transparência visando credibilidade junto aos seus acionistas, investidores, trabalhadores, clientes, fornecedores, poder público, comunidades onde atua e sociedade em geral;

• Conduzir os negócios e atividades com responsabilidade social e ambiental, considerando seus compromissos com o desenvolvimento sustentável e com o Pacto Global;

• Oferecer aos clientes produtos, serviços e condições de fornecimento superiores aos da concorrência;

• Desenvolver relacionamento de longo prazo com os fornecedores de bens e serviços críticos;

• Contribuir para o desenvolvimento e competitividade da indústria de bens e serviços, para o conhecimento científico e tecnológico e para a expansão do mercado de trabalho;

• Promover junto à sociedade o uso eficiente da energia;

• Exercer ações pró-ativas no relacionamento com governos, órgãos reguladores, fiscalizadores e entidades de interesse da Petrobras;

• Gerir os negócios da Petrobras de forma integrada buscando a redução de custos e o aproveitamento de sinergias;

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• Avaliar o desempenho das unidades de negócios de forma subordinada ao resultado global da Petrobras e integrada a um sistema de responsabilização e conseqüências;

• Gerir a marca Petrobras como ativo estratégico;

• Gerir de forma integrada as atividades de marketing, comercialização, comunicação e relacionamento com clientes;

• Fortalecer as competências operacionais e gerenciais, o domínio e a inovação tecnológica para criação e sustentação de vantagens competitivas;

• Garantir a disseminação interna do conhecimento, buscando fortalecer os diferenciais competitivos;

• Assegurar o efetivo sigilo e reserva de informações estratégicas; e

• Desenvolver a contínua transformação da Petrobras, alinhando permanentemente gestão e organização ao plano estratégico de forma transparente e participativa.

Disciplina de capital

• Gerir os ativos da Petrobras assegurando suas rentabilidades projetadas;

• Gerir a carteira de projetos da Petrobras de forma integrada e com foco em rentabilidade e financiabilidade; e

• Gerenciar os riscos inerentes ao negócio de forma integrada.

Desenvolvimento de novos negócios

• Considerar fusões, aquisições e troca de ativos como opções para acelerar o crescimento e viabilizar novos negócios;

• Utilizar parcerias para alavancar posição de mercado, diluir riscos e atrair investimentos; e

• Priorizar segmentos que fortaleçam a integração e o core business da Petrobras.

Recursos humanos

• Atrair, desenvolver, treinar e reter pessoas, investindo em seus talentos e aprimorando as competências técnicas e gerenciais, atendendo à dinâmica dos negócios visando sustentar a excelência competitiva;

• Assegurar efetivos adequados aos objetivos dos negócios e promover práticas de compensação competitivas em relação ao mercado;

• Promover práticas e processos de gestão que levem à satisfação no trabalho e ao comprometimento de todos os empregados com as metas e os princípios éticos da Petrobras;

• Estimular uma cultura empresarial única e humanizada que respeite os valores locais, valorize a consolidação e troca de conhecimentos e priorize o reconhecimento pelos resultados das equipes e das pessoas;

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• Estimular e reconhecer o exercício da cidadania aos trabalhadores e apoiar as iniciativas vinculadas à responsabilidade social da Petrobras;

• Manter um processo permanente de negociação para a construção de soluções com a representação sindical dos empregados; e

• Adequar as práticas de contratação de serviços, compatibilizando com as políticas de recursos humanos, gestão do conhecimento, segurança, meio-ambiente e saúde e de segurança da informação sobre os negócios e atividades da Petrobras.

Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS)

• Educar, capacitar e comprometer os trabalhadores com as questões de SMS, envolvendo fornecedores, comunidades, órgãos competentes, entidades representativas dos trabalhadores e demais partes interessadas;

• Estimular o registro e tratamento das questões de SMS, e considerar nos sistemas de conseqüência e reconhecimento o desempenho em SMS;

• Atuar na promoção da saúde, na proteção do ser humano e do meio ambiente mediante identificação, controle e monitoramento de riscos, adequando a segurança de processos às melhores práticas mundiais e mantendo-se preparada para emergências;

• Assegurar a sustentabilidade de projetos, empreendimentos e produtos ao longo do seu ciclo de vida, considerando os impactos e benefícios nas dimensões econômica, ambiental e social; e

• Considerar a eco-eficiência das operações e produtos, minimizando os impactos adversos inerentes às atividades da indústria.

Comunicação

• Promover, preservar e defender a marca e a identidade corporativa da Petrobras, reforçando seus atributos e os compromissos com os públicos de interesse;

• Fortalecer a unidade da comunicação da Petrobras, consolidando a imagem de empresa integrada;

• Buscar continuamente o conhecimento das opiniões, necessidades e expectativas dos públicos de interesse, respeitando sua diversidade cultural;

• Comunicar de forma transparente, rápida e contínua, fornecendo informação clara, segura, objetiva, precisa e atual sobre as atividades, produtos e serviços da Petrobras;

• Promover estreito relacionamento com as comunidades influenciadas pelas operações da Petrobras, mantendo diálogo permanente com seus representantes acentuando a responsabilidade social e ambiental da Petrobras; e

• Manter uma comunicação aberta, constante e abrangente com os trabalhadores, contribuindo para fortalecer seu compromisso com os objetivos e estratégias corporativas.

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Metas Corporativas

As principais metas corporativas da Petrobras para 2010 são:

• A produção de óleo e LGN no País deverá ser de 2,30 milhões de bbl/dia;

• A carga processada no País deverá ser de 1,87 milhões de barris de petróleo por dia e de 0,15 milhão de bpd no exterior;

• A produção de óleo e gás natural no exterior deverá alcançar cerca de 545 mil boe/dia;

• O custo de extração no País deverá ser de US$4,48/boe;

• O custo de refino no País deverá ser de US$2,02/bbl;

• Volume máximo tolerável de vazamento deverá ser de 619 m3; e

• A taxa de freqüência de acidentados com afastamento deverá ser de 0,5 por milhão de homens-hora de exposição ao risco (TFCA).

As médias das metas de rentabilidade (ROCE – Retorno sobre o Capital Empregado) e de endividamento (Alavancagem Financeira, calculada dividindo-se a Dívida Líquida pela Dívida Líquida mais o Patrimônio Líquido) para o período 2006-2010, considerando o cenário de preços do Brent de US$45/bbl em 2006, US$30/bbl em 2007 e US$25/bbl em 2008-10, são de, respectivamente, 15% e 28%. Vantagens Competitivas A Petrobras possui diversas vantagens competitivas, dentre as quais se destacam:

• Posição de mercado dominante na produção, refino e transporte de petróleo bruto e seus derivados no Brasil;

• Base de reservas significativa; • Especialização tecnológica em águas profundas; • Eficiência de custos em decorrência de suas operações serem realizadas em larga escala

combinada com a integração vertical dentro de cada um de seus segmentos de atuação; • Posição estratégica no mercado brasileiro de gás natural, o qual tem grande potencial de

crescimento; e • Sucesso em atrair parceiros internacionais para todos os ramos de atividade.

Posição de mercado dominante na produção, refino e transporte de petróleo bruto seus derivados no Brasil. O período no qual a Petrobras foi a única fornecedora brasileira de petróleo e de seus derivados permitiu o desenvolvimento por completo de uma infra-estrutura operacional em todo o Brasil e uma grande base de Reservas Provadas. A longa história, os recursos e a presença estabelecida da Petrobras no Brasil permitem-na competir de modo eficaz com outros participantes do mercado e com novos entrantes no mercado, agora que o mercado de petróleo e gás natural foi liberalizado. A Petrobras opera nos maiores campos de petróleo em desenvolvimento e praticamente toda a capacidade de refino do Brasil. A média de produção diária nacional de petróleo bruto e de LGN da Petrobras reduziu-se 3,1% em 2004, em comparação com um crescimento de 2,7% em 2003 e 12,3% em 2002.

125

Base de reservas significativa. A Petrobras possuía, em 31 de dezembro de 2004, Reservas Provadas desenvolvidas e não desenvolvidas estimadas em 11,82 bilhões boe no Brasil e no exterior, pelo critério SEC. Além disso, a Petrobras possui uma significativa base de áreas de exploração, tanto no Brasil como no exterior, que estão sendo continuamente exploradas pela Petrobras e por seus parceiros da indústria do petróleo de modo a dar continuidade ao aumento de suas reservas. Em 31 de dezembro de 2004, a razão entre as Reservas Provadas da Petrobras e sua média de produção era de 16,9 anos. A maior parte das reservas da Petrobras, incluindo descobertas recentes, está localizada em águas profundas, áreas que geralmente exigem um planejamento extra, uma avaliação mais detalhada e um tempo de execução adicional para início da produção, em comparação com a produção feita em terra. De acordo com o plano estratégico da Petrobras para o período 2006-2010, a Petrobras tem investido o capital necessário para construção das plataformas de exploração e produção necessárias para a monetização das reservas. Apesar do tempo estimado de vida útil das Reservas Provadas da Petrobras ser superior à média da indústria do petróleo, o tempo de planejamento adicional necessário para tornar produtivas áreas em águas profundas também significa que a parcela de Reservas Provadas não desenvolvidas da Petrobras também pode ser maior do que a média da indústria do petróleo. A Petrobras acredita que suas Reservas Provadas proporcionarão oportunidades significativas para sustentar e aumentar o crescimento da produção. Especialização tecnológica em águas profundas No decorrer do desenvolvimento de bacias de alto-mar brasileiras nos últimos 35 anos, a Petrobras adquiriu reconhecido conhecimento em técnicas e tecnologias de perfuração, desenvolvimento e produção em águas profundas. A Petrobras está desenvolvendo tecnologia que lhe permitirá a exploração de poços em profundidades superiores a 3.000 metros (9.842 pés) de lâmina d’água. A especialização da Petrobras no desenvolvimento e produção em águas profundas possibilitou o alcance de altos níveis de produção e reduziu os custos de extração (excluídos royalties, participação especial e pagamentos pela retenção de áreas, geralmente referidos como “participações governamentais”). No ano de 2004, o custo médio de extração de petróleo bruto e de produtos de gás natural no Brasil, excluídas as participações governamentais, aumentou para US$4,33/boe, em comparação ao valor de US$3,48/boe no ano de 2003. Incluindo as participações governamentais, o custo de extração médio da Petrobras aumentou para US$10,77/boe no ano de 2004, em comparação com US$8,62/boe no ano de 2003. Eficiência de custos em decorrência de suas operações serem realizadas em larga escala combinada com a integração vertical dentro de cada um de seus segmentos de atuação. Como empresa dominante nos segmentos de petróleo e gás natural, a Petrobras atingiu significativa redução em seus custos em virtude:

• da localização de mais de 80% das Reservas Provadas em campos grandes, contíguos e altamente produtivos situados em alto mar na Bacia de Campos, o que permite a concentração da infra-estrutura operacional, reduzindo seus custos de exploração, desenvolvimento e produção;

• da localização da maior parte das refinarias pertencentes à Petrobras na região sudeste, próxima à Bacia de Campos e aos mercados mais densamente industrializados e povoados do País; e

• do relativo equilíbrio existente entre a atual produção da Petrobras de 1,5 milhões de barris por dia, do volume de refino de 1,7 milhões de barris por dia e a demanda total do mercado brasileiro por produtos derivados de hidrocarbonetos de 1,8 milhões de barris por dia em dezembro de 2004.

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A Petrobras acredita que tais eficiências de custos decorrentes de sua integração, de sua infra-estrutura existente e de seu equilíbrio permitem-na competir de modo eficaz com outros produtores e importadores no mercado brasileiro. Posição estratégica no mercado brasileiro de gás natural, o qual tem grande potencial de crescimento. A Petrobras atua na maioria dos segmentos do mercado de gás natural brasileiro. Atualmente, a demanda por gás natural é limitada, em parte porque a infra-estrutura de distribuição ainda está em desenvolvimento. Os preços praticados pela Petrobras para o gás natural, os quais dependem do custo de outras fontes de energia às quais ele pode substituir, tem valor de menos da metade do preço atual nos Estados Unidos da América, onde a demanda é mais desenvolvida. A demanda por gás natural no Brasil cresceu 22% em 2004, ultrapassando a média de 14% de crescimento dos quatro anos anteriores. Apesar de não ser possível ter certeza se a demanda por gás natural continuará a crescer em um taxa similar a dos anos anteriores durante os anos vindouros, a Petrobras espera um crescimento contínuo uma vez que seus gasodutos comecem a operar. Em razão da diversidade de operações no mercado de gás natural, a Petrobras acredita estar bem posicionada para se beneficiar do potencial crescimento da demanda no Brasil por gás natural. A Petrobras pretende atender essa demanda por meio das seguintes iniciativas:

• desenvolvimento das Reservas Provadas de gás natural na Bolívia e investimentos no Gasoduto Bolívia-Brasil, com 3.150 Km de comprimento;

• aumento da produção de gás natural não associado e de gás natural associado combinado com

a realização de investimentos nas instalações de processamento necessárias ao processamento das recentes descobertas de gás natural não associado, principalmente na Bacia de Santos;

• investimentos planejados na expansão da rede de transporte de gás natural em todo o Brasil; • aumento da participação no mercado distribuidor de gás natural através de investimentos em

20 das 24 distribuidoras de gás natural brasileiras; e • investimentos em usinas termelétricas, as quais servirão de fontes de demanda de gás natural da

Petrobras. Sucesso em atrair parceiros internacionais para todos os ramos de atividade. Como resultado de sua experiência, conhecimento e da abrangência de sua infra-estrutura no Brasil, a Petrobras atraiu parceiros nas atividades de exploração, desenvolvimento, refino e energia, como Repsol – YPF, ExxonMobil, Shell, British Petroleum, Chevron-Texaco e Total. A parceria com outras companhias permite que a Petrobras divida seus riscos, necessidades de capital e tecnologia ao mesmo tempo em que promove seu desenvolvimento e expansão. A Petrobras enfrenta uma série de riscos e incertezas para fazer uso de suas vantagens competitivas. Vide Seção “Introdução - Fatores de Risco”. Concorrência Como conseqüência da abertura do setor de petróleo e gás natural no Brasil, a Petrobras espera enfrentar concorrência crescente em suas operações tanto de upstream quanto de downstream. No segmento de exploração e produção, o procedimento de leilão realizado pelo Governo Federal para exploração de novas áreas possibilitou que diversas empresas de petróleo e gás regionais e multinacionais iniciassem a exploração de petróleo bruto no Brasil. Caso essas empresas venham a descobrir quantidades comerciais de petróleo bruto e se tornem capazes de processá-lo de forma economicamente viável, aumentará a concorrência com a produção da Petrobras.

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No passado, a Petrobras enfrentou pouca competição em decorrência das leis que, quando em vigor, lhe concediam efetivamente o monopólio deste segmento. Com a extinção deste monopólio e a abertura do setor, outras empresas podem explorar, produzir, transportar e distribuir petróleo e seus derivados no Brasil. Como resultado, alguns participantes já começaram a importar produtos derivados de petróleo, os quais competirão com os produtos derivados de petróleo refinados pela Petrobras em suas refinarias no Brasil bem como com os produtos que a própria Petrobras importa. A Petrobras agora compete com as importações globais, a preços internacionais. A Petrobras acredita que esta concorrência adicional pode afetar os preços cobrados pela Petrobras por seus produtos, o que conseqüentemente pode afetar os lucros auferidos pela Petrobras. A Petrobras estima que tinha uma participação no mercado de aproximadamente 96,7% no segmento de produção de petróleo no Brasil no ano de 2004. A Petrobras não enfrenta competidores relevantes no setor de produção de petróleo no Brasil. No segmento de exploração de petróleo, a Petrobras estima que as atividades desenvolvidas exclusivamente por ela representaram cerca de 39,3% do mercado de exploração de petróleo no Brasil durante o ano de 2004 e que as atividades de exploração conduzidas pela Petrobras em parceria representaram 46,8% do mercado de exploração de petróleo no Brasil durante o ano de 2004. Os principais competidores da Petrobras no segmento de exploração de petróleo são a Agip, a Devon, a Shell, a Maersk, a Statoil, a Chevron-Texaco, a Encana e a El Paso. A Petrobras espera ainda concorrência contínua em seu segmento de distribuição, o qual é o segmento onde a Petrobras atualmente enfrenta a maior concorrência. A Petrobras compete, em especial, com pequenos distribuidores, muitos dos quais têm sonegado e poderão continuar a sonegar o pagamento de certos tributos sobre suas vendas. Além disso, alguns destes distribuidores misturam a gasolina com solventes baratos, o que lhes possibilita oferecer gasolina a preços mais baixos do que os cobrados pela Petrobras. A Petrobras teve uma participação de aproximadamente 32,8% no setor de distribuição no Brasil, conforme dados do Sindicom (Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e de Lubrificantes). Os maiores competidores da Petrobras neste segmento são a Ipiranga, a Shell, a Esso e a Texaco. No segmento de gás natural e energia, a Petrobras espera ter de concorrer com novos entrantes no setor, que vêm adquirindo participações em empresas distribuidoras de gás e em empresas de geração de energia termelétrica além dos concorrentes já existentes, que vêm expandindo suas operações a fim de consolidar sua posição no Brasil. A Petrobras tinha uma participação de cerca de 7,7% no mercado de gás natural e energia, com base nas receitas do ano de 2004, conforme dados do Balanço Energético Nacional para o ano de 2004, publicação oficial do Ministério de Minas e Energia. No segmento internacional, a Petrobras planeja continuar a expandir suas operações, não obstante espere continuar enfrentando concorrência em regiões nas quais já atua, incluindo o Golfo do México, África e Cone Sul. A Petrobras já se tornou um participante importante do mercado de alguns países nos quais possui operações internacionais. Na Argentina, a Petrobras possui uma participação de 14,7% no mercado de combustíveis de automóveis e 8,1% no mercado de lubrificantes. Na Bolívia, a Petrobras possui uma participação de 98% do mercado de refino, 25% no mercado de combustíveis e 63% no mercado de lubrificantes. Visão Geral por Segmento de Negócio Exploração, Desenvolvimento e Produção Sumário e Estratégia O segmento de exploração e produção inclui as atividades de exploração, desenvolvimento e produção no Brasil. A Petrobras iniciou sua produção nacional em 1954 e sua produção internacional em 1972. Em 31 de dezembro de 2004, as reservas líquidas estimadas de petróleo e gás natural provadas da Petrobras no Brasil perfaziam aproximadamente 10,6 bilhões de barris de óleo equivalente, pelo critério SEC. O petróleo bruto representava 87,5% e o gás natural 12,5% dessas reservas. As Reservas Provadas da Petrobras estão situadas principalmente na Bacia de Campos.

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No decorrer de 2004, a produção diária doméstica média da Petrobras era de 1,5 milhões de barris por dia de óleo e LGN e 1.590 bilhões de pés cúbicos de gás natural por dia. Os custos totais médios de extração de petróleo bruto e gás natural da Petrobras em 2004 eram de US$4,33/boe no Brasil (excluindo-se as participações governamentais). As atividades de exploração, desenvolvimento e produção no Brasil são conduzidas por meio de contratos de concessão. Em 1998, segundo os termos da Lei do Petróleo, a Petrobras recebeu direitos de concessão nas áreas em que já produzia ou que pôde comprovar ser capaz de explorar ou desenvolver dentro de certo prazo. Este tipo de concessão é denominada Rodada 0 (Zero). A Petrobras fez acordos de exploração e desenvolvimento conjuntos com parceiros estrangeiros em várias das suas concessões. Na maioria desses acordos, a Petrobras recebe juros em razão dos investimentos efetuados durante a fase de exploração, sendo que seus parceiros são responsáveis por todos os investimentos até o início do desenvolvimento de uma descoberta comercialmente viável. Em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras detinha 374 áreas, representando 108.291 quilômetros quadrados (26,8 milhões de acres). Atualmente, a Petrobras é parte de joint ventures para exploração e produção no Brasil com aproximadamente 29 companhias estrangeiras e nacionais. A Petrobras também realiza atividades de exploração e produção fora do Brasil. Vide Seção “Informações sobre a Petrobras – Atividades da Petrobras – Visão por Segmento de Negócio – Internacional – Exploração e Produção” para uma descrição completa de suas atividades internacionais. Adicionalmente, a Petrobras aumentou suas áreas de exploração através da participação em rodadas de licitações que são realizadas anualmente pela ANP, desde 1999. As principais estratégias de exploração, desenvolvimento e produção da Petrobras no Brasil são as seguintes:

• aumentar a produção por meio do desenvolvimento de suas Reservas Provadas, dando principalmente ênfase às atividades offshore em águas profundas;

• acelerar a produção de recentes descobertas de petróleo bruto leve e gás não associado; • aumentar as reservas através da exploração continuada; • aperfeiçoar a administração de reservatórios; • reduzir custos de extração; e • continuar a se valer de oportunidades de aquisição de concessões de exploração no Brasil.

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Principais regiões produtoras de petróleo e gás no Brasil:

As primeiras descobertas de petróleo no Brasil foram feitas no Estado da Bahia pelo Conselho Nacional do Petróleo – CNP, entre 1939 e 1954. Em 1953 foi criada a Petrobras que somente começou a funcionar em maio de 1954. As primeiras descobertas realizadas pela Petrobras ocorreram em terra firme nos Estados da Bahia, Alagoas e Sergipe nas décadas de 1950 e 1960. A exploração em alto-mar iniciou-se no final da década de 1960, e logo no segundo poço, na costa do Estado de Sergipe, foi descoberto o Campo de Guaricema, evento que encorajou explorações posteriores no mar brasileiro. Na década de 1970, a Petrobras fez importantes descobertas em águas rasas na costa dos Estados do Rio Grande do Norte, Ceará e principalmente no Rio de Janeiro, onde foi descoberta a Bacia de Campos. Nesta mesma bacia, em meados da década de 1980, foram descobertos os primeiros campos gigantes de águas profundas, numa campanha que culminou em 1996 com a descoberta do campo gigante de Roncador, no norte da bacia. A produção anual diária no Brasil da Petrobras tem crescido ao longo dos anos. Em 1970, a Petrobras produziu 164 Mbpd de petróleo bruto, condensado e líquidos de gás natural no Brasil. A Petrobras aumentou a produção para 181 Mbpd em 1980, 654 Mbpd em 1990, 1.271 Mbpd em 2000, 1.500 Mbpd em 2002, 1.540 Mbpd em 2003 e 1.493 Mbpd em 2004. Ao descrever as regiões

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produtoras de petróleo e gás natural, o termo reservatório refere-se a formações subterrâneas contendo petróleo ou gás natural que possam ser produzidos. Campos são áreas que contêm um ou mais reservatórios. Blocos são divisões de uma bacia sedimentar onde a Petrobras realiza atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. As principais regiões produtoras de óleo e gás no Brasil da Petrobras são: Bacia de Campos As descobertas e desenvolvimentos bem-sucedidos dos campos de petróleo na Bacia de Campos marcaram um avanço crucial na história da Petrobras e na história do setor de petróleo e gás brasileiro. A Bacia de Campos é a maior região produtora de petróleo e gás natural da Petrobras na atualidade, cobrindo aproximadamente 115.000 Km2. Desde o início das atividades de exploração na Bacia de Campos em 1968, foram descobertos mais de 40 reservatórios de hidrocarboneto na região, em uma área de concessão de 6,3 mil Km2, incluindo oito grandes campos de petróleo em águas profundas e águas ultra-profundas. Em termos de Reservas Provadas de hidrocarbonetos e produção anual, a Bacia de Campos é a maior bacia de petróleo do Brasil e uma das mais produtivas áreas de petróleo e gás natural da América do Sul. O volume de produção de petróleo bruto anual na região aumentou em bases regulares nos últimos dez anos até 2004. Em 2004, a produção de petróleo na Bacia de Campos reduziu-se para 1.203,7 Mbpd, enquanto que em 2003 havia registrado produção de 1.252 Mbpd. A Bacia de Campos responde por aproximadamente 80% da produção brasileira de petróleo. Em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras produzia petróleo bruto a partir de 31 campos na Bacia de Campos e tinha Reservas Provadas na Bacia de Campos de 8,1 bilhões de barris, representando 81,4% das Reservas Provadas totais de petróleo da Petrobras. Em 2004, o petróleo bruto produzido na Bacia de Campos apresentou grau API médio de 23,5º e teor de água médio de 1,2%. A Petrobras possui atualmente 23 unidades de produção flutuantes, 13 plataformas fixas e 3.643Km de dutos operando em 31 campos. A profundidade dos campos da Bacia de Campos varia de 80 a 1.886 metros. Bacia de Santos A Bacia de Santos é uma das áreas de exploração mais ativas e promissoras da Petrobras, que detém, atualmente, concessão para explorar 20 de seus blocos, totalizando uma área de 28,5 mil Km2 (em contraposição à área de 6,3 mil Km2 sobre a qual a Petrobras detém concessão para explorar na Bacia de Campos). Em 2004, a Bacia de Santos produziu 11 Mboe por dia de petróleo bruto nos campos de Coral e Merluza. Bacia do Espírito Santo A Petrobras, em parceria com as empresas Shell e Chevron Texaco, realizou uma série de descobertas de petróleo bruto na Bacia do Espírito Santo. A Petrobras detém atualmente concessão para explorar 15 blocos na Bacia do Espírito Santo, numa área de 5,7 mil Km2. Em 2004, a Petrobras produziu 40,9 Mboe por dia de petróleo e gás natural na Bacia do Espírito Santo (28,2 Mboe em terra firme e 12,7 Mboe no mar). Bacia do Solimões A Bacia do Solimões é principalmente uma região produtora de gás natural, cobrindo aproximadamente 950.000 Km2 na região amazônica. Em 2004, a Petrobras produziu 116,1 Mboe por dia de petróleo e gás natural na Bacia do Solimões.

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Propriedades A tabela a seguir mostra as áreas desenvolvidas e não-desenvolvidas por região petrolífera em acres brutos e líquidos e suas respectivas produções de petróleo e gás natural:

Área de Produção em 31 de dezembro de 2004

Produção Média de Petróleo e

Gás Natural no ano de

Produção Média de Petróleo e

Gás Natural no ano de

Desenvolvida Não Desenvolvida 2004(1)(4) 2003(1)(4)

Bruto(2) Líquido(2) Bruto(2) Líquido(2)

(em acres) (boe por dia)(3)

Brasil(1) Mar Bacia de Campos 1.713.862 1.699.778 138.868 116.877 1.311.208 1.361.909 Outras 313.566 276.254 290.586 262.170 68.909 70.625 Total 2.027.428 1.976.032 439.454 379.047 1.380.117 1.432.534 Terra 983.197 977.514 145.293 145.293 377.603 358.094

Total Brasil 3.010.625 2.953.546 574.747 524.340 1.757.721 1.790.628 Internacional Terra 4.350.462 2.758.355 2.818.124 2.156.637 247.122 227.206 Mar 112.253 44.600 25.965 795 15.516 18.673

Total Internacional 4.462.714 2.802.955 2.844.089 2.157.432 262.639 245.879 Total ............................. 7.473.339 5.756.501 3.418.836 2.681.772 2.020.360 2.036.507 (1) Mais de 75 % da produção da Petrobras de gás natural corresponde a gás associado. (2) Uma área bruta, medida em acres, é uma área na qual a Petrobras possui alguma participação. O número de áreas brutas é o número

total de áreas nas quais a Petrobras possui alguma participação. Uma área líquida, medida em acres, é considerada existente quando a soma das participações fracionárias na propriedade, em áreas brutas, for igual a um. O número de áreas líquidas é a soma das participações fracionárias, detidas em áreas brutas, expressadas em números inteiros e frações.

(3) Vide “Tabela de Conversão” no glossário no início deste Prospecto para informação a respeito das taxas de conversão de um pé cúbico de gás natural para um barril de óleo equivalente.

(4) Inclui a produção advinda de reservas de xisto, volumes de líquidos de gás natural e volumes de gás reinjetados, os quais não estão contabilizados nas Reservas Provadas da Petrobras.

A tabela a seguir mostra os números de poços produtivos brutos e líquidos da Petrobras em 31 de dezembro de 2004: Petróleo Gás Natural Total

Poços Produtivos Brutos

Brasil 8.804 405 9.209

Internacional 5.593 398 5.991

Total ................................................................. 14.397 803 15.200

Poços Produtivos Líquidos

Brasil 8.793 399 9.192

Internacional 4.766 337 5.103

Total ................................................................. 13.559 736 14.295

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Poços produtivos são poços em produção e poços capazes de produzir. Um poço bruto é um poço no qual a Petrobras possui alguma participação. O número total de poços brutos indica o número total de poços no qual a Petrobras possui alguma participação. Considera-se existir um poço líquido quando a soma das frações de participações em poços brutos é igual a um. O número total de poços líquidos corresponde a soma das frações de participações em poços brutos expressa em números inteiros e frações dos mesmos. Experiência em Águas Profundas A Petrobras é líder mundial em perfuração em águas profundas, tendo reconhecido know-how na exploração, desenvolvimento e produção em águas profundas. A Petrobras desenvolveu sua habilidade ao longo de muitos anos e atingiu marcos significativos, incluindo os seguintes:

• em 2000, foi confirmada a descoberta pela Petrobras de petróleo bruto a 2.243 metros de profundidade de lâmina d’água, na Bacia de Campos, alcançando um novo recorde de exploração em águas profundas;

• em janeiro de 2003, a Petrobras perfurou o segundo poço horizontal multilateral no campo de

Barracuda-Caratinga, localizado na Bacia de Campos, com 914 metros de profundidade, tendo duas pernas para cada poço;

• em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras operava 30 poços a profundidades superiores a

1000 metros; e

• em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras havia perfurado 422 poços a uma profundidade superior a 1000 metros de lâmina d’água, estando o poço mais profundo a uma profundidade de 2.853 metros de lâmina d’água.

Como a maioria dos campos petrolíferos mais ricos do Brasil está situada em águas profundas, a Petrobras pretende continuar a desenvolver sua tecnologia de produção em águas profundas visando aumentar suas Reservas Provadas e sua produção doméstica futura. Os principais esforços de exploração e desenvolvimento da Petrobras envolvem campos em águas profundas nos arredores de seus campos e infra-estrutura de produção existentes, nos quais os custos de perfuração mais altos foram compensados por índices de sucesso de perfuração mais elevados e produção relativamente maior. Em termos de poços unitários, os custos de exploração, desenvolvimento e produção de um poço marítimo são em geral mais altos que os custos de um poço em terra. A Petrobras acredita, todavia, que a produção em alto-mar é eficiente em termos de custo, visto que, historicamente:

• a Petrobras teve maior índice de sucesso na perfuração em alto-mar devido à existência de um maior número de reservatórios de petróleo em alto-mar do que em terra e em razão do maior volume de dados sísmicos coletados em alto-mar; e

• a Petrobras diluiu os custos totais de exploração, desenvolvimento e produção em uma grande base devido ao tamanho e produtividade de suas reservas em alto-mar. A produção em alto-mar superou a produção em terra, medida em barris, na proporção de 4,96:1 em 2004, e 5,20:1 em 2003 e 5,18:1 em 2002.

A Petrobras extrai hidrocarbonetos de poços em alto-mar com profundidades de até 1.886 metros e está desenvolvendo tecnologia que permitirá a produção de poços de até 3.000 metros de profundidade. A tabela abaixo indica a distribuição do volume de produção de petróleo pela Petrobras em alto-mar conforme a profundidade dos poços, nos anos de 2004, 2003 e 2002.

133

PRODUÇÃO EM ALTO-MAR POR PROFUNDIDADE

Profundidade % em 2004 % em 2003 % em 2002

0 a 400 metros 21% 21% 20%

400 a 1000 metros 55% 58% 67%

Mais de 1000 metros 24% 21% 13%

Atividades de Exploração Concessões no Brasil Anteriormente a 1998, a Petrobras possuía o direito de aproveitar-se de toda a exploração, o desenvolvimento e a produção das áreas petrolíferas no Brasil, em função do monopólio outorgado à Petrobras pelo governo brasileiro. O monopólio foi extinto no começo de 1998 quando o Governo Federal desregulou as atividades do setor brasileiro de petróleo e gás natural. Em 6 de agosto de 1998, a Petrobras celebrou contratos de concessão com a ANP relativos às áreas que eram exploradas anteriormente a 1998. Tais contratos de concessão eram relacionados a 397 áreas, sendo 231 áreas de produção, 115 áreas de exploração e 51 áreas de desenvolvimento, com área total de 458,5 mil Km2. Em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras detinha contratos de concessão relacionados a 374 áreas, sendo 233 áreas de produção, 96 áreas de exploração e 45 áreas de desenvolvimento, com área total de 153,1 mil Km2. Essa área total representa 2,4% das bacias sedimentares brasileiras. Descobertas Recentes Durante o ano de 2004, a Petrobras descobriu cinco novos campos de petróleo bruto em terra, dois deles na Bacia Potiguar e outros três nos Estados da Bahia, Alagoas e Espírito Santo. Estas descobertas não foram significantes em comparação com as descobertas de petróleo bruto da Petrobras no ano de 2003. Em conseqüência, o ano de 2004 a Petrobras focou-se na comprovação e no desenvolvimento das reservas descobertas no ano de 2003. Durante este processo, a Petrobras encontrou reservatórios de petróleo bruto leve e gás na Bacia do Espírito Santo em 2004. No primeiro trimestre de 2005, a Petrobras encontrou reservatórios de petróleo bruto leve na Bacia de Santos. Rodadas de Licitações para Exploração de Petróleo Desde 1999, a ANP tem promovido licitações dos direitos de exploração de petróleo, abertas à Petrobras e a terceiros qualificados. A Petrobras concorreu nas licitações promovidas pela ANP, adquirindo um número expressivo de direitos de exploração, conforme relacionados na tabela abaixo. A Petrobras renunciou, ademais, aos direitos de exploração de um número considerável de áreas de exploração para as quais não havia obtido sucesso na exploração ou não estava interessada.

134

O quadro a seguir resume a participação da Petrobras nos processos de licitação promovidos pela ANP nos últimos três anos: RESUMO DA EVOLUÇÃO DAS ÁREAS DE CONCESSÃO DA PETROBRAS NOS ÚLTIMOS 3 ANOS

Evento Exploração Desenvolvimento Produção TOTAL

Portfólio em 31.12.2001 55 41 233 329 Área Devolvida (maio de 2002) (BA-1) (1) 0 0 (1)Áreas Obtidas na 4ª Rodada de Licitação 8 0 0 8Àreas Devolvidas em 06.08.2002 (BM-CAL-1 e BM-C- (2) 0 0 (2)Área Devolvida em 08.2002 (BS-2) (1) 0 0 (1)Área Devolvida em 09.2002 (BES-02) (1) 0 0 (1)Nova Concessão em 06.02.2002 (Siri) 0 1 0 1Nova Concessão em 27.08.2002 (Asa Branca) 0 1 0 1Nova Concessão em 22.11.2002 (Manati) 0 1 0 1Nova Concessão em 11.12.2002 (Jubarte) 0 1 0 1Nova Concessão em 27.12.2002 (Cachalote) 0 1 0 1Áreas Devolvidas em 13.03 e 24.04.2002 0 (1) (4) (5)Áreas Redefinidas em 26.04, 10.05, 06.08, 10.08, 09.10 0 (6) 6 0Área Devolvida (Caraúna – Petrobras não era 0 0 (1) (1)Portfólio em 31.12.2002 58 39 234 331 Àrea Redefinida em 07.03 (BCAM-40) 1 0 0 1Áreas Devolvidas em 06.08.2003 (22) 0 0 (22)Àreas Obtidas na 5ª Rodada de Licitação 17 0 0 17Nova Concessão em 29.01.2003 (Guajá) 0 1 0 1Nova Concessão em 04.08.2003 (Cavalo-Marinho) 0 1 0 1Area Redefinida em 03.02.2003 (Coral) 0 (1) 1 0Área Redefinida 15.07.2003 (Beija-Flor) 0 (1) 1 0Agrupada a Concessão de COG à CCN (1) 0 0 (1) (1)Agrupada a Concessão de CDL a MP (2) 0 0 (1) (1)Área Devolvida (BAS-104) 0 (1) 0 (1)Área Devolvida (Arraia) 0 (1) 0 (1)Agrupada a concessão de CR a FZB 0 (1) 0 (1)Área Devolvida (ALS-32) 0 (1) 0 (1)Portfólio em 31.12.2003 54 35 234 323 Àreas Obtidas na 6ª Rodada de Licitação 36 0 0 36Áreas obtidas através de aquisição (BT-REC-4, BT-POT-9, BT-ES-4, BM-C-14, BM-S-14 e BM-S-22)

6 0 0 6

Agrupada a concessão de SMI a PJ 0 0 (1) (1)Nova Concessão em 15.01.2004 (Baleia Branca) 0 1 0 1Nova Concessão em 15.01.2004 (Golfinho) 0 1 0 1Nova Concessão em 15.01.2004 (Mexilhão) 0 1 0 1Nova Concessão em 19.01.2004 (Azulão) 0 1 0 1Nova Concessão em 19.01.2004 (Japim) 0 1 0 1Nova Concessão em 30.08.2004 (Piranema) 0 1 0 1Nova Concessão em 20.12.2004 (Baleia Anã) 0 1 0 1Nova Concessão em 20.12.2004 (Baleia Azul) 0 1 0 1Nova Concessão em 20.12.2004 (Baleia Bicuda) 0 1 0 1Nova Concessão em 22.12.2004 (Salema Branca) 0 1 0 1Portfolio em 31.12.2004 96 45 233 374 Área total líquida em milhões de acres (em 31.12.2004) 23.302.081 516.185 2.939.95 26.758.222(1) COG – Córrego Grande, CCN – Córrego Cedro Grande. (2) CDL – Cardeal, MP – Massapê.

135

Joint Ventures

Em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras possuía 65 acordos de exploração e desenvolvimento com relação às suas concessões, celebrados com diversas empresas de petróleo e gás. A participação percentual da Petrobras varia entre 20% a 90% e, em 44 dos 65 contratos, a Petrobras é a principal responsável pela condução das atividades de exploração e desenvolvimento. Em 2004, a Petrobras iniciou 20 projetos de parceria relativos a atividades de exploração. Em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras possuía parcerias com 29 empresas nacionais e estrangeiras. As atividades de exploração e desenvolvimento conduzidas pela Petrobras através de joint ventures não representam parcela relevante do total das atividades de exploração e desenvolvimento da Petrobras. Atividades de Perfuração Durante o ano de 2004, a Petrobras perfurou um total de 355 poços, 279 poços de desenvolvimento e 76 poços exploratórios. Desses poços, 211 poços de desenvolvimento e 27 poços exploratórios estão localizados em terra e 68 poços em desenvolvimento e 49 poços exploratórios são marítimos. A Petrobras pretende perfurar 440 novos poços em 2005. Esses números se referem aos poços que perfuramos em 2004, porém, pode ser que esses poços não tenham sido avaliados ou reclassificados em 2004. A tabela “Poços Exploratórios e de Desenvolvimento” a seguir indica o número de poços que foram avaliados e reclassificados em 2004. A Petrobras planeja expandir suas atividades de exploração e desenvolvimento em 2005 através:

• da perfuração de aproximadamente 75 novos poços exploratórios e aproximadamente 440 novos poços de desenvolvimento;

• da realização e o processamento de pesquisas sísmicas bidimensionais e tridimensionais; e

• da construção de instalações de suporte em terra e em alto-mar.

136

A tabela a seguir apresenta o número de poços perfurados pela Petrobras ou nos quais a Petrobras participou, e os respectivos resultados, nos períodos indicados.

POÇOS EXPLORATÓRIOS E DE DESENVOLVIMENTO

Brasil

Em alto-mar

ANO Bacia de Campos Outras Em terra Internacional Total

2004 Poços Exploratórios Perfurados, líquido

21 19 14 7 61

Bem-sucedidos 16 9 4 2 31

Malsucedidos 5 10 10 5 30

Poços de Desenvolvimento Perfurados, líquido

25 2 208 235 470

__________ __________ __________ __________ __________

Bem-sucedidos 24 2 205 230 461

Malsucedidos 1 0 3 5 9

2003 Poços Exploratórios Perfurados, líquido

21 10 7 4 42

__________ __________ __________ __________ __________

Bem-sucedidos 7 2 5 2 13

Malsucedidos 14 8 5 2 29

Poços de Desenvolvimento Perfurados, líquido

12 0 264 26 302

__________ __________ __________ __________ __________

Bem-sucedidos 12 0 256 26 294

Malsucedidos 0 0 8 0 8

2002 Poços Exploratórios Perfurados, líquido

19 21 16 4 60

__________ __________ __________ __________ __________

Bem-sucedidos 4 2 5 3 14

Malsucedidos 15 19 11 1 46

Poços de Desenvolvimento Perfurados, líquido

20 10 247 7 284

__________ __________ __________ __________ __________

Bem-sucedidos 20 10 238 7 275

Malsucedidos 0 0 9 0 9

137

A tabela a seguir apresenta a frota total de unidades de sonda de perfuração da Petrobras. A Petrobras utiliza essas sondas, de sua propriedade e arrendadas, para dar suporte às suas atividades de exploração, produção e desenvolvimento. A maioria das sondas em alto-mar é operada na Bacia de Campos.

UNIDADES DE PERFURAÇÃO

2004 2003 2002

Brasil Internacional Brasil Internacional Brasil Internacional

Sondas terrestres para exploração e desenvolvimento

19 28 15 10 16 4

Próprias 13 0 13 0 12 0

Arrendadas 6 28 2 10 4 4

Sondas semi-submersíveis 18 0 17 0 20 0

Próprias 4 0 4 0 4 0

Arrendadas 14 0 13 0 16 0

Navios de perfuração 7 1 8 1 5 0

Próprias 0 0 0 0 4 0

Arrendadas 7 1 8 1 1 0

Sondas auto-eleváveis 6 0 6 0 5 0

Próprias 6 0 5 0 5 0

Arrendadas 0 0 1 0 0 0

Sondas moduladas para exploração e desenvolvimento offshore

11 0 9 0 4 0

Próprias 8 0 6 0 4 0

Arrendadas 3 0 3 0 0 0

Total 61 29 55 11 50 4 Atividades de Desenvolvimento O estágio de desenvolvimento ocorre após a conclusão da exploração e avaliação e anteriormente à produção de hidrocarbonetos, implicando o desenvolvimento de instalações de produção, inclusive plataformas e dutos. A Petrobras tem um ativo programa de desenvolvimento em campos existentes e na descoberta e recuperação de novas reservas. No decorrer dos últimos cinco anos, a Petrobras concentrou seus investimentos de desenvolvimento nos campos em águas profundas localizados na Bacia de Campos, onde se localiza a maioria de suas Reservas Provadas. A Petrobras desenvolveu seus campos em estágios de produção, que são denominados módulos. Em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras detinha um total de 7.958 poços de petróleo e gás natural em produção no Brasil, sendo 7.307 em terra e 651 marítimos.

138

Campos na Bacia de Campos

Marlim. O Campo de Marlim está localizado em profundidades entre 650 e 1.050 metros de lâmina d’água. O Campo de Marlim é o maior campo da Petrobras em matéria de produção. Sua produção média de petróleo bruto durante o ano de 2004 foi de 482,6 Mbpd, ou seja mais de 53% da produção total da Bacia de Campos. A Petrobras desenvolveu o Campo de Marlim em cinco módulos. O Campo de Marlim atualmente possui sete unidades de produção flutuantes, com capacidade total de 690 Mbpd operando no Campo de Marlim. A Petrobras possui um total de 83 poços de produção e 46 poços de injeção, e espera perfurar um poço em 2005. A produção máxima deste Campo, de 586,3 Mboe, foi atingida no ano de 2002. Roncador. O Campo de Roncador está localizado em profundidades entre 1.500 e 1.900 metros de lâmina d’água. A média da produção de petróleo bruto em 2004 foi de 92,2 Mbpd. O primeiro módulo de desenvolvimento deste campo foi a Plataforma P-36, que afundou em março de 2001 e produzia 80 Mbpd antes do acidente. Após a perda da P-36, a Petrobras contratou temporariamente uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO Brazil) com capacidade de 90 Mbpd, a qual começou a produzir em 8 de dezembro de 2002. Um total de 8 poços anteriormente ligados à P-36 estão sendo ligados à nova unidade FPSO. A segunda plataforma (P-52) com capacidade de 180 Mbpd está em construção. O início da produção desta unidade está previsto para 2007. Um total de 20 poços de produção está planejado para esse módulo, incluindo os nove poços que foram completados antes do acidente da P-36. Em 2004, a Petrobras fez uma descoberta significativa de petróleo bruto no campo Roncador. O contrato para a construção da terceira unidade de produção, com capacidade de 190 Mbpd, foi assinado em 17 de junho de 2004. Esta unidade será um FPSO (P-54), com início da produção previsto para 2007. Um total de 10 poços de produção e seis poços de injeção são planejados para esse módulo. Marlim Sul. O Campo de Marlim Sul está localizado em profundidades entre 850 e 2.400 metros de lâmina d’água. Este campo começou a produzir em 17 de dezembro de 2001. Em 2004, a produção média do Campo de Marlim Sul foi de 179,4 Mbpd. A Petrobras planeja desenvolver o Campo de Marlim Sul em dois módulos. O primeiro módulo incluir uma plataforma semi-submersível (P-40) e uma FPSO, com capacidade máxima de produção de 255 Mbpd. Atualmente, 13 poços estão em produção através da P-40, de um total de 16 poços de produção e 10 poços de injeção planejados. A produção da unidade FPSO de Marlim Sul começou em 7 de junho de 2004 e a produção atual é de 40,5 Mboe por dia.

139

Os contratos para a construção do segundo módulo, com capacidade de 180 Mbpd, foram assinados em 17 de junho de 2004. Esta unidade será uma unidade semi-submersível (P-51), com expectativa de início de produção em 2008. Planeja-se um total de 14 poços de produção e 10 poços de injeção. Barracuda e Caratinga. Os Campos de Barracuda e Caratinga estão localizados em profundidades entre 700 e 1.200 metros de lâmina d’água. A produção de petróleo começou em dezembro de 2004 através da unidade FPSO P-43, construída em Singapura e transferida para instalação no Brasil no campo de Barracuda. Outra FPSO, P-48, foi convertida no Brasil e iniciou produção no Campo de Caratinga em fevereiro de 2005. Cada unidade FPSO tem capacidade de produção de 150 Mbpd. Planeja-se um total de 32 poços de produção e 22 poços de injeção para esses dois campos. Albacora Leste. O Campo de Albacora Leste está localizado em profundidades entre 1.100 e 1.500 metros de lâmina d’água. Espera-se que comece a produzir no final de 2005. Uma unidade FPSO (P-50) com capacidade de 180 Mbpd está sendo convertida no Rio de Janeiro. Planeja-se um total de 16 poços de produção e 14 poços de injeção para este campo, no qual a Petrobras figura como operadora, tendo a Repsol YPF como sócia com uma participação de 10%. Outros Desenvolvimentos Planejados Outros desenvolvimentos incluem: (1) o campo de Jubarte, o qual já produz através de um sistema piloto consistente de uma unidade FPSO (Seillean) com capacidade de 20Mbpd que será substituída, na fase I de desenvolvimento do campo, por outra FPSO (P-34) com capacidade de 60Mbpd no fim do ano de 2005; (2) o campo de Frade, o qual a Petrobras está desenvolvendo em parceria com a Chevron Texaco; e (3) o campo de Marlim Leste, o qual terá uma unidade FPSO (P-53) com capacidade de 180Mbpd, atualmente em fase de licitação. Um contrato para aumentar a capacidade de produção da P-34 para 60Mbpd foi assinado em 17 de junho de 2004. Durante o ano de 2004, a Petrobras fez descobertas de petróleo bruto nos campos de Jubarte e Marlim Leste. Alguns destes campos estão sendo financiados através de project finance (financiamentos estruturados). Atividades de Produção As atividades nacionais de produção de petróleo bruto e gás natural da Petrobras envolvem campos localizados na plataforma continental do Brasil na costa de nove estados brasileiros, dos quais a Bacia de Campos é a área mais importante, e em terra, em oito estados brasileiros. A Petrobras também produz petróleo bruto e gás natural em mais oito países: Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, Peru, Estados Unidos e Venezuela. Para maiores informações, vide Seção “Informações sobre a Petrobras – Atividades da Petrobras – Visão Geral por Segmento de Negócio – Internacional”.

140

A tabela a seguir apresenta a produção diária média de petróleo bruto e gás natural da Petrobras, seu preço de venda médio e seus custos médios de extração de petróleo para o período encerrado em cada um dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002:

PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL

No Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2004 2003 (1) 2002

Produção Diária Média de Petróleo Bruto e GNL (em Mbpd)

Brasil (2)

Em Alto-mar

Bacia de Campos 1.204 1.252 1.217

Outras 38 39 40

_________ _________ _________

Total em alto-mar 1.242 1.291 1.257

Em Terra 251 248 243

_________ _________ _________

Total Brasil 1.493 1.540 1.500

Internacional 168 161 35

Total da Produção Diária Média de Petróleo Bruto e GNL 1.661 1.701 1535

Preço de Venda Médio de Petróleo Bruto e GNL (Dólares norte-americanos por bbl)

_________ _________ _________

Brasil 33,49 27,01 22,30

Internacional 26,51 23,77 23,00

Produção de Gás Natural (em Mmcfpd)

Brasil (3)

Em Alto-mar

Bacia de Campos 645 657 690

Outras 184 186 213

Total em alto-mar 829 843 903

Em Terra 762 657 609

Total Brasil 1590 1.500 1.512

Internacional 564 510 138

Total da Produção de Gás Natural 2.154 2.010 1.650

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

Brasil (4) 1,93 1,79 1,22

Internacional (5) 1,17 1,26 1,34

Custos Médios Totais de Extração de Petróleo (petróleo e gás natural) (Dólares norte-americanos por boe)

Brasil

Com participações governamentais 10,77 8,62 7,04

Sem participações governamentais 4,33 3,48 3,04

Internacional (6) 2,60 2,46 2,08

141

(1) Os valores de produção internacional em 2003 incluem PEPSA e PELSA a partir de 1 de janeiro de 2003, apesar da participação da Petrobras ter sido adquirida apenas em maio de 2003.

(2) Inclui a produção advinda de reservas de xisto e gás natural liquefeito, as quais não estão contabilizadas nas Reservas Provadas da Petrobras.

(3) Inclui volumes de gás reinjetado, os quais não estão contabilizados nas Reservas Provadas da Petrobras. (4) Exclui (1) overhead do segmento de exploração e produção; (2) custos relativos a transferências “intra-company” de

derivados para o segmento de exploração e produção; (3) custo de venda de derivados produzidos em plantas a gás natural previstos pelo segmento de exploração e produção; (4) preço de petróleo bruto e gás natural comprados de parceiros em certas joint ventures.

(5) Exclui (1) royalties; (2) participação especial do governo; e (3) aluguel de áreas. (6) Exclui as participações governamentais. A produção média brasileira de petróleo bruto e LGN no ano de 2004 reduziu-se em 3,1% em relação ao ano de 2003, atingindo 1,5 milhões de barris por dia, principalmente em decorrência de:

• Atraso no início da produção da plataforma P-43 no campo de Barracuda; • Atraso no início da produção da plataforma P-48 no campo de Caratinga; e

• Atraso no início da operação de produção submarina na região leste do campo de Marimbá.

Reservas As estimativas das Reservas Provadas de petróleo bruto e gás natural da Petrobras no Brasil e no exterior, em 31 de dezembro de 2004, totalizaram aproximadamente 11,82 bilhões de boe pelo critério SEC, sendo:

• 9,94 bilhões de barris de óleo cru e GNL; e • 11.247,1 bilhões de pés cúbicos de gás natural.

As reservas são calculadas com base na produção estimada dos campos, que depende de diversas variáveis técnicas, tais como interpretação sísmica, mapas geológicos, testes de poços e dados econômicos. Todas as estimativas de reservas implicam um certo grau de incerteza. Esta incerteza pode variar de acordo com a disponibilidade de dados geológicos e de engenharia confiáveis no momento em que a estimativa é realizada e da interpretação destes dados. Portanto, a confiabilidade das estimativas de reservas depende de fatores que estão fora do controle da Petrobras, os quais podem se mostrar incorretos ao longo do tempo. Em 31 de dezembro de 2004, as Reservas Provadas desenvolvidas corresponderam a 44,7% das Reservas Provadas totais desenvolvidas e não desenvolvidas de petróleo bruto da Petrobras. As Reservas Provadas de gás natural representaram 55,7% das Reservas Provadas totais desenvolvidas e não desenvolvidas de gás natural da Petrobras. As Reservas Provadas totais de hidrocarboneto, em termos de barris de óleo equivalente, aumentaram, a uma taxa composta no total de 2,5% desde o final de 1997, passando a 10,6 bilhões de barris de óleo equivalente no final de 2004. O gás natural, como percentual das Reservas Provadas totais de hidrocarboneto, aumentou 1,1% no mesmo período, representando um aumento em volume de 5.782 bilhões de pés cúbicos de gás natural, em 1997, para 7.954 bilhões de pés cúbicos de gás natural no final de 2004, compondo um aumento anual a taxa de 5,4% de 1997 a 2004. DeGolyer e MacNaughton, ou D&M, revisou e certificou 91% das estimativas das reservas nacionais de petróleo bruto, condensado e gás natural da Petrobras em 31 de dezembro de 2004. As estimativas para fim de certificação foram realizadas conforme as normas e regulamentos da SEC.

142

A tabela a seguir apresenta as estimativas de Reservas Líquidas Provadas Desenvolvidas e Não-Desenvolvidas e de Reservas Líquidas Provadas Desenvolvidas de petróleo bruto e gás natural em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002.

ESTIMATIVAS MUNDIAIS DE RESERVAS PROVADAS

Brasil Internacional

Petróleo

Bruto Gás

Natural(1) Combinada(2)Petróleo

Bruto Gás

Natural(1) Combinada(2)

Reservas Mundiais Provadas

Combinada

(MMbbl) (Bcf) (MMboe) (MMbbl) (Bcf) (MMboe) (Mmboe)

Reservas Desenvolvidas e não Desenvolvidas Provadas. Líquido:

8.833,2 7.327,8 10.054,5 121,7 2.145,0 479,2 10.533,7

Revisões de estimativas anteriores

(682,1) 459,3 (605,6) (10,8) (294,8) (59,9) (665,5)

Expansões, descobertas e recuperação

1.439,8 778,3 1.569,6 55,5 80,1 68,9 1.638,5

Compra de reservas 0,0 0,0 0,0 602,8 1.346,9 827,3 827,3

Venda de reservas 0,0 0,0 0,0 (7,7) (49,5) (16,0) (16,0)

Produção para o ano (539,5) (454,0) (615,2) (40,8) (136,8) (63,6) (678,8)

Reservas em 31 de dezembro de 2003

9.051,4 8.111,4 10.403,3 720,7 3.090,9 1.235,9 11.639,2

Revisões de estimativas anteriores

(414,9) (262,1) (458,6) (18,8) 276,4 27,3 (431,3)

Expansões, descobertas e recuperação

1.129,3 582,6 1.226,4 60,6 116,5 80,0 1.306,4

Compra de reservas 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Venda de reservas 0,0 0,0 0,0 0,6 18,5 3,7 3,7

Produção para o ano (522,4) (477,6) (602,0) (61,1) (209,5) (96,0) (698,0)

Reservas em 31 de dezembro de 2004

9.243,4 7.954,3 10.569,1 702,0 3.292,8 1.250,9 11.820,0

Reservas Desenvolvidas Provadas. Líquido:

Em 31 de dezembro de 2002 3.912,9 3.892,5 4.561,7 94,7 2.043,9 435,4 4.997,1

Em 31 de dezembro de 2003 3.629,5 4.398,1 4.362,5 404,1 2.548,4 828,8 5.191,3

Em 31 de dezembro de 2004 4.129,8 4.427,6 4.867,7 383,1 2.495,2 799,0 5.666,7 (1) Os líquidos de gás natural são extraídos e recuperados em usinas de processamento de gás natural a partir do campo. Os

volumes apresentados referentes a reservas de gás natural são anteriores à extração de líquidos de gás natural. (2) Vide “Tabela de Conversões” para os índices empregados na conversão de pés cúbicos de gás natural em barris de

óleo bruto equivalente. A produção de xisto e reservas associadas não está incluída.

143

A tabela abaixo indica as Reservas Provadas líquidas de petróleo bruto da Petrobras, por região, em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002.

RESERVAS PROVADAS LÍQUIDAS DE PETRÓLEO BRUTO POR REGIÃO Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2004 2003 2002

(Mmbbl)

Provadas Desenvolvidas

e Não Desenvolvidas

Provadas Desenvolvidas

Provadas Desenvolvidas

e Não Desenvolvidas

Provadas Desenvolvidas

Provadas Desenvolvidas

e Não Desenvolvidas

Provadas Desenvolvidas

Brasil .........................

Alto-mar

Bacia de Campos 8.130,4 3.422,7 8.089,1 2.899,6 7.829,8 2.742,5

Outras 335,4 106,1 159,8 111,7 162,7 498,5

Total em Alto-mar 8.465,8 3.528,8 8.248,9 3.011,3 7.992,5 3.241,0

Em Terra .................. 777,6 601,0 802,5 618,2 840,7 671,9

Total Brasil ........... 9.243,4 4.129,8 9.051,4 3.629,5 8.833,2 3.912,9

Internacional

Outras na América do Sul (1)

678,4 367,0 703,9 387,6

99,5 72,8

Costa Ocidental da África..........................

11,8 11,8 14,0 14,0

19,1 19,1

Golfo do México......... 11,8 4,3 2,8 2,4 3,2 2,8

Total Internacional 702,0 383,1 720,7 404,1 121,7 94,7

Total .......................... 9.945,4 4.512,9 9.772,1 4.033,6 8.955,0 4.007,6

(1) Inclui Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, Peru e Venezuela.

144

A tabela abaixo indica as Reservas Provadas líquida de gás natural da Petrobras, por região, em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002:

RESERVAS PROVADAS LÍQUIDAS DE GÁS NATURAL POR REGIÃO Exercício Encerrado em 31 de dezembro de 2004 2003 2002

(Bcf)

Provadas Desenvolvidas

e Não Desenvolvidas

Provadas Desenvolvidas

Provadas Desenvolvidas

e Não Desenvolvidas

Provadas Desenvolvidas

Provadas Desenvolvidas

e Não Desenvolvidas

Provadas Desenvolvidas

Brasil ........................ Alto-mar Bacia de Campos 4.039,3 1.820,4 4.096,2 1.598,0 4.147,2 1.529,4 Outras 1.337,5 854,0 1.291,2 959,5 1.372,8 880,5 Total em Alto-mar 5.376,8 2.674,4 5.387,4 2.557,5 5.520,0 2.409,9 Em Terra................ 2.577,5 1.753,2 2.724,0 1.840,6 1.807,8 1.482,6 Total Brasil.......... 7.954,3 4.427,6 8.111,4 4.398,1 7.327,8 3.892,5 Internacional Outras na América do Sul (1) ....................

3.162,2 2.456,2 3.058,2 2.526,8 2.092,0 2.001,9

Costa Ocidental da África........................

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Golfo do México ...... 130,6 39,0 32,7 21,6 53,0 42,0 Total Internacional 3.292,8 2.495,2 3.090,9 2.548,4 2.145,0 2.043,9 Total ........................ 11.247,1 6.922,8 11.202,3 6.946,5 9.472,8 5.936,4

(1) Inclui Argentina, Bolívia, Colômbia, Peru e Venezuela. Refino, Transporte e Comercialização Sumário e Estratégia O segmento de refino, transporte e comercialização da Petrobras engloba o refino, transporte e comercialização de petróleo bruto, derivados de petróleo e álcool, incluindo investimento em petroquímica. A Petrobras detém e opera 11 refinarias no Brasil, com capacidade total de processamento de 1,99 Mmbpd. Existem somente mais duas refinarias concorrentes no Brasil com capacidade instalada total de cerca de 0,03 milhão de bpd. A capacidade doméstica de refino da Petrobras constitui 98,6% da capacidade de refino brasileiro. Das 11 refinarias, 9 foram construídas pela Petrobras antes de 1972, sendo que a última refinaria construída pela Petrobras (Henrique Lage) foi concluída em 1980. À época, a Petrobras produzia apenas 200 Mbpd de petróleo bruto no Brasil. Essas refinarias foram construídas para processar petróleo bruto leve importado, mas em face da posterior descoberta de grandes reservas de petróleo mais pesado no Brasil, a Petrobras está continuamente adaptando suas refinarias para processar o petróleo bruto mais pesado.

145

A Petrobras processa em suas refinarias o máximo possível de sua produção nacional de petróleo bruto, e abastece a demanda remanescente mediante a importação de petróleo bruto (que também é processado em suas refinarias) e derivados. Na medida do aumento da produção nacional de petróleo bruto e conforme as melhorias nas refinarias permitam-na refinar maiores volumes nos próximos anos, a Petrobras espera importar proporcionalmente menos petróleo bruto e derivados. Até janeiro de 2002, a Petrobras era a única empresa responsável por abastecer o mercado brasileiro com derivados de petróleo. Agora que o mercado foi liberalizado, a Petrobras pretende reavaliar sua estratégia de importação e poderá até reduzir suas importações caso esta redução represente uma melhoria na lucratividade da Petrobras. A Petrobras também exporta petróleo bruto e derivados, quando sua produção excede a demanda interna ou a capacidade de processamento de suas refinarias. A Petrobras transporta produtos derivados de petróleo e petróleo bruto nos mercados atacadistas domésticos e de exportação por meio de uma rede coordenada de centros de comercialização, instalações de armazenamento, terminais, dutos e embarcações. Como fornecedora exclusiva destes produtos, por quase 50 anos, de um país que é o 12º maior consumidor do mundo, de acordo com a edição de junho de 2004 de Statistical Review of the World, a Petrobras desenvolveu uma extensa e complexa infra-estrutura. As refinarias da Petrobras são geralmente localizadas próximas aos centros industriais e populacionais e às áreas de produção, gerando eficiência logística em suas operações. Conforme exigido pela Lei do Petróleo, a Petrobras alocou seus ativos de transporte a uma subsidiária, a Petrobras Transporte S.A. – Transpetro. A Transpetro arrenda espaço de armazenagem e de instalação de dutos e proporciona a todos os agentes do mercado livre acesso a esses ativos. Os negócios petroquímicos também estão incluídos nesse segmento de refino, transporte e comercialização. As principais estratégias da Petrobras no refino e transporte são:

• continuar a melhorar suas refinarias para processar a produção de petróleo bruto nacional, mais pesado, atendendo melhor as atuais demandas do mercado brasileiro;

• melhorar a qualidade para atender a padrões ambientais mais rígidos;

• continuidade do crescimento e modernização da infra-estrutura de transporte, incluindo a renovação da frota de transporte marítimo;

• diversificar a carteira de negócios, com foco em petroquímica, logística e operações comerciais

de novos produtos de energia, aproveitando as sinergias entre ativos de downstream; e

• aprimoramento da eficiência por toda a cadeia logística até o cliente, enfatizando a excelência operacional (custos competitivos, qualidade e confiabilidade da entrega) e gestão do risco.

Refino Em 31 de dezembro de 2004, a capacidade total de refino da Petrobras era de aproximadamente 2,1 Mmbpd, o que a torna, de acordo com a Petroleum Intelligence Weekly, a 8ª maior refinadora de derivados de petróleo do mundo de capital aberto. Em 2004, a Petrobras processou em média 1,8 Mmbpd, representando uma taxa de utilização da sua capacidade total de 85%. Em 2003, essa taxa de utilização foi de 81%, enquanto que em 2002 havia sido de 83%. A produção interna da Petrobras, em 2004, supriu aproximadamente 76% do petróleo bruto utilizado como matéria-prima nas operações de refino da Petrobras, em comparação com 80% em 2003 e 79% em 2002. A Petrobras espera que, conforme sua produção nacional aumente, uma porcentagem cada vez maior de seu volume de petróleo bruto seja suprido por sua produção doméstica, de custo relativamente mais baixo. Como a capacidade de refino nacional da Petrobras representa 98,6% da capacidade de refino brasileira, a Petrobras atende a praticamente todas as necessidades de terceiros atacadistas, exportadores e empresas petroquímicas, além de suas necessidades internas de consumo relativas às operações de comercialização no atacado e suprimento de indústrias petroquímicas.

146

As refinarias da Petrobras estão distribuídas por todo o Brasil, com grande concentração na região Sudeste do País, onde existe a maior demanda por derivados de petróleo em razão da significativa atividade industrial e dos grandes centros populacionais. A maioria das refinarias fica situada próxima a oleodutos de petróleo bruto, instalações de armazenamento, terminais, oleodutos de produtos refinados e grandes instalações petroquímicas. Essa disposição facilita o acesso da Petrobras ao suprimento de petróleo bruto e aos principais mercados de usuários finais do Brasil. Produção e Capacidade de Refino No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras processou 623 milhões de barris de petróleo ou 1,7 Mmbpd. A média de custos de refino da Petrobras (composto por custos variáveis, excluindo depreciação e amortização), no Brasil, foi de US$1,36 por barril em 2004, enquanto que foi de US$1,17 por barril em 2003 e US$0,91 por barril em 2002. Aproximadamente 76% desse petróleo bruto proveio da produção no Brasil. Uma vez que o petróleo bruto de muitas bacias brasileiras caracteriza-se por ser mais pesado, a Petrobras investiu em equipamentos e máquinas que lhe permitem converter petróleo bruto pesado em produtos mais leves. A maior parte da capacidade de conversão de petróleo bruto pesado está localizada em suas maiores refinarias, localizadas próximo às nossas reservas de petróleo bruto pesado na Bacia de Campos: Landulpho Alves, Duque de Caxias, Paulínia, Presidente Bernardes, Gabriel Passos e Henrique Lage. A tabela a seguir apresenta a capacidade instalada da Petrobras, volume processado de refino e percentual de utilização de suas refinarias para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002:

ESTATÍSTICAS DO REFINO

2004 2003 2002

Refinarias Capacidade

(Mbpd)

Volume processado(1)

(Mbpd) Utilização(2)

(%) Capacidade

(Mbpd)

Volume processado(1)

(Mbpd) Utilização(2)

(%) Capacidade

(Mbpd)

Volume processado(1)

(Mbpd) Utilização(2)

(%)

Paulínia 365 351 96 365 297 81 352 329 93 Landulpho Alves 323 237 73 323 200 62 306 213 70 Duque de Caxias 242 230 95 242 214 88 242 204 84 Henrique Lage 251 236 94 251 219 87 226 198 88 Alberto Pasqualini(3)

189 103 54 189 105 56 189 106 56

Pres. Getulio Vargas(4)

189 165 87 189 191 101 189 192 101

Pres. Bernardes 170 154 91 170 164 96 170 154 90 Gabriel Passos 151 132 87 151 129 85 151 128 85 Manaus 46 45 98 46 44 96 46 45 98 Capuava 53 46 87 53 44 83 53 44 83 Fortaleza 6 5 83 6 5 83 6 6 100

Total Brasil 1.985 1.703 86 1.985 1.612 81 1.930 1.619 84 Gualberto Villarroel(5)

40 22 55 40 18 45 40 18 45

Ricardo Elicabe(6) 31 30 98 31 30 97 31 29 94 Guilhermo Elder Bell(5)

20 16 80 20 15 75 20 14 70

San Lorenzo(7) 38 33 89 38 33 87 - - - Del Norte(8) - - - - - - - - -

Total internacional

129 101 78 129 96 74 91 61 67

Total 2.114 1.804 85 2.114 1.708 81 2.021 1.680 83%

(1) Volume processado não inclui resíduos reprocessados. (2) Utilização é calculada com base em petróleo cru e NGL somente.

147

(3) A Petrobras não detém 100% dessa refinaria. (4) Devido a melhoramentos nessa refinaria, a capacidade atual pode ser superior a capacidade nominal original registrada na ANP. (5) Localizada na Bolívia. (6) Localizada na Argentina. (7) Localizada na Argentina. A Petrobras adquiriu essa refinaria por aquisição pela Petrobras Energia, Perez Companc. (8) Localizada na Argentina. Del Norte não está incluída desde que a Petrobras detém apenas 28,5% da refinaria. A Petrobras opera suas refinarias de modo a satisfazer a demanda brasileira. A demanda brasileira é proporcionalmente maior por diesel do que por gasolina, representando ambos, em conjunto, mais da metade da produção. Como a Petrobras opera suas refinarias de forma a maximizar a produção do óleo diesel, cuja demanda nacional é maior do que a produção, a Petrobras produz maiores volumes de gasolina e óleo combustível do que a demanda brasileira, os quais precisam ser exportados. A demanda do Brasil por produtos derivados de petróleo permaneceu relativamente constante nos últimos três anos, contudo a Petrobras continuou a aumentar a produção de suas refinarias, reduzindo, dessa forma, o volume de produtos que importa para atender a demanda. A Petrobras também aumentou as exportações de produtos refinados. A tabela abaixo apresenta o volume de produção nacional dos principais derivados de petróleo em cada um dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002.

VOLUME DE PRODUÇÃO DE DERIVADOS DE PETRÓLEO

2004 2003 2002

Produto Mbpd % Mbpd % Mbpd %

Óleo Diesel 657,0 38,7 623,4 38,0 596,7 36,4

Gasolina 292,8 17,3 290,9 17,8 311,1 19,0

Óleo Combustível 279,9 16,5 266,4 16,2 278,3 17,0

Nafta e Querosene de avião 220,2 13,0 219,6 13,4 213,3 12,9

Outros 245,7 14,5 238,6 14,6 241,4 14,7

Total 1.695,6 100,0 1.638,9 100,0 1.640,8 100,0 Investimentos e Melhorias em Refinarias Nos últimos anos, a Petrobras realizou investimentos em suas refinarias para melhorar a produção de destilados médios e leves, que normalmente geram vendas com margens mais elevadas e reduzem a necessidade de importação desses produtos. A principal estratégia de refino da Petrobras é a maximização do volume processado de petróleo bruto doméstico. Como o petróleo bruto interno pesado produz uma proporção mais alta de óleo combustível para cada barril de petróleo bruto processado, espera-se que a produção de óleo combustível permaneça relativamente constante a medida que o volume processado de petróleo bruto brasileiro adicional compense os novos investimentos em capacidade de conversão. A Petrobras planeja investir visando:

• incremento do valor do petróleo bruto brasileiro por meio da melhoria das refinarias, visando o aumento de sua capacidade de refino de maiores quantidades de petróleo bruto mais pesado produzido internamente;

• aumentar a produção de derivados demandados pelo mercado brasileiro e atualmente

importados, tais como o diesel;

148

• melhorar a qualidade da gasolina e do óleo diesel e cumprir com as normas ambientais mais estritas em fase de implantação; e

• reduzir emissões de poluentes.

Principais Projetos de Refino O Plano Estratégico da Petrobras inclui a realização de melhorias em suas principais refinarias. Os maiores investimento são, de modo geral, para a construção de: (1) unidades de coque, para facilitar a conversão da sua produção doméstica de petróleo pesado em destilados médios ou (2) unidades de hidro-tratamento para reduzir os níveis de enxofre em seus produtos, de forma a atingir padrões internacionais. A Petrobras acredita que as unidades de hidro-tratamento possibilitarão o fornecimento de óleo diesel a regiões metropolitanas brasileiras contendo um teor de enxofre máximo de 0,05%, atendendo desta forma normas ambientais mais rígidas. As principais refinarias e os investimentos planejados são os seguintes:

Refinaria Objetivo

Alberto Pasqualini (REFAP) Expansão e modernização da refinaria, incluindo a instalação de uma unidade de coque, unidade de craqueamento fluído de resíduo, e melhoria na qualidade do diesel e da gasolina.

Presidente Getúlio Vargas (REPAR) Conversão, modernização e expansão do parque de refino existente e unidades para melhoria na qualidade do diesel e da gasolina.

Henrique Lage (REVAP) Instalação de unidade de coque e unidades para melhoria na qualidade do diesel e da gasolina.

Paulínea (REPLAN) Melhorias na qualidade do diesel e da gasolina.

Landulpho Alves (RLAM) Conversão, modernização e expansão do parque de refino existente e unidades para melhoria na qualidade do diesel e da gasolina

Duque de Caxias (REDUC) Expansão do parque de refino existente, instalação de uma unidade de coque e unidades para melhoria na qualidade do diesel e da gasolina.

Gabriel Passos (REGAP) Expansão da unidade de coque e melhoria na qualidade do diesel e da gasolina.

Presidente Bernardes (RPBC) Melhoria na qualidade da gasolina.

Capuava (RECAP) Melhoria na qualidade do diesel e da gasolina.

Importações No ano de 2004, a Petrobras continuou importando petróleo bruto, pois sua própria produção não era suficiente para atender a demanda brasileira. Além disso, como a maior parte das reservas domésticas da Petrobras se constitui de petróleo bruto pesado, a Petrobras precisa importar alguns produtos derivados de petróleo e petróleos brutos mais leves, para melhorar a mistura de petróleos a serem refinados. O petróleo bruto importado é transferido a uma das refinarias da Petrobras para armazenamento e processamento, sendo um pequeno percentual vendido às outras duas refinarias privadas brasileiras. Os produtos derivados importados são vendidos principalmente ao mercado varejista brasileiro por meio de distribuidores, inclusive pela BR (subsidiária da Petrobras). O volume diário médio das importações de petróleo bruto aumentou para 450 mil barris por dia em 2004, quando comparado aos 319 mil barris diários em 2003, como resultado do aumento da demanda brasileira por produtos derivados de petróleo em 2004, e, embora a Petrobras tenha refinado mais

149

petróleo bruto nacional em 2004 em comparação a 2003, esse aumento não foi suficiente para atender ao aumento da demanda brasileira. A Petrobras teve que importar mais petróleo bruto em vez de produtos derivados de petróleo para satisfazer ao aumento na demanda de derivados de petróleo no Brasil, em 2004. O volume diário médio de importações de petróleo bruto diminuiu de 326 mil barris por dia, em 2002, para 319 mil, em 2003. A tabela a seguir apresenta, por região, a porcentagem de petróleo bruto que a Petrobras importou em cada um dos três exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002:

IMPORTAÇÕES DE PETRÓLEO BRUTO POR REGIÃO

Região / Volume (%) 2004 2003 2002

África 73,4 63,7 57,3

Oriente Médio 24,2 30,9 29,7

América Central e do Sul - Caribe 2,4 3,1 10,4

Oceania 0 0,9 0

Europa 0 1,4 2,6

Total 100% 100% 100% Em 2004, os custos totais incorridos pela Petrobras com importações de petróleo bruto de todas essas regiões foi de US$5,191 bilhões, comparados aos US$3,541 bilhões incorridos pela Petrobras em 2003 e aos US$3,162 bilhões em 2002. Em 2004, aproximadamente 17,7% das importações de petróleo bruto da Petrobras e 23,4% de suas importações em 2003, foram efetuadas por meio de contratos de um ano de duração, que são considerados contratos de longo prazo para os parâmetros da indústria de petróleo. Em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras possuía um contrato de longo prazo relativo ao fornecimento de petróleo bruto para o Brasil, com fornecedores da Arábia Saudita. O contrato com os fornecedores da Arábia Saudita foi renovado em termos idênticos ao original e possui vencimento em 31 de janeiro de 2006. Adicionalmente, a Petrobras é uma significativa compradora de petróleo bruto e derivados de petróleo no mercado spot internacional. O volume das importações de produtos do petróleo também diminuiu, para 109.981 bpd em 2004, em comparação com 121.827 bpd em 2003 e 215.121 bpd em 2002, principalmente em conseqüência do crescimento da produção de refino nacional. A tabela a seguir apresenta os volumes de produtos derivados de petróleo importados pela Petrobras em cada um dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002.

IMPORTAÇÕES DE DERIVADOS DE PETRÓLEO

Produtos derivados de petróleo / Volume (Mbbl)

2004 2003 2002

GLP 11.537,2 12.033,7 20.554,4

Destilados(1) 16.878,7 23.182,6 43.998,8

Nafta 7.230,5 5.025,9 5.855,9

Outros(2) 4.486,7 4.224,6 8.110,2

Total 40.133,2 44.466,7 78.519,3

(1) Inclui gasolina, diesel e outros fracionados intermediários. (2) Inclui GNL da Argélia, óleo combustível, etanol, metanol e outros.

150

Em 2004, o custo total incorrido pela Petrobras com importações de produtos derivados de petróleo, medidos em uma base de custo de seguro e de frete, foi de US$1.721 milhões, comparados aos US$1.542 milhões incorridos pela Petrobras em 2003 e aos US$2.086 milhões incorridos pela Petrobras em 2002. Vide Seção “Informações sobre a Petrobras − Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado Operacional da Petrobras” para uma discussão mais detalhada dos volumes e preços de importação relativos à Petrobras. Exportações A Petrobras também exporta o excedente da produção de derivados de petróleo processados por suas refinarias, após atendida a demanda local. Adicionalmente, a Petrobras exporta petróleo bruto nacional que não é passível de processamento em suas refinarias em razão da limitada capacidade de conversão. A exportação total da Petrobras diminuiu para 186.221 Mbbl em 2004, em comparação com 192.545 Mbbl em 2003, como resultado do incremento da demanda brasileira por derivados de petróleo. A tabela a seguir apresenta os volumes de produtos derivados de petróleo exportados pela Petrobras nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002.

EXPORTAÇÕES DE PETRÓLEO E SEUS DERIVADOS (1)

(Mbbl) 2004 2003 2002

Petróleo Bruto 66.319 84.899 85.123

Óleo combustível (inclusive combustível bunker) 107.104 85.740 89.350

Gasolina 11.510 13.656 17.337

Outros 1.288 8.250 10.192

Total 186.221 192.545 202.003

(1) A tabela inclui as vendas efetuadas pela PIFCo a terceiros não afiliados, incluindo vendas de petróleo e seus derivativos comprados no exterior.

O valor total de petróleo bruto e seus derivados exportado pela Petrobras, medido em bases FOB, foi de US$5.923 milhões em 2004, US$5.335 milhões em 2003 e US$4.760 milhões em 2002. Transporte A Lei do Petróleo exige que uma empresa separada opere e administre a rede de transporte de petróleo bruto, produtos derivados de petróleo e gás natural no Brasil. Dessa forma, em 1998 a Petrobras criou uma subsidiária integral, a Transpetro, encarregada da construção e administração de nossas embarcações, dutos e terminais marítimos, cabendo-lhe, ademais, várias outras atividades de transporte. Em maio de 2000, atendendo as exigências da Lei do Petróleo, a Transpetro assumiu também a operação da rede de transporte e os terminais de armazenamento. Desde 1º de outubro de 2001, com a aprovação da ANP, esses dutos e terminais foram arrendados à Transpetro, que passou a oferecer seus serviços de transporte à Petrobras e a terceiros. Na qualidade de proprietária das instalações arrendadas à Transpetro, a Petrobras possui direito de preferência sobre suas atividades de transporte, com base no nível histórico de transporte estimado para cada duto, formalmente designado pela ANP. A capacidade excedente é oferecida a terceiros em bases não-discriminatórias e em igualdade de termos e condições. Anteriormente à edição da Lei do Petróleo, a Petrobras era a única empresa autorizada a transportar produtos derivados de petróleo bruto na importação e na exportação e a deter e operar dutos no território brasileiro. Apenas embarcações de bandeira brasileira tinham direito de transportar petróleo bruto e produtos derivados para dentro e para fora do Brasil. A Lei do Petróleo concedeu à ANP poderes para autorizar qualquer empresa ou consórcio constituído nos termos da lei brasileira a transportar petróleo bruto, derivados de petróleo e gás natural, para utilização no mercado brasileiro ou em função de atividades de importação ou exportação, bem como a construir instalações para utilização em quaisquer dessas atividades. A Lei do Petróleo também estipulou os termos da concorrência na construção e operação de instalações de dutos.

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Dutos e Terminais A Petrobras detém, opera e mantém uma extensa rede de oleodutos e gasodutos ligando seus terminais a suas refinarias e a outros pontos de distribuição primária em todo o Brasil. Em 31 de dezembro de 2004, os oleodutos da Petrobras para petróleo bruto e derivados de petróleo em terra e em alto-mar totalizavam 10.377 Km de comprimento, seus gasodutos para gás natural totalizavam aproximadamente 9.963 Km de comprimento, incluindo a parte brasileira (2.593 Km) do Gasoduto Bolívia-Brasil, e seus os dutos flexíveis somavam 2.451 Km.

GASODUTOS NO BRASIL

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ÓLEODUTOS NO BRASIL

Em março de 2005, a Petrobras firmou o contrato de financiamento do projeto PDET (Plano Diretor de Escoamento e Tratamento de Óleo), que foi originalmente projetado para otimizar a extensão do sistema de transporte de petróleo bruto desde os campos mais produtivos, situados na Bacia de Campos para as refinarias da Petrobras localizadas na região sudeste do Brasil. No final de 2003, o Governo do Estado do Rio de Janeiro editou uma lei criando severos obstáculos para a viabilidade econômica do projeto original do PDET. Três meses após frustradas negociações com o Governo do Estado do Rio de Janeiro, a Petrobras anunciou o cancelamento da parte em terra do projeto PDET e revisou o trajeto original do projeto. De acordo com o projeto revisado, a plataforma fixa original offshore (PRA-1) estará conectada as cinco plataformas de produção offshore por dutos e transferirá o petróleo bruto para uma plataforma flutuante, de armazenagem e escoamento (FSO) e duas monobóias, que, por sua vez, facilitará a transferência do petróleo bruto para os navios-aliviadores ou a exportação do petróleo bruto para outros países. Os navios-aliviadores transportarão o petróleo para os terminais do Sudeste, onde o petróleo será bombeado para dutos terrestres existentes conectados a refinarias no Rio de Janeiro, Minas Gerais e São Paulo. Este projeto conta com investimentos de aproximadamente US$910 milhões e as suas operações comerciais estão programadas para iniciar no primeiro trimestre de 2007. Este projeto permitirá o aumento do fluxo de petróleo produzido na Bacia de Campos em até 630 mil barris por dia. A Transpetro também opera 43 terminais de armazenamento com capacidade de armazenamento de aproximadamente 63,3 Mmboe. Em 31 de dezembro de 2004, a capacidade de armazenamento desses terminais consistia em 34,1 Mmbbl de petróleo bruto, 26,7 Mmbbl de produtos derivados de petróleo e álcool combustível e 2,5 Mmbbl de gás liquefeito de petróleo (GLP). A Transpetro está atualmente avaliando alternativas para melhorar a eficiência do seu sistema de transporte, incluindo a avaliação das melhorias no monitoramento e controle da rede de dutos para petróleo bruto, gás natural e derivados de petróleo por meio da implementação gradual de um sistema de controle supervisório e aquisição de dados, que, quando completado, vai monitorar os dutos e as

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instalações de armazenagem localizadas por todo o País. A Transpetro já implementou a primeira fase do projeto e inaugurou um controle centralizado e centro operacional em junho de 2002, em sua sede no Rio de Janeiro. Atualmente, há uma estação principal de backup e duas estações principais regionais conectadas por comunicação de satélite. Os pátios de tancagem e as estações de bombeamento estão equipadas com mini estações conectadas às estações regionais principais. A meta da Transpetro é poder operar todos os seus dutos nacionais de forma remota, inicialmente através das estações regionais, e finalmente pelo controle centralizado e o centro operacional localizado em sua sede no Rio de Janeiro. Em 2004, o controle centralizado e o centro operacional começaram a operar um novo oleoduto (OCAB) da Barra do Furado a Cabiúnas, e um novo gasoduto (GASEB) desde Sergipe até Bahia. Este projeto continuará sendo desenvolvido. Além disso, a Transpetro está investindo no desenvolvimento de um Programa de Integridade de Dutos para garantir a integridade e segurança de suas operações de dutos. Transporte Marítimo Em 31 de dezembro de 2004, a frota da Petrobras para transporte marítimo consistia em 52 embarcações (46 de propriedade da Petrobras e seis afretadas a casco nu) das quais 32 com casco simples e 20 com casco duplo, com tonelagem bruta total de 2.51 milhões:

Tipo de Embarcação Número Capacidade de Carga

(tonelagem em milhares)

Navios-tanques 44 2.443,4

Navios-tanques de gás liqüefeito de petróleo 6 40,2

AHTS – Rebocadores de Apoio e Manuseio de Âncoras 1 2,2

FSO – Unidade Flutuante de Armazenamento e Transferência 1 28,9

Total 52 2.514,7 As embarcações fretadas são atualmente operadas pela Transpetro, concentrando suas atividades principalmente na costa brasileira, na América do Sul (Venezuela e Argentina), no Mar Mediterrâneo, Mar do Caribe, Golfo do México, Oeste da África e Golfo Pérsico. As embarcações de casco simples operam somente onde a legislação ambiental permite, incluindo Brasil, Venezuela, Argentina e Costa Oeste da África. As embarcações de casco duplo operam em outras áreas internacionais de acordo com as leis aplicáveis. Os navios da Petrobras suportam o transporte de óleo pesado de plataformas marítimas, importação e exportação de petróleo bruto e derivados de petróleo em operações de cabotagem. O Plano Estratégico da Petrobras prevê investimentos de US$1,0 bilhão de 2006 a 2010 para renovar a frota. A tabela abaixo mostra os tipos de produtos e quantidades transportadas durante os períodos indicados:

PRODUTOS E QUANTIDADES TRANSPORTADAS

2004 2003 2002

(tonelagem em milhares)

Petróleo 88,4 96,6 93,2

Derivados de Petróleo 34,0 28,1 30,1

Álcool Combustível — — —

Total 122,4 124,7 123,3

Porcentagem transportada pela frota própria/arrendada a casco nu

45,1% 45,3% 45,1%

Cabotagem como porcentagem da tonelagem total 61,1% 64,2% 65,6%

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A média mensal de tonelagem fretada em 2004 totalizou 4,6 milhões de toneladas brutas, em comparação com 4,0 milhões de toneladas brutas em 2003 e 3,9 milhões de toneladas brutas em 2002. A tonelagem fretada é continuamente ajustada às necessidades da Petrobras de redução global de custo de fornecimento de produtos ao mercado. O custo anual total de fretes de embarcações da Petrobras foi de US$701 milhões em 2004, US$537 milhões em 2003 e US$431milhões em 2002. Petroquímica As atividades da Petrobras no setor petroquímico são realizadas por intermédio da subsidiária Petrobras Química S.A., ou Petroquisa, com exceção das vendas de nafta. A Petroquisa é uma empresa holding que detém participações minoritárias em oito empresas petroquímicas envolvidas com a produção e venda de produtos petroquímicos básicos e derivados. Em 31 de dezembro de 2004, as participações no capital total dessas empresas variavam de 8,45% a 85,04% e as participações no capital votante variavam de 10,02% a 70,45%. Em 31 de dezembro de 2004, o valor contábil total desses investimentos era de US$918 milhões. A maior parte dessas participações é minoritária, com direito a voto. Em 2004, a Petroquisa aumentou sua participação na Petroquímica Triunfo, de 45,22% para 70,45% no capital votante, e de 59,92% para 85,04% no capital total, através de uma aquisição da Dow Chemical ao valor de US$32,5 milhões. A matéria-prima básica da indústria petroquímica no Brasil, a nafta, é um subproduto do petróleo. Até 2001, a Petrobras era a única fornecedora de nafta à indústria petroquímica brasileira. Desde a desregulamentação do produto em 2002, a indústria petroquímica começou a importar Nafta diretamente. Em 2004, a indústria importou aproximadamente 33% de suas necessidades de nafta, enquanto que a Petrobras forneceu o restante por meio de suas operações de refino. Os negócios da Petroquisa no setor petroquímico, com base na equivalência patrimonial, atingiram resultado de US$13 milhões, em 2004. A Petrobras pretende manter sua presença no setor petroquímico principalmente por meio da participação em projetos integrados com as refinarias da Petrobras. A Petrobras espera ainda que seus investimentos seletivos em empresas petroquímicas fortaleçam seu envolvimento em toda a cadeia de valor, integrando o refino e produtos básicos de derivados. Ainda que a Petrobras tenha alienado participações no setor petroquímico no passado, a Petrobras planeja aumentar o nível de investimentos no setor como parte de sua estratégia de abastecimento. Em consonância com sua estratégia de estimular a demanda por produtos derivados do gás natural, a Petrobras continua investindo na companhia Rio Polímeros S.A., localizada próxima à refinaria de Duque de Caxias (REDUC). Outros investidores incluem o BNDESPAR e duas das maiores empresas privadas do setor petroquímico brasileiro, Grupos Suzano e Unipar. A Petroquisa possui uma participação de 16,6% no capital capital prefencial e com direito a voto da Rio Polímeros. Do custo orçado de construção de aproximadamente US$1,08 bilhão, 60% serão relativos a empréstimos de longo prazo oferecidos ou garantidos pelo U.S. Ex-Im Bank, pelo BNDES e pela SACE (a Agência de Crédito à Exportação Italiana) e 40% serão detidos por meio de investimento em ações, no qual a contribuição da Petroquisa é de aproximadamente US$72 milhões. Em 31 de dezembro de 2004, a Petroquisa havia gasto, aproximadamente, US$66 milhões deste total. A Rio Polímeros entrou em operação em 2005 e produzirá 540 mil toneladas por ano de polietileno e 79 mil toneladas por ano de propileno a partir do etano e propano extraídos do gás natural proveniente da Bacia de Campos. De acordo com o Plano de Negócios da Petrobras para o período 2006-10, são previstos investimentos em petroquímica no País da ordem de US$2,0 bilhões entre 2006 e 2010. Tais investimentos irão aumentar a produção de petroquímicos básicos, incluindo poliolefinas (polietileno e polipropileno), ácido acrílico e ácido tereftálico. Esses projetos contarão com participação de sócios. Adicionalmente, estudos preliminares de viabilidade econômica identificaram uma boa oportunidade de investimento para a Petrobras através da construção de um complexo petroquímico. Esse complexo deverá integrar unidades de refino e equipamentos do setor petroquímico para produzir matérias primas como etileno, propileno, aromáticos e derivados petroquímicos, como polietileno e polipropileno, com objetivo de suprir o aumento da demanda desses produtos do mercado brasileiro. Essa oportunidade está em estudo pela Petrobras.

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Em abril de 2005 a Petroquisa alienou sua participação na Companhia Alagoas Industrial – CINAL por US$2,9 milhões, porque suas atividades não estavam relacionadas com o negócio principal da Petrobras. Em 29 de abril de 2005, Odebrecht, Norquisa, Odbpar (Grupo Odebrecht) e Petroquisa assinaram um segundo aditivo do memorando de entendimentos que garante à Petroquisa adquirir ações votantes na Braskem até o percentual de 30% de seu capital votante . A Petroquisa deve contribuir até 31 de dezembro de 2005 com investimento no Pólo Petroquímico Triunfo e em outras empresas consideradas estratégicas pela Braskem (referidos simplesmente como “Ativos”). Se os Ativos forem insuficientes para a Petroquisa obter a participação desejada no capital votante da Braskem, o Grupo Odebrecht venderá as ações remanescentes. De outro lado, se o valor dos Ativos adquiridos pela Petroquisa forem superiores ao valor da participação de 30% no capital da Braskem, serão atribuídas ações preferenciais classe “A” à Petroquisa. A Petroquisa deve informar às partes qual a contribuição que pretende oferecer até 29 de setembro de 2005. O Grupo Odebrecht tem o direito de rescindir a opção se a Petroquisa não incluir entre os Ativos determinados ativos de companhias que o Grupo Odebrecht considere essenciais para o complexo petroquímico Triunfo. O processo de avaliação dos Ativos de forma a permitir o possível exercício da opção de compra das ações do capital votante da Braskem pela Petroquisa terá início em 14 de outubro de 2005. A opção de compra das ações será avaliada pelo método de fluxo de caixa descontado, sem efeito de prêmio de controle. Esse segundo aditivo elimina a restrição que a Petroquisa tinha de participar em outras sociedades do setor petroquímico. Simultaneamente ao exercício da opção, as partes acordaram em celebrar acordo de acionistas com objetivo de regular os interesses das partes na Braskem. Distribuição Sumário e Estratégia Através da BR, a Petrobras distribui produtos derivados de petróleo, álcool combustível e gás natural a clientes varejistas, comerciais e industriais em todo o Brasil, incluindo Shell Brasileira de Petróleo S.A., Esso Brasileira de Petróleo S.A., Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga e Texaco do Brasil S.A. As operações da Petrobras no segmento de distribuição contam com uma capacidade de armazenamento de aproximadamente 8 Mmboe, em 115 instalações de armazenamento e 102 depósitos de produtos de aviação localizados em aeroportos por todo o Brasil. As principais estratégias da Petrobras nesses segmentos são:

• atingir uma posição de liderança em todos os segmentos de mercado em que a BR opera, com ênfase para a inovação, a integração lucrativa das redes de postos de serviços e a oferta de soluções de energia eficientes para os clientes BR;

• fazer com que a BR torne-se um modelo de eficiência logística e operacional, no segmento de

distribuição de combustível, observando as normas internacionais no âmbito ambiental, de saúde e de segurança; e

• fazer com que a BR seja reconhecida pelos consumidores como marca de alto nível, mediante o

fornecimento de uma rede nacional de prestadores de serviço de qualidade. Em 9 de agosto de 2004, a BR adquiriu a Agip do Brasil S.A. de sua antiga controladora ENI B.V. por aproximadamente US$511 milhões. Agip do Brasil S.A. é uma distribuidora de GLP, combustível e lubrificantes em operação no Brasil através das marcas Liquigás, Novogás e Tropicás para distribuição de GLP e das marcas marcas Agip, Companhia São Paulo de Petróleo e Ipê para distribuição de combustível. Essa aquisição permite a BR aumentar sua distribuição de GLP e consolidar sua posição de distribuidora de combustíveis para automóveis em certas regiões do Brasil. Em 1º de janeiro de 2005, a Petrobras alterou o nome da Agip do Brasil para Liquigás Distribuidora S.A. A Liquigás será responsável pelo segmento de GLP, o qual ainda inclui comercialização de GLP. A distribuição de combustíveis e lubrificantes da Agip será operada pela BR.

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Em 2004, a Petrobras vendeu 175,1 milhões de barris de derivados de petróleo para consumidores de atacado de gasolina e diesel, que representam aproximadamente 85,4% dessas vendas. Do total de vendas da Petrobras em 2004, 145,1 milhões de barris de derivados de petróleo foram vendidos pela BR para consumidores de varejo. A tabela a seguir apresenta as vendas de produtos derivados de petróleo a clientes atacadistas, em cada um dos três exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002:

VENDAS DE PRODUTOS DERIVADOS DE PETRÓLEO

(Mmbbl) 2004 2003 2002

Produto

Óleo Diesel 224,9 208,3 218,0

Gasolina 104,8 101,8 110,2

Óleo Combustível 106,1 98,5 77,5

Nafta e Querosene de Avião 81,5 76,6 80,9

Outros 129,1 283,2 311,6

Total 646,4 768,4 798,2

Clientes

Atacadistas

Óleo Diesel 106,6 100,2 110,6

Gasolina 42,9 41,0 46,6

Outros 25,6 26,0 32,4

Total de Atacadistas 175,1 167,2 189,6

Distribuidores no Varejo

BR 145,1 133,6 158,0

Terceiros 326,2 467,6 450,6

Total de Distribuidores no Varejo 471,3 601,2 608,6

Total de clientes 646,4 768,4 798,2 Varejo Em 31 de dezembro de 2004, a rede de vendas da BR incluía 6.785 postos de serviços ativos e não ativos no varejo (comparado a 7.000 postos de serviços em 31 de dezembro de 2003), aproximadamente 24% do número total de postos de serviço do Brasil. Mais de 63% desses postos localizam-se nas regiões Sul e Sudeste do Brasil, onde reside cerca de 59% da população brasileira, num total de 170 milhões de pessoas. Desses 6.785 postos de serviços, 5.047 estão ativos e a BR possui 631. Contudo, conforme exigido por lei, a BR terceiriza a operação de todos os seus postos de serviços. Os demais 6.154 postos de serviços são de propriedade de, e operados por, comerciantes que utilizam a marca BR sob autorização. A BR fornece suporte técnico, treinamento e publicidade à sua rede de postos de serviços.

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Em 2004, 245 dos postos de serviços da Petrobras também vendiam gás natural para veículos automotores, contra 204 em 2003 e 170 em 2002. As vendas originadas desses postos consistiram em 425 milhões de m3, representando 27% da participação no mercado brasileiro em 2004, 412 milhões de m3 em 2003, representando 31,2% das vendas em 2003 e 375 milhões de m3 em 2002, representando 60,6% das vendas em 2002 no mercado brasileiro. A tabela a seguir apresenta as estatísticas da participação de mercado (com base em volume) relativas a venda de diferentes produtos, em cada um dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002:

Participação de Mercado da BR

Vendas no Varejo (%) 2004 2003 2002

Óleo Combustível .................................... 64,4 65,2 67,4

Óleo Diesel............................................... 29,6 26,7 27,1

Gasolina................................................... 23,3 21,9 23,8

Álcool....................................................... 31,2 33,3 30,5

Total 32,8 31,5 32,9 Fonte: Petrobras – com base em informações publicadas pelo Sindicato dos Distribuidores de Combustíveis - Sindicom.

Os preços aos varejistas tendem a permanecer semelhantes entre distribuidores concorrentes, particularmente devido à pequena margem normalmente obtida. Dessa forma, a concorrência entre distribuidores permanece sendo baseada principalmente na qualidade de produto, serviço e imagem. Em 2004, aproximadamente 24,6% das vendas de varejo realizadas em postos de gasolina no Brasil foram realizadas pela BR, através de postos próprios ou franqueados. A Petrobras acredita que sua participação no mercado permaneceu forte durante os últimos anos em razão do grande reconhecimento de sua marca, da reformulação de sua rede de postos de serviço e do acréscimo de centros de lubrificação e lojas de conveniência. Em 1996, a BR criou o programa “De olho no Combustível”, para certificar-se de que os combustíveis vendidos em seus postos de serviço tenham teor idêntico ao dos combustíveis que saem das suas refinarias. A Petrobras já certificou 3.896 postos de gasolina nesse programa. O mercado de distribuição de gasolina e óleo diesel no Brasil é altamente competitivo e a Petrobras espera que os preços estejam sujeitos a pressões contínuas. Por conseguinte, a Petrobras pretende se valer da forte imagem de marca que construiu no Brasil para aumentar a fidelidade de sua clientela e assegurar a rentabilidade de seus negócios. Atualmente, estão planejadas as seguintes medidas com metas para até 2010:

• expansão seletiva dos serviços em postos de gasolina reforçando a imagem da Petrobras; • aumentar o uso de programas de fidelidade e de novas tecnologias; e

• reduzir custos operacionais e administrativos e prestar serviços, tais como serviços financeiros e

controles, através de investimentos em tecnologia avançada de telecomunicações e processamento de dados.

A Petrobras participa no setor de varejo na Argentina, onde atualmente detém 727 postos de gasolina que operam sob a bandeira da Petrobras (330 postos), Eg3 (337 postos) e San Lorenzo (60 postos). A Petrobras também tem participação no setor de varejo na Bolívia com 103 postos de gasolina.

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Comercial e Industrial A Petrobras distribui produtos derivados de petróleo a clientes comerciais e industriais por intermédio da BR. Seus principais clientes são empresas de aviação, de transporte e de utilidade pública, bem como instituições governamentais, todas elas gerando demanda relativamente estável. A Petrobras possui uma participação de mercado no segmento de distribuição comercial e industrial superior a 32,8%, que tem permanecido razoavelmente constante nos últimos anos. São apresentadas, abaixo, estatísticas de vendas comerciais e industriais para cada um dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002:

VENDAS COMERCIAIS E INDUSTRIAIS POR PRODUTO

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

(Mmboe) 2004 2003 2002

Produtos

Óleo Combustível ................................... 24.716 26.368 32.642

Óleo Diesel ............................................. 75.799 65.183 67.374

Gasolina ................................................. 32.146 28.710 30.688

Combustíveis para Aviação.................... 15.949 14.343 14.397

Álcool ..................................................... 4.147 3.286 3.522

Lubrificantes........................................... 1.459 1.256 1.397

Outros..................................................... 17.259 19.492 20.586

Total ....................................................... 171.475 158.638 170.606 Gás Natural e Energia Sumário e Estratégia O segmento de gás natural e energia da Petrobras engloba a compra, venda e transporte de gás natural produzido no ou importado no Brasil. Adicionalmente, este segmento inclui as atividades de comercialização de energia elétrica doméstica, bem como os investimentos em companhias de transporte de gás natural doméstico, companhias distribuidoras de gás natural sob controle estatal e companhias de energia termoelétrica. O mercado de gás natural brasileiro encontra-se em rápido crescimento. Em 2004, o consumo estimado de gás natural representou, aproximadamente, 7,5% do consumo de energia primária no Brasil comparado com 6,5-7% em 2003 e 5,5-6% em 2002. O Governo Federal espera que o consumo de gás natural representará 12% do consumo de energia primária no Brasil até 2010. A Petrobras acredita que uma parcela significativa deste crescimento advirá do aumento da demanda industrial, bem como das políticas ambientais do governo brasileiro de incentivo à substituição de combustíveis industriais por fontes de energia mais limpas. O desenvolvimento de usinas termelétricas a gás natural no Brasil também ajudará ao crescimento do mercado de gás natural. A Petrobras estima que durante os últimos 3 anos, o consumo de gás natural cresceu 75% na indústria e aproximadamente 70% para uso veicular. Para beneficiar-se desta tendência de crescimento, a Petrobras adotou uma estratégia verticalmente integrada. Como resultado de suas atividades de exploração e produção de petróleo, a Petrobras produz volumes significativos de gás natural associado como sub-produto. Além disso, a Petrobras tem realizado grandes investimentos em unidades de produção e em capacidade de transporte para importação de gás da Bolívia, onde a Petrobras e outras empresas petrolíferas encontraram reservas

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significativas de gás natural não associado. Para garantir mercado para o gás natural, a Petrobras tem investido em companhias brasileiras distribuidoras de gás, bem como em usinas termelétricas, com o propósito de desenvolver o mercado para o gás natural produzido e importado pela Petrobras. As principais estratégias da Petrobras no segmento de gás e energia são:

• expandir o mercado de gás natural no Brasil, a fim de assegurar mercado para o gás natural que a Petrobras produz, ou adquire por obrigações off-take;

• tornar-se uma importante participante no mercado de gás e energia na América do Sul, integrando efetivamente esses segmentos de negócios aos outros segmentos de negócios da Petrobras;

• participar no mercado brasileiro de energia, para assegurar mercado para o gás natural e

produtos derivados de petróleo da Petrobras; e

• dedicar 0,5% do total dos investimentos para energias renováveis, incluindo energia de fonte eólica, biomassa e foto-voltáica.

Os resultados das operações da Petrobras nos segmentos de gás natural e energia estão refletidos nas demonstrações financeiras consolidadas da Petrobras sob o título “Gás e Energia”. Gás Natural Dutos O maior investimento da Petrobras nesse setor foi o desenvolvimento e construção do Gasoduto Bolívia-Brasil, o qual possui capacidade total de transporte de 30 Mmcmd. O Gasoduto Bolívia-Brasil possui 3.150Km de extensão correspondendo a 40% dos gasodutos em terra existentes no Brasil, iniciando-se na cidade de Rio Grande, na Bolívia, e terminando em Porto Alegre, no sul do Brasil. O gasoduto Bolívia-Brasil liga-se ao sistema nacional de dutos que transporta gás natural das Bacias de Campos e de Santos. A Petrobras é um investidor significativo no duto de gás natural Bolívia-Brasil, detendo uma participação de 11% na GTB – Gás TransBoliviano S.A. ou GTB, pessoa jurídica proprietária da parte boliviana do gasoduto, e uma participação de 51% na TBG – Transportadora Brasileira do Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. ou TBG, pessoa jurídica proprietária da parte brasileira do gasoduto. Este gasoduto encontra-se atualmente em operação e fornece gás para algumas das usinas de energia e petroquímica da Petrobras, incluindo a Usina Termoelétrica Uruguaiana e a Petroquímica Triunfo. Os investimentos efetuados pela Petrobras no Gasoduto Bolívia-Brasil são resultado de um acordo comercial para a compra de gás natural celebrado em 1996 entre a Petrobras e a empresa petrolífera estatal boliviana, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB. De acordo com o contrato de compra de gás celebrado pela Petrobras, a Petrobras está obrigada a adquirir da YPFB, em base take-or-pay, determinadas quantidades de gás natural a serem transportadas pelo Gasoduto por um período de 20 anos. A Petrobras também investe em outros grandes projetos de gás natural no Brasil: Cabiúnas, Malha Sudeste, Malha Nordeste, gasoduto Urucu-Manaus e gasoduto Sudeste-Nordeste (GASENE). O Projeto Cabiúnas compreende unidades de processamento e transporte de gás natural produzido nos campos de petróleo em alto-mar da Bacia de Campos, no Estado do Rio de Janeiro, que inclui a construção de uma instalação submarina para armazenamento de gás natural em épocas de queda de consumo. A Petrobras estima que o projeto estará em plena operação no segundo semestre de 2005 e que aumentará a capacidade de transporte da Petrobras dos atuais 8,2 Mmcmd para um total de 13,5 Mmcmd de gás associado, bem como reduzirá os

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volumes de gás natural atualmente queimados em plataformas em alto-mar, além de diminuir as limitações existentes na produção de petróleo nessas plataformas. Em 2004, o volume médio diário de gás natural queimado nas plataformas de alto-mar da Bacia de Campos foi de 2,5 Mmcmd. A Malha Sudeste e a Malha Nordeste estão sendo atualmente desenvolvidas em conjunto com investidores privados (Projeto Malhas). Esses projetos irão aumentar a capacidade de transporte, integrando novos mercados de gás natural nas regiões nordeste e sudeste do País. Esse projeto envolve a construção de aproximadamente 1.423 km de gasodutos com início das operações previsto para o ano de 2007 e custos estimados em cerca de US$1 bilhão. A Petrobras está negociando um investimento adicional de US$900 milhões para esta rede de gasodutos. A Petrobras está negociando um financiamento de longo prazo para um projeto que visa a levar gás natural ao Estado de Amazonas, na Região Norte do Brasil (Gasoduto Urucu-Manaus). Outro financiamento de longo prazo está sendo negociado com relação ao Gasoduto Sudeste-Nordeste (GASENE). Este gasoduto, com uma extensão de 1.280 km, ligará as malhas das regiões Sudeste e Nordeste do Brasil e permitirá a interconexão da Rede Básica de Transporte de Gás Natural. Este gasoduto ligará locais de produção com locais de demanda de gás natural e aumentará a segurança na disponibilidade de toda a malha de gasodutos existentes. Companhias Locais de Distribuição De acordo com a legislação brasileira cada Estado detém monopólio sobre os direitos de distribuição de gás natural em seu respectivo território, de forma que a Petrobras vende gás natural no Brasil, principalmente, para empresas locais de distribuição de gás. Muitos Estados constituíram sociedades para atuar como distribuidoras locais de gás natural, das quais venderam participações minoritárias. A Petrobras investiu substancialmente em empresas locais de distribuição de gás natural, detendo participações minoritárias em 19 dessas empresas de um total de 26 companhias existentes, das quais 14 já se encontram em operação. Essas companhias possuem uma rede de gasodutos com extensão total de 2.900 km. No ano de 2004, essas distribuidoras locais de gás natural venderam em média 585,7 milhões de pés cúbicos de gás natural por dia (16,4 milhões de metros cúbicos) e geraram receitas operacionais líquidas de R$2,6 bilhões, em comparação com R$2,4 bilhões no ano de 2003. A Petrobras investiu em distribuidoras de gás natural por intermédio da BR até março de 2002, sendo subseqüentemente vendidos para outra subsidiária, a Petrobras Gás S.A. – Gaspetro. No Estado do Espírito Santo, a Petrobras possui direitos exclusivos de distribuição de gás natural por meio da BR. Em dezembro de 2004, a Gaspetro adquiriu uma participação de 40% da Cemig no capital da Gasmig, a companhia distribuidora de gás natural no Estado de Minas Gerais, pelo montante de R$154 milhões. Em conexão com esta aquisição, a Petrobras assumiu a obrigação de construir gasodutos a serem financiados pela Cemig. No ano de 2004, a Gaspetro também aumentou sua participação na CEG-Rio, a companhia distribuidora de gás natural no Estado do Rio de Janeiro, por meio da aquisição de 9,86% de suas ações ordinárias e 13,68% de suas ações preferenciais de emissão da GÁS NATURAL SGD pelo montante de R$46,8 milhões. A Gaspetro agora possui 26,2% das ações ordinárias e 43,4% das ações preferenciais da CEG-Rio. A Petrobras tem a função de operadora técnica e comercial nas empresas de distribuição de gás natural das quais participa minoritariamente. Todas as empresas distribuidoras de gás natural em operação nas quais a Petrobras detém participações celebraram contratos de longo prazo para fornecimento de gás natural com a Petrobras por meio dos quais estas empresas possuem compromissos de compra de gás natural (no caso dos contratos que envolvem gás brasileiro) ou compromissos de compra de gás natural e ship-or-pay (no caso dos contratos que envolvem gás boliviano ou usinas termelétricas). Estes contratos de transporte ship-or-pay e de fornecimento take-or-pay não permitem compensações quer pelo vendedor quer pelo comprador e não existem mecanismos de mercado para realizar compensações.

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A tabela a seguir apresenta as vendas de gás natural pela Petrobras, no mercado nacional, às empresas distribuidoras de gás natural (afiliadas ou não) em cada um dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002:

VENDAS DE GÁS NO MERCADO NACIONAL PARA EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2004 2003 2002 Total de Vendas (em Mmcmd) 1.164 978 862

Crescimento anual de vendas 19,0% 13,4% 20,3%

Compromissos e Contratos de venda Contratos de Fornecimento de Gás. De acordo com o contrato celebrado com a YPFB para compra de gás natural, a Petrobras assumiu a obrigação de adquirir volumes mínimos de gás boliviano estabelecidos de acordo com uma fórmula de preço baseada na variação dos preços do óleo combustível. Em decorrências destes compromissos, a Petrobras comprou e pagou aproximadamente US$638 milhões no ano de 2004, US$452 milhões no ano de 2003 e US$260 milhões no ano de 2002. Durante os anos de 2002 e 2003, a Petrobras adquiriu menos gás do que os volumes mínimos contratados com YPFB e, portanto, foi obrigada a pagar US$29 milhões e US$52 milhões, respectivamente. A tabela a seguir apresenta os volumes mínimos que a Petrobras está obrigada a adquirir nos termos desse contrato em conjunto com uma estimativa de quanto a Petrobras é obrigada a pagar por tais volumes mínimos:

COMPROMISSOS DE COMPRA DE GÁS NATURAL 2005 2006 2007 2008 2009

Obrigação de volume (Mmcmpd) 24 24 24 24 24

Obrigação de volume (Mmcfd) 850 850 850 850 850

Pagamentos Estimados (em US$ milhões) (1) 716 716 716 716 716 (1) Valores calculados com base no preço atual estabelecido no contrato projetado para o futuro. O preço pode ser ajustado

no futuro e os valores reais podem variar.

Em conexão com o contrato de compra de gás acima, a Petrobras celebrou um contrato com um produtor de gás a fim de reduzir a volatilidade de preços no contrato de compra de gás, eficaz a partir de outubro de 2002 até o ano de 2019 – o Contrato de Redução de Volatilidade de Preços ou CRVP. O volume coberto pelo CRVP representa aproximadamente 43% do volume antecipado nos termos do contrato de compra de gás. Compromissos ship-or-pay. Para dar suporte ao financiamento do Gasoduto Bolívia-Brasil, cuja parcela referente à TBG encontra-se consolidada em seu balanço patrimonial, a Petrobras assumiu obrigações de ship-or-pay, para o transporte de gás pelo Gasoduto Bolívia-Brasil, com a GTB e a TBG, empresas proprietárias dos segmentos e responsáveis pela operação dos segmentos boliviano e brasileiro do gasoduto. Os volumes das obrigações de ship-or-pay da Petrobras são estruturados de forma a serem compatíveis com as compromissos de compra de gás natural assumidas pela Petrobras, com relação aos contratos de compra de gás junto ao YPFB. A capacidade total de 1.060 Mmscfd (30 Mmcmd) também inclui uma opção de capacidade de transporte (OCT) de 212 Mmscfd (6 Mmcmd), válida pelo prazo de 40 anos. Essa opção de capacidade de transporte foi concedida à Petrobras em contraprestação ao seu compromisso de

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investimento de aproximadamente US$379 milhões no gasoduto Bolívia-Brasil. O custo estimado total do projeto era de US$1,9 bilhões. Em 2004, 2003 e 2002, a Petrobras realizou pagamentos nos valores totais aproximados de US$488 milhões, US$443 milhões e US$253 milhões, respectivamente. Destes valores, aproximadamente US$260 milhões, US$246 milhões e US$205 milhões correspondem, respectivamente, a pagamentos feitos à TBG pelo transporte de gás natural. A tabela a seguir apresenta os volumes mínimos em relação aos quais a Petrobras se obrigou a transportar, bem como uma estimativa dos montantes equivalentes às obrigações assumidas pela Petrobras (assumindo-se determinadas alterações no U.S. Consumer Price Index – CPI).

COMPROMISSOS DE SHIP-OR-PAY DE GÁS NATURAL

2005 2006 2007 2008 2009

Obrigação de volume (Mmcmpd) 29,43 29,43 29,43 29,43 29,43

Obrigação de volume (Mmcfd) 1.006 1.006 1.006 1.006 1.006

Pagamentos Estimados (em US$ milhões) 650 650 650 650 650 (1) O preço é baseado em uma tarifa fixa, corrigida com base em variações assumidas do U.S. CPI. OS valores efetivos podem

variar.

Adicionalmente, a Petrobras Energia S.A., ou PESA, tem um compromisso de ship-or-pay de 15 anos de 80.000 barris diários no oleoduto OCP (Oleoduto de Crudos Pesados) no Equador. A estimativa dos pagamentos em relação a este compromisso é de US$304 milhões pelos próximos cinco anos e US$863 milhões ao longo de todo o prazo contratual. Em janeiro de 2005, PESA assinou um contrato provisório de venda com a companhia japonesa Teikoku Oil Co., o qual está sujeito à aprovação final do Ministério de Energia do Equador. Uma vez aprovado, a PESA transferirá 40% de seus direitos e participações nos Blocos 18 e 31 e os direitos e participações correspondentes no OCP para a Teikoku Oil Co. Vide “Internacional – Atividades no Equador.” Contratos de venda de gás natural. Em vista destas obrigações de compra de gás natural e ship-or-pay, a Petrobras celebrou contratos de venda com obrigações firmes de take-or-pay e ship-or-pay para venda de gás natural nacional e internacional a empresas locais de distribuição de gás e a usinas termelétricas, muitas das quais são operadas pela Petrobras e nas quais a Petrobras detém participações minoritárias. Os contratos celebrados com as usinas termelétricas são realizados por meio de contratos com as empresas locais de distribuição que por sua vez celebram acordos back to back com as usinas termelétricas, e uma parcela dos pagamentos é via de regra garantida à Petrobras pelas controladoras das usinas termelétricas ou por garantias financeiras. As vendas totais de gás natural, incluindo vendas a termoelétricas, foram de US$1.876 milhões em 2004, US$1.580 milhões em 2003 e US$952 milhões em 2002.

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A tabela a seguir apresenta os compromissos das distribuidoras e usinas termelétricas de comprar gás natural da Petrobras, iniciando em 2005 em diante, bem como uma estimativa dos montantes equivalentes a estas obrigações.

CONTRATOS DE VENDA DE GÁS NATURAL (1)

(em Mmcmd) 2005 2006 2007 2008 2009

Companhias Locais de Distribuição de Gás

Coligadas(2) 566 623 706 777 840

Não-coligadas 591 643 713 778 843

Usinas Termelétricas

Coligadas(2) (4) 211 230 266 338 341

Não-coligadas 88 74 81 88 97

Total 1.456 1.570 1.766 1.981 2.121

Estimativas de Pagamentos de Contratos

(em milhões de US$) (3) 1.717 1.851 2.082 2.336 2.501

(1) Inclui gás natural nacional e importado. Indica os compromissos de compra de gás natural e de ship-or-pay, e não de vendas máximas.

(2) Para os fins desta tabela, “coligadas” inclui todas as companhias locais de distribuição de gás natural e usinas termelétricas nas quais a Petrobras tenha participações e “não coligadas” refere-se àquelas em que a Petrobras não possui participação.

(3) Os valores foram calculados com base nos recebimentos faturados e que são indexados em relação à variação do preço do óleo combustível convertido em dólares norte-americanos baseados em uma taxa de R$3,0147 – US$1,00. Os preços podem ser ajustados no futuro e os valores efetivos podem variar.

(4) Os volumes das usinas termelétricas coligadas que são baseados no consumo projetado de gás, o qual é menor do que a venda integral pelo preço contratual.

Preço. Em 1º de junho de 2001, o Governo Federal introduziu um novo mecanismo permitindo a utilização de um componente de indexação à variação do dólar norte-americano para a fixação do preço do gás natural e o repasse dessa variação às usinas termelétricas a cada período de 12 meses, conforme estabelecido na Portaria nº 176 (editada conjuntamente pelos Ministérios das Minas e Energia e pelo Ministério da Fazenda), a qual foi atualizada pela Portaria nº234 emitida em 22 de julho de 2002. Vide Seção “Informações sobre a Petrobras – Visão Geral do Setor de Petróleo e Gás – Regulamentação dos Preços – Gás Natural”. A Petrobras acredita que este mecanismo permitirá a venda de gás natural às usinas termelétricas que anteriormente não compravam gás natural da Petrobras pelo fato da regulamentação então vigente impor-lhes a obrigação de arcar com um risco de variação cambial pelo período de um ano. De acordo com o novo mecanismo, o impacto da variação cambial reflete no preço do gás anualmente, enquanto a Petrobras será remunerada de acordo com as taxas de juros de mercado por qualquer atraso nos reajustes de preços. Renegociação do Contrato de Fornecimento de Gás Os investimentos da Petrobras no Gasoduto Bolívia-Brasil foram resultado de um contrato de fornecimento de gás natural, assinado em 1996, para compra de gás natural da companhia boliviana sob controle estatal Yacimentos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB. O contrato de fornecimento de gás obriga a Petrobras a comprar da YPFB determinadas quantidades de gás natural transportadas através do gasoduto ao longo de 20 anos. Desde novembro de 2002, a Petrobras ou o Governo Federal em nome da Petrobras, tem tentado renegociar os termos do contrato de fornecimento de gás com a YPFB a fim de obter uma redução no volume e no preço do gás natural que a Petrobras é obrigada a comprar pelo contrato. A renegociação foi suspensa em decorrência da instabilidade política na Bolívia. Não é possível prever se essa

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renegociação será retomada no futuro. Vide Seção “Introdução – Fatores de Risco – Fatores de Risco Relacionados às Operações da Petrobras – A Petrobras está sujeita a riscos substanciais com relação a suas operações internacionais, especialmente na América Latina e no Oriente Médio.” Incentivos a Companhias de Distribuição. A fim de acelerar a expansão do mercado de gás natural no Brasil, aumentar o consumo e reduzir a exposição financeiras em seus compromissos de ship-or-pay, a Petrobras anunciou em dezembro de 2003 um programa de descontos para companhias distribuidoras de gás natural em certas regiões do Brasil. As distribuidoras no Estados de São Paulo, Minas Gerais, Paraná, Santa Catarina, Rio Grande do Sul e Mato Grosso do Sul pagarão um preço com desconto para volumes comprados além dos montantes contratados, sendo estabelecido ainda um preço máximo. Se os valores efetivamente vendidos excedessem em 40% os valores contratados, a Petrobras reduziria o preço base de acordo com uma tabela progressiva. Em decorrência de mudanças no mercado de energia elétrica e da variação dos preços do petróleo, o programa foi terminado, exceto com relação ao preço máximo. Energia Em 16 de abril de 2002, o Congresso Nacional aprovou a Medida Provisória nº 14, que permitiu à Petrobras incluir em seu objeto social “atividades ligadas à energia”. Com o advento da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, a Petrobras pôde incluir em seu objeto social “atividades associadas à energia”. Conseqüentemente, a Petrobras alterou seu Estatuto Social em junho de 2002, incorporando as atividades associadas à energia a seu objeto social. Ademais, a Petrobras constituiu uma nova subsidiária, a Petrobras Energia Ltda., destinada a negociar compras e vendas de eletricidade. O Brasil possui, atualmente, capacidade de geração de energia instalada de aproximadamente 80.000 MW. Mais de 97% desta capacidade é interligada, formando um único sistema integrado, sendo que cerca de 86% da eletricidade fornecida a este sistema é proveniente de fontes hidroelétricas. O consumo anual de eletricidade cresceu à taxa anual de 4,5% durante a década de 1990. Em conseqüência do rápido crescimento da demanda por eletricidade, combinado com os limitados investimentos no setor nas duas últimas décadas e à grande dependência em relação à energia hidrelétrica (e conseqüente vulnerabilidade a secas prolongadas), a Petrobras acredita que o desenvolvimento substancial de capacidade de geração de energia adicional no Brasil poderá ser lucrativo. Reconhecendo a necessidade de capacidade de geração de energia adicional de fontes não-hidrelétricas e de forma a promover o desenvolvimento de usinas termelétricas, O Governo Federal estabeleceu o Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT. Histórico do PPT O PPT, conforme originalmente idealizado em fevereiro de 2000, priorizava o desenvolvimento de 49 novas usinas termelétricas destinadas a atender a crescente demanda de eletricidade no Brasil. Estas usinas termelétricas do PPT representariam um aumento de aproximadamente 17.000 MW na capacidade de geração de energia até 2003. Apesar dos diversos incentivos introduzidos pelo Governo Federal visando promover o PPT, o progresso das usinas termelétricas que estão sendo desenvolvidas tem sido lento. Os empreendedores enfrentam inúmeras dificuldades, inclusive impossibilidade de repassar custos financeiros e operacionais em dólares norte-americanos subseqüentemente à desvalorização, e a relutância de muitas distribuidoras de energia em assinar contratos de compra de energia em razão de contratos de fornecimento existentes e de uma diminuição da demanda por energia termelétrica, resultante de um excesso de oferta no setor de energia hidrelétrica. Em vista dessas dificuldades, o Governo Federal revisou o PPT, e reduziu o programa para 39 projetos representando uma capacidade planejada de 13.500 MW, de capacidade adicional. De forma coerente com sua estratégia neste segmento, a Petrobras decidiu participar do PPT como acionista minoritário, offtaker ou ambos, em várias usinas termelétricas de importância estratégica. Inicialmente, a Petrobras planejava participar de 26 projetos do PPT, com capacidade total de aproximadamente 10.500 MW, dos quais 4.500 MW correspondem aos seus compromissos de compra à época.

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Situação atual do PPT Devido ao baixo índice pluviométrico de 2000 e 2001 no Brasil e à subseqüente falta de energia hidrelétrica para atender à demanda brasileira, o governo brasileiro implementou um programa de racionamento desde o início de junho de 2001 até o final de fevereiro de 2002. Isso criou uma redução permanente da demanda de aproximadamente 7%, segundo estimativas recentes do governo brasileiro, resultado do uso mais racional da eletricidade alcançado durante o período. Ademais, desde o final do programa de racionamento, pesadas chuvas encheram os principais reservatórios do País. Em conseqüência, no curto prazo, a capacidade hidroelétrica existente é suficiente para atender as necessidades de energia do País. A combinação de condições hidrológicas excepcionais e da redução da demanda limitou, no curto prazo, o preço e o volume pelo qual a Petrobras pode vender eletricidade proveniente de usinas termelétricas. Novo Modelo Regulatório Um novo modelo regulatório para o setor de energia foi introduzido em 16 de março de 2004, através da Lei do Novo Modelo do Setor de Energia. Nos termos do novo modelo, a energia pode ser vendida por meio de contratos livres ou regulados. A energia vendida por meio de contratos regulados deve ser adquirida em leilões públicos e a energia vendida por meio do mercado livre é negociada livremente através de contratos bilaterais. O novo modelo regulatório também cria incentivos para o investimento na geração de energia. O primeiro leilão de energia para usinas existentes ocorreu em dezembro de 2004. O primeiro leilão para energia de novas usinas ocorrerá em 2005. A Petrobras poderá participar deste leilão para vender energia de suas termoelétricas com a intenção de assegurar contratos de longo prazo com preços capazes de prover um retorno adequado. Os efeitos do novo modelo regulatório nas operações da Petrobras ainda são incertos, uma vez que a maior parte das alterações introduzidas pela nova lei ainda precisam ser testadas. Situação dos investimentos da Petrobras A Petrobras acredita que sua participação na construção e desenvolvimento de usinas termelétricas trará benefícios estratégicos em seus negócios por várias razões:

• a participação da Petrobras no setor energético ajuda a criar um mercado para o gás natural disponível por conta de seus investimentos no segmento de gás natural, tais como a construção do gasoduto Bolívia-Brasil e o desenvolvimento de reservas na Bolívia;

• a Petrobras tem capacidade de construir usinas de co-geração dentro de suas refinarias e de

outras instalações, que lhe proporcionam fonte confiável e barata de eletricidade para utilização em suas próprias refinarias; e

• essas usinas de co-geração também produzem vapor para uso pelas refinarias da Petrobras e

pelos projetos de recuperação de petróleo em terra. A produção e consumo de vapor reduzem os custos globais de geração de eletricidade, tornando este custo de eletricidade competitivo em relação a outros tipos de geração termelétrica, bem como novos desenvolvimentos hidroelétricos.

Apesar do Plano Estratégico da Petrobras demandar um aumento na capacidade, os planos atuais da Petrobras dependerão na verdade do nível de demanda por eletricidade em geral e no sucesso dos esforços da Petrobras na comercialização de energia.

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Seguindo esta estratégia, em 29 de abril de 2005, a Petrobras adquiriu a Sociedade Fluminense de Energia – SFE, a proprietária da usina termoelétrica Eletrobolt, uma usina com capacidade de 388 MW localizada na cidade de Seropédica, Estado do Rio de Janeiro. A Petrobras adquiriu-a de um grupo de bancos pelo montante de US$65 milhões. A Petrobras também celebrou um contrato preliminar em 24 de março de 2005 para a aquisição da termoelétrica Termoceará da companhia MPX, pelo montante de US$137 milhões (incluindo a liquidação das dívidas). A Petrobras e a MPX firmaram um contrato definitivo para aquisição da Termoceará em 24 de junho de 2005. O pagamento subdividiu-se em duas partes: (a) amortização dos financiamentos da Termoceará no valor de R$140,6 milhões, e (b) aquisição das quotas no valor de US$81 milhões. A Petrobras é também detentora de 100% da TermoRio S.A., uma produtora independente de energia ainda em construção. A Petrobras inicialmente possuía 50% das ações da TermoRio, sendo os outros 50% detidos pela NRG. Em abril de 2002, a NRG exerceu um direito de opção para que a Petrobras comprasse suas ações e créditos da TermoRio. A opção de venda foi objeto de um procedimento de arbitragem, o qual terminou em fevereiro de 2005 e determinou que a Petrobras comprasse a participação da NRG na TermoRio pelo valor de aproximadamente US$83 milhões. A principal razão para a aquisição dessas termoelétricas é a redução da exposição financeira da Petrobras com relação a tais usinas termoelétricas merchant. Vide a Seção “Exposição Financeira.” Exposição Financeira Com o fim de incentivar o desenvolvimento de algumas das usinas termelétricas das quais participa do capital social ou às quais a Petrobras vende gás natural, a Petrobras firmou contratos para prestação de suporte econômico. Suas obrigações nos termos destes contratos são estruturadas como:

• pagamentos contingentes de capacidade, no caso das usinas térmicas de comercialização, nos quais a Petrobras concorda em cobrir quaisquer insuficiências se a usina não conseguir atingir certas metas de retorno e remuneração do capital, cobrir custos operacionais e tributários; ou

• contratos de industrialização sob encomenda (tolling) por meio dos quais a Petrobras concorda em fornecer cada um dos suprimentos necessários à produção de eletricidade e operação da usina, bem como adquirir toda a eletricidade remunerando a usina termelétrica a preço que cubra a remuneração do capitall (capital e dívida).

A Petrobras celebrou contratos de industrialização sob encomenda com usinas termelétricas nas quais detém participação acionária. Seus compromissos nos termos dos contratos de comercialização e de industrialização sob encomenda são os seguintes:

COMPROMISSOS PROJETADOS DE COMPRA DE ENERGIA (1)

(MW Médios) 2005 2006 2007

Industrialização sob Encomenda NE – com entidades consolidadas 190 190 150

Industrialização sob Encomenda NE – com entidades não consolidadas 25 25 65

Total Região Nordeste 215 215 215

Industrialização sob Encomenda S/SE – com entidades consolidadas 1.680 1.680 1.680

Industrialização sob Encomenda S/SE – com entidades não consolidadas 320 320 480

Total Regiões Sul e Sudeste 2.000 2.000 2.160 (1) De acordo com estes contratos, caso a usina termelétrica passe por insuficiências de receitas, a Petrobras deverá efetuar

pagamentos de capacidade com relação às quantidades de energia mencionadas acima. Os montantes dos pagamentos podem variar em razão de diversos fatores.

A capacidade total de energia com a qual a Petrobras está atualmente comprometida, com base em compromissos de projetos em construção ou em operação, é de 3.645 MW no final de 2004, dos quais 2.215 MW decorrem de contratos firmes de industrialização sob encomenda, e 1.430 MW de pagamentos contingentes de capacidade.

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A Petrobras espera que a energia que adquire de acordo com estes contratos seja parcialmente consumida em suas instalações, cuja estimativa de consumo é de aproximadamente 300 MW por ano, igualmente alocados nas regiões nordeste, sul/sudeste do Brasil e nos contratos de venda firme de energia a outros distribuidores e consumidores industriais. Atualmente, a Petrobras não pretende celebrar novos contratos de industrialização sob encomenda relativos às futuras usinas termelétricas. A estratégia da Petrobras consiste em vender a totalidade de energia sobre a qual possui compromissos de compra por meio de PPAs (Power Purchase Agreements) de médio prazo e longo prazo. Devido ao atual nível de preços, a Petrobras já negociou certos contratos de curto prazo. Em 1º de abril de 2005, os PPAs incluíram compromissos de compra, totalizando 2.370 MW em média para 2005, 1.630 MW em média para 2006 e 1.700MW em média para 2007, incluindo os PPAs celebrados por usinas termelétricas comerciais (merchant). Com a finalidade de melhor gerenciar seus compromissos de compra de energia, a Petrobras está dando continuidade à implementação de um plano agressivo para negociar PPAs de médio e longo prazo com distribuidoras, consumidores industriais e empresas comercializadoras. A Petrobras tem compromissos relacionados às operações de energia que seriam pagáveis a terceiros. Esses compromissos contratuais incluem a compra de energia, fornecimento de gás natural e reembolso de despesas operacionais das usinas de energia termelétricas. Esses compromissos foram incorridos no âmbito do PPT. Os compromissos de energia incluem o seguinte:

• ao compromisso da Petrobras em efetuar pagamentos de capacidade (“contribuições de contingência”) às usinas termelétricas de Macaé Merchant, Eletrobolt e Termoceara, a fim de reembolsar as despesas operacionais, os impostos e os custos de oportunidade sobre o capital investido, caso as receitas das vendas de energia dessas usinas sejam insuficientes para cobrir os custos e despesas. Em 31 de dezembro de 2004, o valor máximo para essas contribuições de contingência para o ano de 2005 era de aproximadamente US$326 milhões. Com a aquisição da Eletrobolt em abril de 2005, a Petrobras cancelou a obrigação de realizar contribuições de contingência para a Eletrobolt e, uma vez completa a aquisição da Termoceará, a Petrobras pretende cancelar a obrigação de realizar contribuições de contingência para a Termoceará. Em março de 2005 a Petrobras iniciou um procedimento arbitral com relação a seus compromissos para a termoelétrica Macaé Merchant. Como resultado da adoção na nova regra contábil americana FIN 46, a Petrobras consolidou os resultados dessas três usinas termoelétricas em seus resultados;

• o compromisso da Petrobras em fornecer gás natural para a produção de energia nas usinas

termoelétricas TermoRio, Termobahia, Ibiritermo, Três Lagoas, UTE Canoas e Nova Piratininga, e de comprar parte ou toda a energia produzida pela Termobahia e pela Ibiritermo em um preço que remunere o capital investido; e

• Partindo-se de uma taxa de desconto de 12% ao ano, a Petrobras estima que o valor atual

líquido de sua exposição financeira máxima a partir de seus investimentos no setor energético em 31 de dezembro de 2004, seja de aproximadamente US$855 milhões.

Em janeiro de 2003, a Companhia Paranaense de Energia – COPEL interrompeu os pagamentos contingentes de capacidade a UEG Araucaria Ltda – UEGA (produtora independente de energia que iniciou suas operações em setembro de 2002 e cuja participação é de 60% da El Paso, 20% da Copel e 20% da Petrobras). Em abril de 2003, a UEGA iniciou um processo de arbitragem junto a Corte Internacional de Arbitragem (ICC – International Court of Arbitration) para recuperar danos pelo inadimplemento da COPEL no âmbito do PPA firmado entre ambas as partes. Este processo de arbitragem está pendente. Em dezembro de 2003, os pagamentos de capacidade pendentes totalizavam cerca de US$72 milhões, se o PPA permanecesse em vigor.

168

Internacional Sumário e Estratégia Em 2004, aproximadamente 9,8% das receitas líquidas da Petrobras foram geradas no exterior. A Petrobras busca evoluir de uma empresa integrada de petróleo e gás com posição dominante no Brasil para empresa líder no setor de energia na América Latina, e com relevante participação no mercado internacional de petróleo e gás. A Petrobras pretende concentrar suas atividades externas de exploração, desenvolvimento e produção em regiões onde pode beneficiar-se de suas vantagens competitivas, como perfuração em águas profundas. A Petrobras pretende especificamente realizar atividades de perfuração na costa Oeste da África e no Golfo do México e, em terra, na América do Sul. Adicionalmente, a Petrobras está integrando suas atividades de gás natural no Brasil com as malhas de gás natural na Bolívia e na Argentina. A Petrobras também está aumentando suas operações de downstream na América do Sul, inclusive por meio da aquisição de refinarias e postos de serviço na Argentina e na Bolívia. A Petrobras possui um orçamento de US$7,1 bilhões para investimentos no período de 2006-2010, para todos os seus investimentos internacionais. As principais estratégias da Petrobras em seu segmento internacional são:

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

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

• acelerar a monetização de suas reservas de gás natural;

• expandir suas oportunidades internacionais de crescimento e diversificar o portfolio de

atividades internacionais;

• aumentar o reconhecimento e aumentar o valor da marca Petrobras fora do Brasil; e

• adicionar valor à sua produção de petróleo pesado. Os resultados internacionais da Petrobras estão refletidos no segmento “Internacional” em suas demonstrações financeiras consolidadas. Exploração e Produção A Petrobras iniciou suas atividades de exploração e produção internacionais em 1972, quando foram realizadas as primeiras descobertas em terra na Colômbia. Durante o ano de 2004, a Petrobras realizou atividades internacionais de exploração em Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Nigéria, Estados Unidos e Venezuela. Além disso, atualmente a Petrobras está realizando estudos para avaliar blocos nos quais a Petrobras detém participações em Angola, Argentina, Colômbia, México, Nigéria e Estados Unidos. As atividades de produção foram realizadas em Angola, Argentina, Bolívia, Equador, Peru, Estados Unidos e Venezuela. Em conjunto, essas atividades representaram aproximadamente 12,7% dos investimentos para exploração e produção de petróleo e gás natural. Os investimentos internacionais para exploração e produção de petróleo e gás natural foram de US$666 milhões em 2004, US$428 milhões em 2003 e US$224 milhões em 2002.

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A tabela a seguir descreve a alocação desses investimentos para os anos de 2004, 2003 e 2002.

DISTRIBUIÇÃO DAS ATIVIDADES INTERNACIONAIS DE EXPLORAÇÃO

(em %) 2004 2003 2002

Argentina .................................................... 3,1 5,6 3,7

Bolívia......................................................... 0,2 0,7 12,6

Colômbia .................................................... 3,5 4,4 11,8

PEPSA(1) ..................................................... 2,4 28,7 -

América do Sul ........................................... 9,2 39,4 28,1

Costa Oeste da África ................................. 52,0 15,6 41,6

Golfo do México......................................... 36,8 42,5 24,4

Outros ......................................................... 2,0 2,5 5,9

Total 100,0 100,0 100,0

(1) Inclui Argentina, Equador e Venezuela. Desenvolvimento Nos últimos 3 anos, a Petrobras participou do desenvolvimento de vários campos no exterior. Entre eles, incluem-se: diversos campos na Argentina, concentrados nas bacias Neuquén e Austral (os mais importantes são Medanito, Puesto Hernandez, Rio Néuquen, Santa Cruz I e Santa Cuz II), três na Bolívia (San Alberto, San Antonio e Colpa Caranda), seis na Colômbia (Guando, Rio Ceiba, Yaguara, Venganza, Purificación e Revancha), dois nos Estados Unidos (GB 200 e North Coulomb), um em Angola (Tubarão), um na Nigéria (Agbami), dois no Equador (Blocos 18 e 31), um no Peru (Lote X) e quatro na Venezuela (Ortiupano-Leona, Mata, Acema e La Concepción). Em 2004, a produção líquida da Petrobras no exterior foi, em média, de 168.489 bpd de petróleo e LGNs e 94.150 boe/dia de gás natural ao custo médio de extração de petróleo de US$2,60 por barril. A tabela a seguir descreve a alocação dessas atividades internacionais de desenvolvimento para os anos de 2004, 2003 e 2002.

ALOCAÇÃO DAS ATIVIDADES INTERNACIONAIS DE DESENVOLVIMENTO

(em %) 2004 2003 2002

Argentina.......................................................... 41,9 62,2 7,1

Peru................................................................... 10,9 - -

Equador............................................................ 7,4 - -

Bolívia............................................................... 1,5 7,1 45,8

Colômbia........................................................... 6,8 14,3 21,1

Venezuela.......................................................... 28,4 - -

América do Sul................................................. 96,9 83,8 74,0

Costa Oeste da África....................................... 1,4 14,7 23,1

Golfo do México............................................... 1,7 1,5 2,9

Total 100,0 100,0 100,0

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Atividades na Argentina Com a aquisição pela Petrobras de 58,6% da PEPSA (antes Perez Companc), a qual possuía 98,2% da PESA (antes PECOM Energía S.A.), em 2002, a Petrobras reforçou sua posição como líder em exploração e produção na América do Sul, especialmente na Argentina, na qual a Petrobras já realizava atividades. Em 31 de dezembro de 2004, as Reservas Provadas de petróleo bruto e gás natural na Argentina eram de aproximadamente 393 milhões de barris de óleo equivalente, aproximadamente 59% das quais eram Reservas Provadas desenvolvidas e aproximadamente 41% eram Reservas Provadas não desenvolvidas. Em 2004, a Petrobras perfurou três poços exploratórios na Argentina, os quais resultaram na descoberta de dois campos na Bacia Austral: Puesto Olivério e Estación Água Fresca. A produção da PESA na Argentina está concentrada nas Bacias Neuquén e Austral. A PESA possui 579 mil acres líquidos sob concessões para produção na Bacia de Neuquén e 2.632 mil acres líquidos sob concessões para produção na Bacia Austral. A área bruta sob concessão na Argentina era de 4.027 mil acres (3.211 mil acres líquidos), sendo que a PESA possui 2.536 campos produtivos brutos (1.498 líquidos). Para o exercício terminado em 31 de dezembro de 2004, a produção média de petróleo bruto e gás natural na Argentina foi de 114.5 mil boe/dia. No segmento de downstream a Petrobras possui uma capacidade de refino de 69 mil barris por dia, distribuídos em duas refinarias que operam com 91% de sua capacidade. A Petrobras possui também 28,5% de participação na Refinaria Del Norte. A Petrobras também participa do setor argentino de venda varejista, onde possui 727 postos de serviço, os quais operam sob a bandeira da Petrobras (330 postos), Eg3 (337 postos) e San Lorenzo (60 postos). A Petrobras também participa, através da PESA, nas atividades petroquímicas, possuindo três centrais de produção na Argentina, Puerto General San Martin, Zarate e Campana, e 40% de participação na Petroquímica Cuyo. A PESA também possui uma central petroquímica no Brasil, a INNOVA. A Petrobras possui 34% de participação no projeto MEGA (num investimento total de US$728 milhões), uma joint venture entre a Petrobras, Repsol-YPF e Dow Chemical para fracionar líquidos de gás natural. O projeto consiste em uma central de processamento de gás natural em Loma La Plata (província de Neuquén), um gasoduto de 600km de extensão e uma central de separação, um porto, instalações de armazenagem e tratamento de efluentes em Bahia Blanca (província de Buenos Aires). A Petrobras é obrigada, nos termos de um contrato de off-take, a adquirir volumes mínimos de GLP e gasolina, se entregues, em preços de mercado. A despeito do projeto MEGA ter terminado suas obras e atingido ou excedido os testes de desempenho estabelecidos para a liberação das garantias dadas pelos patrocinadores, os credores afirmaram que outras condições necessárias para a liberação das garantias não foram atingidas. Os patrocinadores concordaram, em dezembro de 2003, em estender suas garantias até 31 de dezembro de 2005 e em conferir aos credores a opção de venda de suas notas MEGA aos patrocinadores imediatamente antes do término das garantias. Adicionalmente, os patrocinadores conferiram aos titulares de notas MEGA com taxas fixas a exercer a opção de venda imediatamente. Em troca, os patrocinadores receberam uma opção de compra das notas MEGA. Em 15 de janeiro de 2004, todos os titulares de notas MEGA com taxas fixas exerceram sua opção de venda. Como resultado, a Petrobras adquiriu sua parcela das notas MEGA com taxas fixas (US$58 milhões). Em dezembro de 2004, a Petrobras exerceu sua opção de compra de sua parcela das notas MEGA com taxas flutuantes (US$54 milhões), nas mesmas condições que os demais acionistas. Ainda, em dezembro de 2004, a MEGA pagou antecipadamente todas as notas de taxas flutuantes para os titulares das notas, cancelando-as. As notas MEGA com taxas fixas remanescentes são detidas por seus próprios acionistas. Em dezembro de 2004, os acionistas alteraram diversas obrigações presentes na escritura de emissão da notas que restringiam certas operações financeiras pela MEGA.

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Com relação ao setor de Gás e Energia, a Petrobras participa, através da PESA, como acionista da TGS, que possui um gasoduto com 7.400km de extensão e capacidade de transporte de 62 Mmcmd e uma usina de processamento de gás natural localizada em Bahía Blanca, com capacidade de processamento de 42 milhões Mmcmd. A Petrobras, através da PESA, participa de toda a cadeia de produção do setor elétrico argentino. Ela é responsável por 6,5% da geração de energia da Argentina através de participações em três usinas de geração – duas hidroelétricas (Piedra Del Águila e Pichi Picún Leufú) e uma termoelétrica (Genelba). A PESA também participa da Transener, a maior companhia de transmissão de energia da Argentina, que possui 95% da rede de alta tensão deste País. A PESA também mantém importante presença na região central de Buenos Aires, numa área com mais de 2,1 milhões de clientes, por meio da Edesur, a maior companhia de distribuição de energia da Argentina em volume. Em 21 de janeiro de 2005, uma assembléia geral extraordinária de PESA, EG3 S/A ou EG3, Petrobras Argentina S/A, ou PAR, e Petrolera Santa Fé SRL, ou PSF, aprovou a fusão das três últimas companhias com a PESA. A PESA foi a entidade remanescente. Antes da fusão, através de sua subsidiária PPSL, a Petrobras detinha 99,6% do capital da EG3 e 100% do capital da PAR e da PSF. Nos termos da fusão, a PPSL recebeu 230.194.137 novas ações classe B da PESA, representando 22,8% do capital social da PESA. Como resultado, a participação da PEPSA na PESA reduziu-se para 75,8%. Considerando a participação da Petrobras de 58,62% na PEPSA, a Petrobras agora detém, indiretamente, 67,2% de participação da PESA. A EG3 tinha como principais atividades o refino e o processamento de petróleo e derivados e a distribuição e revenda de combustíveis líquidos e gasosos e lubrificantes por meio de postos de serviços e distribuidora varejista de combustível. A EG3 tinha uma refinaria situada em Bahía Blanca, Buenos Aires, com uma capacidade de refino de aproximadamente de 31.000 barris por dia. A EG3 possuía ainda uma vasta rede de postos de abastecimento de gás (aproximadamente de 621) na Argentina, os quais operavam sob a marca da Petrobras e EG3. A PAR tinha como principal atividade a produção de petróleo e gás natural. A PAR era concessionária de uma área de produção na Bacia Noroeste, com uma produção aproximada de 7.000 boe por dia e Reservas Provadas de 17 milhões boe em 31 de dezembro de 2004. A PSF também atuava na produção de petróleo e gás natural. A PSF era concessionária de cinco campos, situados nas Bacias de Neuquén, San Jorge e Cuyana. Os campos possuíam um volume de produção total de aproximadamente 12.000 boe por dia e Reservas Provadas de 78 milhões boe em 31 de dezembro de 2004. Durante o ano de 2005, a PESA pré-pagou todo o principal pendente de certos títulos classe K e classe M emitidas no âmbito de seu Programa Global de Títulos num valor total de US$365 milhões. Nos termos dessas classes de títulos, a PESA estava sujeita ao cumprimento de determinas obrigações que restringiam o pagamento de dividendos e a realização de investimentos. Como resultado deste pré-pagamento, tais restrições deixaram de existir. A PESA também pré-pagou o principal pendente de títulos de médio prazo classe C, no valor de US$63 milhões. Atividades na Bolívia Em janeiro de 2001, a Petrobras inaugurou seu primeiro campo de produção de gás natural na Bolívia, no Campo de Sábalo. Em 31 de dezembro de 2004, as Reservas Provadas de petróleo bruto e gás natural da Petrobras na Bolívia eram de aproximadamente 336 milhões boe, as quais são integralmente Reservas Provadas desenvolvidas. Aproximadamente 89% das Reservas Provadas desenvolvidas da Petrobras na Bolívia são de gás natural. A Petrobras não perfurou nenhum novo poço exploratório na Bolívia no ano de 2004.

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A Petrobras possui uma participação de 35% nos campos de gás de San Alberto e San Antonio (os outros participantes são a Empresa Petrolera Andina (50%) e a Total Bolívia (15%)). Para o exercício terminado em 31 de dezembro de 2004, a produção de petróleo bruto e gás natural na Bolívia atingiu a média de 45,5 mil boe por dia. A Petrobras detém 44,5% das ações da Transierra S.A., a proprietária e operadora do gasoduto Yacuiba-Rio Grande (GASYRG), um gasoduto que conecta campos produtores de gás no sul da Bolívia ao gasoduto Bolívia-Brasil. O gasoduto possui uma capacidade atual de transporte de 17Mmcmd, mas a instalação de outra estação de compressão aumentará sua capacidade para 23Mmcmd. Os investimentos da Petrobras neste projeto ultrapassaram US$375 milhões. A Petrobras também proveu todo o capital para o gasoduto San Marcos, que transporta gás natural da cidade de Puerto Suárez (Bolívia) até a fronteira com o Brasil. A Petrobras adquiriu uma participação em uma planta de compressão de gás natural, localizada em Rio Grande, na Bolívia, que tem uma capacidade de comprimir até 1.546 milhões de pés cúbicos por dia. A Petrobras possui uma participação de 100% na Empresa Boliviana de Refino (EBR). A EBR é proprietária de duas refinarias na Bolívia, localizadas em Cochabamba e Santa Cruz de la Sierra, com uma capacidade de refino máxima estimada de 60.000 barris de petróleo bruto por dia. A EBR detém uma participação integral da Empresa Boliviana de Distribuición (EBD), uma empresa com uma rede de 103 postos de gasolina. Atividades na Venezuela Os direitos de exploração e produção da PESA na Venezuela derivam de contratos de serviços. Em 1994, Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) outorgou-a o primeiro contrato, para o campo de Oritupano-Leona. Em 31 de dezembro de 2004, as Reservas Provadas de petróleo bruto e gás natural da PESA na Venezuela eram de aproximadamente 281 milhões boe, dos quais 45,7% eram de Reservas Provadas desenvolvidas e 54,3% de Reservas Provadas não desenvolvidas. Em dezembro de 2004, a PESA tinha quatro campos em produção na Venezuela. A área bruta sobre a qual a PESA possuía direitos de exploração e produção na Venezuela era de 585 mil acres (379 mil acres líquidos) e PESA tinha 667 poços de produção brutos (430 líquidos). Em 31 de dezembro de 2004, a produção de petróleo bruto e gás natural da PESA na Venezuela atingiu a média de 51,3 mil boe por dia. Atividades no Equador No Equador, a PESA opera os Blocos 18 e 31. Em 31 de dezembro de 2004, PESA possuía uma participação de 70% no Bloco 18 e de 100% no Bloco 31. O Bloco 18 situa-se na Bacia Oriente e possui reservas potenciais de petróleo bruto leve com de 28° a 33° API. A concessão para atividades de produção no Bloco 18 tem um prazo de duração de 20 anos a partir de outubro de 2002. Ao término deste prazo, a lei de hidrocarbonetos equatoriana permite a extensão por um prazo adicional de cinco anos. A produção do Bloco 18 representou 3,8% da produção média total da PESA em boe em 2004. O Bloco 18 possui sete poços produtivos, sendo um deles localizado no campo de Pata e outros seis no campo de Palo Azul. Adicionalmente, a área possui instalações de produção com capacidade de processar até 20.000 barris de petróleo bruto por dia. Em 2004, a PESA iniciou a expansão das instalações de produção e a construção de um oleoduto com vistas a aumentar a produção para cerca de 50.000 barris por dia no fim do primeiro semestre de 2005. A construção do oleoduto iniciou-se em conexão com o oleoduto definitivo para transporte da produção do bloco.

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O Bloco 31 situa-se em uma área ambientalmente muito sensível da floresta amazônica, na parte central da fronteira oriental da parte superior da Bacia Amazônica e cobre uma área de 494 mil acres líquidos. Nos termos do contrato de parceria do bloco entre a Petroecuador e a PESA, a Petroecuador pode retirar entre 15% e 17% da produção de petróleo bruto do campo, variando conforme a produção diária e a densidade do petróleo produzido. A PESA conduziu uma extenso programa exploratório no Bloco 31, incluindo a perfuração de quatro poços exploratórios, os quais levaram à descoberta dos campos de Apaika/Nenke, Obe e Minta. Investimentos significativos são necessários para o desenvolvimento. Alterações no plano de investimentos da PESA em decorrência da crise Argentina levaram a uma redefinição dos valores e do cronograma do plano de investimento original. Em agosto de 2004, o Ministro de Energia do Equador aprovou o estudo de impacto ambiental, completando-se assim todos os requisitos para a aprovação de um plano de desenvolvimento com um período de produção de 20 anos. Nos primeiros três anos, o plano contempla investimentos da ordem de US$75 milhões, e uma obrigação de prover à Petroecuador uma garantia de 20% deste valor. Em dezembro de 2004, como parte destes investimentos, a PESA começou a construção de um píer no Rio Napo. A produção futura de petróleo no Bloco 31 será enviada através do oleoduto para petróleo bruto pesado chamado OCP (Oleoduto de Crus Pesados). A PESA assumiu um compromisso ship-or-pay de 15 anos pelo qual a OCP se comprometeu a providenciar o transporte do petróleo com uma capacidade de transportar 80.000 barris por dia. Em janeiro de 2005, a PESA celebrou um contrato com a Teikoku através do qual, transferirá 40% de sua participação nos Blocos 18 e 31, após a aprovação pelo Ministério de Energia do Equador. Além disto, uma vez que a produção do Bloco 31 atinja 10.000 barris de petróleo por dia por um período de 30 dias consecutivos, a Teikoku acorda em assumir 40% das obrigações resultantes do contrato de transporte de gás através do oleoduto OCP. Em 31 de dezembro de 2004, as Reservas Provadas de petróleo bruto da PESA no Equador eram de aproximadamente 53 milhões de barris de petróleo e sua produção de petróleo atingiu a média de 6,2 mil barris por dia. Atividades no Peru Por meio da PESA, a Petrobras tem o direito à produção de petróleo e gás no Lote X, um bloco de 116 mil acres na Bacia Talara no Peru. Em dezembro de 2004, o Lote X tinha 2.366 poços de produção. A PESA ingressou em um contrato de vendas de longo prazo, no qual a Perupetro (a companhia peruana controlada pelo Governo) é obrigada a comprar toda a produção do Lote X a preços de mercado. O contrato de vendas termina em 2006. Em 31 de dezembro de 2004, as Reservas Provadas de petróleo e gás natural da PESA no Peru eram aproximadamente de 105 milhões de barris de óleo equivalente e sua produção combinada de petróleo e gás atingiu a média de 12,8 mil barris por dia. Atividades no Uruguai Em dezembro de 2004, a Petrobras ingressou no mercado uruguaio por meio da aquisição de 55% das ações com direito a voto da Conecta S.A., que é uma das duas companhias locais de distribuição de gás, que operam no Uruguai por US$3,2 milhões. Os outros 45% das ações com direito a voto da Conecta permanecem com a Administratión Nacional de Combustibles Alcohol y Potland – ANCAP, companhia controlada pelo Governo. A Conecta opera aproximadamente 300Km de gasodutos e tem exclusividade no fornecimento a pequenos e médios consumidores, que demandam acima de 5.000 cmpd. Atualmente, a Conecta tem 4.200 clientes de aproximadamente 4.100 residências. A Petrobras estima que isso representa 10% do mercado localizado no bairro dos gasodutos das cidades de Paysandu e Ciudad Del a Costa. Em 2004, a Conecta teve receita de 2,7 milhões de dólares.

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Atividades na Colômbia Durante o ano de 2004, a Petrobras assinou dois novos contratos na Colômbia, adquirindo participações nos blocos de Tayrona (40%) e VillaNueva (50%). A Petrobras perfurou um poço pioneiro em Monicongo, o qual não resultou em uma descoberta comercialmente viável. A Petrobras tem participação em sete contratos de exploração e sete contratos de produção na Colômbia. A Petrobras é a companhia operadora em 12 desses contratos. Nos termos desses contratos, a Petrobras perfurou um total de 42 poços, 33 deles localizados em Guando. Em 31 de dezembro de 2004, as Reservas Provadas de petróleo e gás natural da Petrobras na Colômbia eram de aproximadamente 37 milhões de barris de óleo equivalente e a produção de petróleo e gás alcançou a média de 16,8 mil barris por dia. Atividades na África A Petrobras tem participação em quatro blocos na Nigéria e é a companhia operadora em um desses blocos. Em 2004, a Petrobras perfurou com sucesso um poço em Egina, operado pela Total, e quatro em Agbami, operado pela Chevron Texaco. O poço de Agbami está atualmente sendo desenvolvido e o campo de Egina está sob avaliação. A Petrobras também teve sucesso na perfuração do seu primeiro poço de águas profundas fora do Brasil, estabelecendo novos recordes de profundidade na Nigéria. A sucursal da Petrobras em Angola, totalmente controlada pela PIB BV, subsidiaria integral da Petrobras, continua a atuar como uma sócia não operacional em duas licenças sob acordos de distribuição de petróleo. Nenhuma perfuração para exploração foi feita em Angola durante o ano de 2004. Em 31 de dezembro de 2004, as Reservas Provadas de petróleo bruto e gás natural da Petrobras em Angola eram de aproximadamente 12 milhões de barris de óleo equivalente e a média de produção da Petrobras era de 10,4 mil barris por dia. Em 2004, a Petrobras assinou um acordo de produção conjunta com o governo da Tanzânia e com a companhia de petróleo controlada pelo Governo, a Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC). Esse acordo estabelece a exploração do Bloco 5, que tem uma extensão de 9.250 Km2 e está localizado na Bacia Mafia em águas profundas de 300 a 3.000 metros. Esse acordo vigorará por até 11 anos. Em 2005, a Petrobras conduzirá estudos geológicos a fim de avaliar condições sísmicas do local. Em 12 de março de 2005, a Petrobras assinou um acordo de exploração e produção conjunta com a companhia controlada pelo governo da Líbia, a National Oil Corporation (NOC). Esse acordo estabeleceu a exploração de quatro blocos na Área 18, com uma extensão de 10.307 km2, localizados no mar mediterrâneo a profundidade de lâmina d’água de 200 a 700 metros. A Petrobras tem 70% de participação em um consórcio com a Oil Search Limited (OSL) e será a companhia operadora nessa área. Nos termos do acordo, a fase de exploração vai durar cinco anos e pode ser estendida para mais 20 anos se forem feitas descobertas. Um total de US$21 milhões será investido na fase de exploração e a Petrobras será requisitada para perfurar um poço e conduzir avaliações sísmicas. Atividades no Oriente Médio Em 2004, a Petrobras assinou um contrato com uma companhia controlada pelo governo do Irã, a National Iranian Oil Company (NIOC) para a exploração do Bloco Tusan nas águas rasas do Golfo Pérsico. A Petrobras detém 100% de participação neste bloco. A exploração será conduzida pela subsidiária iraniana Petrobras Middle East B.V., a qual foi constituída em outubro de 2004. A Petrobras está constantemente avaliando outras oportunidades de exploração no Oriente Médio.

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Atividades no Golfo do México A Petrobras America, Inc. (PAI), subsidiária integral da Petrobras, continua a expandir as suas atividades nas águas profundas e ultraprofundas do Golfo do México por meio de contratos de farm-in (por meio dos quais a PAI, ao invés de obter uma participação diretamente das autoridades governamentais relevantes, adquiriu uma participação de uma parte que já tinha obtido essa participação), e a participação nos arrendamentos e nas vendas conduzidas pelo United States Minerals Management Service. Em 31 de dezembro de 2004, a PAI deteve participações em 222 blocos offshore no Golfo do México estavam localizados em águas que variam de rasas à ultraprofundas. Em 2004, a PAI participou da perfuração de quatro poços de exploração (três poços pioneiros e um para avaliação). Um dos poços pioneiros resultou na descoberta de gás no campo Coulomb North, no qual a PFICo detém 33,3% de participação. Essa descoberta estabeleceu um novo recorde mundial para a produção em águas profundas a profundidades de 2.301 metros (7.549 pés). A produção deste poço iniciou 78 dias após a descoberta. A PAI participou também na perfuração de um poço de avaliação em St. Malo (participação de 25%), a qual resultou em um aumento das estimativas de reservas iniciais. Em 2003, como parte da oferta lançada pela Petróleos Mexicanos (PEMEX) para operação das áreas de acordo com os contratos de serviços múltiplos, os contratos dos blocos Cuervito e Fronterizo foram concedidos para uma joint venture com a participação de 45% da Petrobras, de 40% da empresa japonesa Teikoku e de 15% da empresa mexicana Diavaz. Há 12 descobertas de gás neste bloco que serão desenvolvidas com dispêndios totais de US$510 milhões. Em 2004, foi iniciado o desenvolvimento e a produção dessas descobertas com a perfuração de oito poços de produção. Em 2004, a Petrobras adquiriu novas áreas de exploração com a aquisição de: (a) direitos para explorar 37 novos blocos (a maioria deles localizados na região inexplorada de Corpus Christi) através de sua participação na Rodada de Contratos de Arrendamento 192; e (b) participação no Projeto Treasure Bay, que engloba 60 blocos, mediante um acordo de aquisição dos direitos de concessão (farm-in). Estrutura Organizacional O diagrama abaixo mostra as principais subsidiarias consolidadas nas demonstrações financeiras consolidadas da Petrobras: Todas as 15 subsidiárias diretas da Petrobras foram constituídas de acordo com as leis brasileiras, exceção da PIFCo, Petrobras International Braspetro B.V. (PIB BV), Braspetro Oil Company (BOC), Baspetro Oil Service Company (Brasoil) e Petrobras Netherlands B.V. (PNBV), que foram constituídas no exterior.

Petrobras

Petroquisa BR

Transpetro

Gaspet ro Downstream

Petrobras Comercializadora de Energia

Usina Térmica Nova Piratininga

Fafen Energia

Termorio

Petrobras Negócios Eletrônicos

PIFCo PNBV

BOC

Brasoil PIB BV

RefapTBG

PPSL

Pepsa

PAI

BRASIL

EXTERIOR

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Propriedades, Instalações e Equipamentos Nos termos da legislação brasileira, todas as reservas de petróleo bruto e gás natural situadas no Brasil são de propriedade da União Federal, e a Petrobras detém certos direitos de exploração destas reservas em decorrência da outorga pela União Federal de concessões à Petrobras. Substancialmente todas as propriedades da Petrobras, consistindo de refinarias e instalações de armazenamento, produção, fabricação e transporte, localizam-se no Brasil. Os principais ativos tangíveis arrendados ou da própria Petrobras compreendem seus poços, plataformas, unidades de refino, dutos, navios e outros ativos de transporte e usinas elétricas. Alguns desses ativos estão sujeitos à ônus e gravames; porém, o valor desses ativos gravados não é significativo. Questões Ambientais, de Saúde e de Segurança A proteção da saúde humana e do meio ambiente é uma de das principais preocupações da Petrobras, sendo essencial para seu sucesso como uma empresa integrada de petróleo, gás e energia. Com o intuito de priorizar questões relativas à saúde e à segurança e de observar a regulamentação ambiental vigente, a Petrobras tomou as seguintes medidas:

• desenvolveu o Programa de Gestão em Excelência Ambiental e de Segurança Operacional, ou PEGASO, com o objetivo de atualizar seus dutos e outros equipamentos, implementar novas tecnologias, melhorar seus procedimentos de resposta a emergências, reduzir emissão de poluentes e prevenir acidentes ambientais. Entre 1 de janeiro de 2000 e 31 de dezembro de 2004, a Petrobras gastou aproximadamente US$3 bilhões no PEGASO, inclusive por meio do Programa de Integridade de Dutos, no qual a Petrobras conduzia inspeções e melhorias em seus dutos. Em 2004, a Petrobras gastou aproximadamente US$594 milhões em conexão com o programa PEGASO;

• propôs firmar, ou firmou, contratos de compromisso ambiental com as agências de proteção

ambiental e/ou com os ministérios públicos federais ou com as secretarias estaduais, se comprometendo a tomar certas medidas para concluir o licenciamento ambiental de várias instalações, já em operação, da Petrobras;

• integrou o departamento de saúde corporativo ao já existente departamento de segurança e

meio ambiente, facilitando assim o desenvolvimento de procedimentos sistemáticos em toda a Petrobras, para gerenciar as preocupações relacionadas à saúde, meio ambiente e segurança – SMS;

• estabeleceu uma política de segurança, saúde e meio ambiente que se concentra nos princípios

de desenvolvimento sustentado, respeito à legislação e disponibilização e uso de indicadores de desempenho ambiental;

• realizou investimentos de capital visando reduzir risco do impacto na saúde, segurança e meio

ambiente de suas operações, implementando, inclusive, melhorias em suas refinarias e instalações de transporte, além do desenvolvimento e implementação de diretrizes sobre prevenção da poluição;

• construiu nove centros de proteção ambiental e sete bases avançadas para prevenção, controle e

resposta a derramamentos de petróleo, estabeleceu planos de contingência locais e regionais, em terra e em alto-mar, para tratar de derramamentos de produtos perigosos, a Petrobras também afretou três embarcações especializadas e totalmente equipadas para o controle de derramamentos de petróleo e combate a incêndios;

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• recebeu certificados integrados de segurança, saúde e meio ambiente para todas as unidades operacionais. Em dezembro de 2004, 57 dessas unidades operacionais (33 no Brasil e 24 no exterior) haviam sido certificadas pelas normas ISO 14001 (gerenciamento de sistemas ambientais) e BS 8800 ou OHSAS 18001 (saúde e segurança), e a Frota Nacional de Petroleiros recebeu certificação plena segundo as normas da IMO de Códigos de Gerenciamento Internacional para Operação Segura de Navios e Prevenção de Poluição (Código ISM) em dezembro de 1997. Com a integração dos processos gerenciais atualmente em implementação, a Petrobras obterá apenas um certificado ISO 14001 e um certificado OHSAS 18001 em relação a todas as suas refinarias no Brasil, plantas de fertilizantes e duas unidades corporativas de Abastecimento. A Petrobras espera obter este certificado em setembro de 2005;

• desenvolveu o Programa de Segurança de Processo para implementar diretrizes corporativas

padronizadas de SMS, investigando cuidadosamente os acidentes e fortalecendo o compromisso institucional com SMS através do treinamento dos empregados. Como parte deste programa, a Petrobras criou a Manual de Gestão de SMS;

• desevolveu um Sistema de Gestão de Emissões de Gases, em conjunto com uma companhia de

consultoria internacional, para suas operações no Brasil e na América do Sul. O Sistema colhe informações a respeito das emissões de dióxido de enxofre, óxidos de nitrogênio, monóxido de carbono, dos principais gases causadores do efeito estufa (dióxido de carbono, metano e óxido de nítrico) e outros gases, permitindo que a Petrobras melhore a gestão de suas emissões;

• participou de negociações conduzidas pelo Ministério de Minas e Energia a respeito da nova

regulação da compensação ambiental pagável para a implementação de novos projetos;

• participou em conjunto com o Ministério de Minas e Energia e o IBAMA em um órgão governamental criado para supervisionar a implementação de novos gasodutos;

• participou regularmente de discussões com o Ministério de Minas e Energia e o Ministério de

Meio Ambiente acerca de assuntos ambientais que impactam suas atividades; e

• desenvolveu e implementou programas para promover o uso de energia gerada a partir de fontes renováveis. No ano de 2004, o Plano Estratégico da Petrobras alocou 0,5% do total de suas despesas de capital em investimentos desses programas, os quais incluíam: (a) uma usina de energia eólica piloto com capacidade instalada de 1,8MW no Estado do Rio Grande do Norte; e (b) painéis solares para prover o aquecimento da água usada nos vestiários da Refinaria Gabriel Passos em Minas Gerais, entre outros.

Além disso, a Petrobras conduz estudos de impacto ambiental para novos projetos, conforme exigido pela legislação ambiental brasileira, e a gerência de SMS avalia todo e qualquer projeto com um orçamento que exceda a US$25 milhões, com objetivo de verificar sua conformidade com todas as exigências de segurança, ambientais e de saúde. A Petrobras continuará a avaliar e desenvolver iniciativas para tratar questões de SMS e para reduzir sua exposição a riscos de segurança, ambientais e de saúde. Gestão A Petrobras possui um Comitê de Gestão de SMS criado por seus diretores executivos para garantir que as questões de SMS sejam tratadas em toda a companhia. O comitê é composto dos diretores executivos de diferentes segmentos de negócios e dos diretores das controladas. O trabalho do Comitê de Gestão de SMS é respaldado por três subcomitês, dois comitês temporários e um grupo de trabalho temporário, cada um responsável de um assunto específico de SMS, como licenciamento e indenização ambiental e avaliação de riscos.

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Foi criado também um Comitê de Meio Ambiente, composto por três membros do Conselho de Administração, incluindo o Presidente e o Diretor Executivo da Petrobras. O comitê é responsável, entre outras coisas, por: (a) supervisionar e administrar questões ambientais e de segurança no trabalho que possam afetar a Petrobras; (b) estabelecer metas ambientais mensuráveis e assegurar seu cumprimento; e (c) recomendar mudanças na política da segurança, do meio ambiente e da saúde, se for necessário, ao Conselho de Administração. Os estatutos do Comitê de Meio Ambiente ainda estão sujeitos a aprovação pelo Conselho de Administração da Petrobras.

Comitê de Gestão de Riscos Em 2004, a Petrobras instituiu o Comitê de Gestão de Riscos, formado por gerentes executivos de todas as áreas de negócio e de diversas áreas corporativas da Petrobras. O Comitê de Gestão de Riscos tem o objetivo de garantir o gerenciamento integrado das exposições aos riscos e formalizar as principais diretrizes de atuação da Petrobras para lidar com as incertezas de suas atividades e garantir que as oportunidades de crescimento serão aproveitadas, mesmo em meio a condições externas adversas. A criação do Comitê de Gestão de Riscos visou concentrar as informações e a discussão de ações de gerenciamento dos riscos, facilitando a comunicação com a Administração da Petrobras em aspectos relacionados a exigências da Lei Sarbanes-Oxley e das melhores práticas de governança corporativa. Política de gestão de riscos financeiros da Petrobras A política de gestão de riscos financeiros da Petrobras tem como filosofia orientar as decisões de transferência de risco e está sustentada em ações estruturais fundamentadas nos processos de disciplina de capital e gestão do endividamento. São elas:

• Produzir barato – a disciplina de capital assegura custos competitivos para todos os produtos comercializados;

• Níveis de investimentos futuros definidos de forma realista, considerando o equilíbrio entre

rentabilidade, crescimento e aderência estratégica da carteira de projetos e a manutenção da liquidez e solvência da Petrobras, criando condições necessárias a um crescimento sustentável; e

• Gestão prudente do endividamento, buscando o casamento dos fluxos de caixa

operacional e das dívidas, incluindo volumes, moedas, duração e indexadores, reduzindo, conseqüentemente, o risco de insolvência.

Outras características importantes da gestão de riscos da Petrobras:

• Gestão integrada dos riscos de mercado, que quantifica as exposições totais, observa a existência de hedges naturais e age sobre a exposição líquida da Petrobras, evitando ações isoladas das Unidades de Negócio que não contribuam para a otimização dos riscos corporativos;

• Respeito aos conceitos de mercado eficiente e diversificação. A Petrobras entende que atua

em alguns dos mercados mais líquidos do mundo, em que a possibilidade de previsão sistemática de preços futuros é bastante limitada. Como conseqüência, sua gestão de riscos concentra-se na eliminação de eventos extremos indesejáveis ao invés de minimizar a variância de resultados, fluxo de caixa, etc.; e

• Alto padrão de transparência nas divulgações das potenciais exposições da Petrobras.

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Avaliação de riscos A avaliação dos riscos de viabilidade de financiamento do Plano Estratégico da Petrobras é realizada pela análise probabilística da projeção do fluxo de caixa da Petrobras para um período de até dois anos. As projeções econômico-financeiras são atualizadas anualmente durante o processo de revisão do planejamento estratégico. O modelo de quantificação de riscos (Cash Flow at Risk ou CFaR) considera as variações dos fatores mais significativos para a geração de caixa: preços, quantidades (produção e mercados), câmbio e juros. Basicamente, saldos de caixa são projetados para uma infinidade de cenários dos principais fatores de risco, utilizando o processo de Simulação de Monte Carlo. A partir daí, identifica-se o saldo de caixa estimado para o grau de confiança pretendido e avaliam-se os períodos em que o caixa pode ficar abaixo do mínimo adequado. Entre as várias opções que podem ser utilizadas para preservar o saldo mínimo de caixa preestabelecido encontram-se, por exemplo, transações com derivativos, captações adicionais de recursos e otimização da distribuição dos prazos dos desembolsos. Operações com instrumentos derivativos não estão associadas exclusivamente aos processos já citados, mas são também importantes instrumentos na proteção de transações e na compatibilização de ativos e passivos. As exposições específicas das aplicações financeiras de tesouraria são avaliadas por um sistema de valor em risco tradicional (VaR), e os resultados econômicos dos projetos de investimento acima de US$25 milhões são analisados por modelos de avaliação de riscos apropriados para cada segmento de negócio, utilizando a Simulação de Monte Carlo. a) Riscos de mercado de petróleo e derivados Como todos os seus pares, a Petrobras está sujeita à volatilidade dos preços internacionais do mercado de energia (principalmente petróleo), que pode afetar materialmente a geração de caixa da Petrobras. A política da Petrobras consiste basicamente em proteger margens de importação e exportação em algumas posições específicas de curto prazo (até seis meses). Nesses hedges são utilizados contratos futuros, swaps e opções. Essas operações estão sempre atreladas às realizadas no mercado físico e não são especulativas. Em 2004, foram efetuadas operações de hedge para 33,06% (72,7% – no exercício de 2003) do volume total comercializado (importação e exportação). Eventualmente, atendendo a condições de negócios específicos, a Petrobras pode realizar excepcionalmente, uma operação de hedge de longo prazo. É o caso da transação envolvendo a venda de opções de venda de 52 milhões de barris de petróleo WTI (West Texas Intermediate), de 2004 a 2007. A operação visa estabelecer uma proteção de preço para essa quantidade de petróleo, de forma a garantir aos financiadores do Projeto Barracuda/Caratinga uma margem mínima para cobertura do serviço da dívida. A PEPSA, produtora de petróleo bruto, recorre a diversos instrumentos financeiros derivativos que tomam como referência o preço do WTI. Em 2004, foram efetuadas operações de hedge para volume de petróleo vendido a terceiros de aproximadamente 8 milhões de boe.

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b) Riscos cambiais Parcela considerável do total da dívida e do fluxo de caixa operacional futuro da Petrobras encontram-se em dólar ou fortemente atrelados ao dólar. Assim sendo, a Petrobras não possui uma exposição demasiadamente grande a risco cambial. A utilização de derivativos se limita a reduzir, dependendo de análises específicas, a exposição em relação a outras moedas, como o euro e o iene japonês. No ano 2000, a Petrobras contratou operações de hedge para cobertura de Notes emitidos no exterior em lira italiana e xelim austríaco, buscando limitar sua exposição à valorização dessas moedas em relação ao dólar norte-americano. A operação relacionada ao empréstimo em xelim encerrou-se em dezembro de 2004. c) Riscos de taxa de juros O risco da taxa de juros a que a Petrobras está exposta depende de sua dívida de longo prazo e, em menor escala, de curto prazo. A dívida a taxas de juros flutuantes de moeda estrangeira está sujeita principalmente à flutuação da Libor, e a dívida a taxas de juros flutuantes expressa em reais está sujeita principalmente a TJLP. A Petrobras atualmente não utiliza instrumentos financeiros derivativos para gerenciar sua exposição às flutuações das taxas de juros. A única exceção é a controlada indireta PEPSA, que utiliza diversos instrumentos financeiros derivativos para reduzir certas exposições associadas à volatilidade das taxas de juros. Instrumentos derivativos A Petrobras utiliza instrumentos derivativos e não derivativos para implementar sua estratégia global de gerenciamento de riscos. Ao usá-los, entretanto, expõe-se a riscos de crédito e de mercado. Riscos de crédito consistem no não cumprimento dos termos do contrato derivativo por uma contraparte. Riscos de mercado representam o efeito adverso sobre o valor de um instrumento financeiro, que resulta de uma alteração nas taxas de juros, nas taxas cambiais ou nos preços das mercadorias. A Petrobras monitora os riscos de crédito, limitando as contrapartidas a instrumentos financeiros derivativos de instituições financeiras de primeira linha. Os riscos de mercado são gerenciados pelos diretores da Petrobras. A Petrobras não mantém nem emite instrumentos financeiros para fins comerciais. Risco de crédito Em 2004, foi implantado um novo sistema de análise de crédito, denominado Credit Flow, e foram criadas duas Comissões de Crédito: a de Abastecimento e a de Gás Natural e Energia. Tais comissões são fóruns em que se discutem os diversos aspectos relativos à concessão e à administração do crédito.

Seguros O programa de seguros da Petrobras é voltado principalmente para a concentração de riscos, à importância e ao valor de reposição dos ativos. De acordo com a política de gerenciamento de riscos da Petrobras, os riscos associados aos seus principais ativos, tais como refinarias, terminais e plataformas de produção e perfuração em alto-mar, localizados no Brasil e no exterior, são segurados junto a seguradoras brasileiras ou locais pelo seu valor de reposição. Embora emitidas no Brasil, a maioria das apólices nacionais da Petrobras é ressegurada fora do País, junto a resseguradores com classificação de risco BBB+ ou superior pela agência Standard & Poor´s, ou B++ ou superior pela A.M. Best. Praticamente todas as operações internacionais da Petrobras estão seguradas ou resseguradas pela subsidiária da PIFCO em Bermuda, Bear Insurance Company Limited, de acordo com o mesmo critério de avaliação.

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Outros ativos de menor valor, tais como pequenos barcos auxiliares, alguns terminais de armazenamento e algumas instalações administrativas, estão auto-segurados. A Petrobras não possui cobertura de lucros cessantes, com exceção de algumas poucas operações internacionais. A Petrobras não mantém, também, cobertura de controle de poço para, praticamente, todas as suas operações no Brasil. Desde novembro de 2000, a Petrobras mantém uma apólice de seguro de responsabilidade civil, que cobre, inclusive, riscos ambientais, tais como vazamentos de petróleo. Esta apólice de seguros cobre qualquer dano resultante das atividades da Petrobras ou das atividades de suas subsidiárias, com exceção das atividades no exterior, que possuem seguro próprio. De acordo com a política de seguro da Petrobras no Brasil, o valor total do risco coberto em terra e offshore é de até US$250 milhões por evento e no agregado. Contudo, esta apólice de seguro não cobre multas que possam vir a ser impostas por autoridades governamentais contra a Petrobras ou suas subsidiárias. Em caso de acidente, essa cobertura pode não ser suficiente para compensar a Petrobras pelas perdas incorridas. Embora a Petrobras não mantenha cobertura para a maioria de seus dutos, a Petrobras mantém cobertura para alguns ativos específicos, bem como para poluição por derramamento de petróleo de seus dutos. A Petrobras também mantém cobertura para riscos associados ao transporte de mercadorias e casco e máquina de suas embarcações. Desde 1999, a Petrobras tem cobertura de seguro para responsabilidade civil de conselheiros, diretores e/ou administradores (D&O). Todos os projetos e instalações sob construção estão segurados conforme os termos dos contratos de financiamentos relevantes, geralmente através de garantias de desempenho (performance bond) referentes à conclusão do contrato e/ou outros seguros de danos materiais e responsabilidade civíl. O prêmio pela renovação da apólice de riscos operacionais e de petróleo da Petrobras, pelo prazo de 12 meses, a partir de junho de 2005, foi de US$21,7 milhões. Isto representou uma diminuição de 14% face ao período anterior . Essa redução foi conseqüência de uma mudança no mercado de seguros, que se tornou mais competitivo, de uma melhor percepção do risco da Petrobras pelo mercado, em decorrência do gerenciamento de risco da Petrobras e das políticas de SMS da Petrobras e de uma redução do valor segurado dos ativos da Petrobras que caiu 9%, de US$26,6 bilhões em 2004/2005 para US$24,3 bilhões em 2005/2006. Desde 2001, a retenção de risco pela Petrobras vem aumentando e as franquias da Petrobras podem chegar a US$20 milhões, em alguns casos. As instalações da Petrobras são regularmente submetidas a inspeções de risco feitas por consultores internacionais. Os relatórios e as recomendações elaborados nessas inspeções são divulgados ao mercado, bem como as medidas tomadas pela Petrobras para cumprir com essas recomendações. Todos os acidentes significativos e suas causas, bem como as melhorias que a Petrobras realiza em seus padrões de SMS são, também, periodicamente divulgados para o mercado.

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Contingências Processos Judiciais A Petrobras está atualmente sujeita a inúmeros processos judiciais e administrativos de natureza cível, criminal, administrativa, ambiental, trabalhista e fiscal. Várias disputas individuais respondem por parcela significativa do total de reivindicações contra a Petrobras. As demonstrações financeiras consolidadas auditadas da Petrobras incluem apenas provisões para as perdas e despesas prováveis estimadas, em que a Petrobras possa incorrer com relação a processos pendentes, inclusive os processos descritos sob o título “Ações Ambientais”. A tabela abaixo apresenta as provisões financeiras da Petrobras por tipo de ação:

PROVISÕES POR TIPO DE AÇÃO (1)

Em 31 de dezembro

2004

2003

(US$milhões)

Ações trabalhistas 26 22

Ações fiscais 73 39

Ações civis 123 90

Ações comerciais e outras contingências 35 109

Total 257 260

(1) Exclui provisões para contingências contratuais e tributações por parte do INSS.

O número de ações contra a Petrobras, controladora, que, em 31 de dezembro de 2004, correspondiam a aproximadamente 34,9% do montante total de demandas contra a Petrobras, diminuiu e os valores pagos em relação a ações contra a Petrobras em cada um dos últimos cinco anos diminuíram US$58,5 milhões. Em 31 de dezembro de 2004, o montante total das ações contra a Petrobras excluindo-se as demandas cuja natureza não é monetária, ou demandas que não possam ser razoavelmente estimadas no estágio atual dos processos era estimado em aproximadamente US$7,1 bilhões. As ações mais significativas estão descritas abaixo: Ações Cíveis Em 28 de maio de 1981, a Kallium Mineração S.A. ajuizou, perante a Justiça Federal do Estado do Rio de Janeiro, ação indenizatória pleiteando danos equivalentes a R$1.044 milhões (US$450 milhões) em face da Companhia de Pesquisa de Recursos Minerais – CPRM, sociedade de economia mista federal, da qual objetiva receber aproximadamente US$450 milhões, referentes a perdas e danos e lucros cessantes alegados devido à rescisão do contrato firmado anteriormente entre as partes que autorizava a Kallium a promover o desenvolvimento de projeto de exploração de uma mina de sal de potássio em Sergipe. Tal rescisão contratual se deu em virtude de ato de império do Governo Fedeeral que, através do Decreto 77.725, de 01 de junho de 1976, considerou sem efeito a transferência a CPRM dos direitos resultantes das pesquisas realizadas pela União na referida área, determinado por conseguinte a reversão daquele direito à União que, passo seguinte, o repassou à Petrobras que, a seu turno, criou a subsidiária Petromisa – Petrobras Mineração S.A. para que essa procedesse à exploração mineral. Em sua defesa, a CPRM requereu, e lhe foi deferido, o ingresso da Petrobras no feito, na condição de litisconsorte passivo necessário, pelo fato de ter sido a Petromisa estatutariamente liquidada, o que segundo a legislação brasileira implica na transferência de suas obrigações para o Governo Federal. Por

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essa razão também a União Federal foi chamada a intervir no feito, integrando o pólo passivo. A Petrobras entende que qualquer indenização a ser eventualmente paga pela controlada liquidada (Petromisa) será de responsabilidade do Governo Federal e não dela (Petrobras). Em 10 de agosto de 1999, foi proferida sentença que julgou improcedente a maioria dos pedidos da autora (perdas e danos e lucros cessantes), condenando apenas a Petrobras ao ressarcimento “de todas as despesas efetuadas em função da pesquisa” realizada, consoante valores a serem apurados em liquidação de sentença. Nenhuma indenização por lucros cessantes foi estabelecida na sentença. O valor total da indenização a ser pago, que vier a ser determinado ao final do processo, estará sujeito à correção monetária e juros de 6% ao ano, calculados desde a data do início da ação. Em setembro de 1999, ambas as partes interpuseram recurso ao Tribunal Regional Federal do Estado do Rio de Janeiro, os quais foram improvidos. Foram interpostos Recurso Especial e Recurso Extraordinário ao STJ e ao STF, respectivamente, os quais estão pendentes de julgamento. Em caso de sucesso do recurso apresentado pela Kallium, a Petrobras será obrigada a pagar um valor adicional equivalente a 10% do valor da condenação a título de honorários advocatícios. Em 23 de novembro de 1992, Porto Seguro Imóveis Ltda., acionista minoritário da Petroquisa, ajuizou uma ação contra a Petrobras na Justiça Estadual do Rio de Janeiro, alegando prejuízos sofridos em conseqüência da venda da participação acionária da Petroquisa em várias empresas do setor petroquímico incluídas no Programa Nacional de Desestatização. O autor da ação exige que a Petrobras, como acionista majoritário da Petroquisa, seja obrigada a recompor o prejuízo causado ao patrimônio da Petroquisa, em conseqüência dos atos corporativos que aprovaram o preço de venda mínimo atribuído à sua participação acionária no capital das empresas desestatizadas. Em 14 de janeiro de 1997 foi proferida sentença que considerou a Petrobras responsável perante a Petroquisa por perdas e danos num valor equivalente a US$3,406 bilhões. Além disso foi determinado que a Petrobras deveria pagar ao autor da ação 5% do valor da indenização como prêmio, bem como honorários advocatícios da ordem de 20% sobre aquele mesmo montante. Entretanto, já que o valor deverá ser pago à Petroquisa, e não ao autor, e a Petrobras detém 99,0% do capital acionário da Petroquisa, o desembolso real, caso a decisão não seja suspensa, estará limitado a 25% do montante dos danos, ou US$851 milhões. A Petrobras apresentou recursos ao Tribunal de Justiça do Estado do Rio de Janeiro, cujo julgamento restou concluído em 11 de fevereiro de 2003, pela 3ª Câmara Cível, e em 30 de março de 2004, pela 4ª Câmara Cível, no sentido de condenar a Petrobras a indenizar a Petroquisa a importância equivalente a US$2,370 bilhões, mais 5% de prêmio e 20% de honorários advocatícios, esses em favor da Porto Seguro. A Petrobras interpôs recursos especial e extraordinário, respectivamente, ao Superior Tribunal de Justiça (STJ) e ao Supremo Tribunal Federal (STF), que foram inadmitidos. A Petrobras agravou dessas decisões ao STJ e ao STF, objetivando o julgamento das questões lançadas nos referidos recursos. Em maio de 2005, o STJ deu provimento ao agravo para determinar o desbloqueio do Recurso Especial, cujo julgamento é esperado para o segundo semestre de 2005. O agravo em curso no STF está pendente de julgamento.

Foi ajuizada ação popular contra a Petrobras, a Repsol-YPF e a União visando a anulação da operação de troca de alguns dos ativos operacionais da Petrobras no Brasil por alguns dos ativos operacionais da YPF na Argentina. Os autores alegam que os ativos permutados não foram corretamente avaliados e que, portanto, a operação não atendeu aos melhores interesses da Petrobras. Em 25 de julho de 2005, foi publicada a sentença judicial dando pela improcedência da ação popular. Os autores já interpuseram recurso de apelação. A Petrobras considera a perda remota. Certos distribuidores independentes, localizados ao longo do território brasileiro, ajuizaram pleitos cíveis contra a Petrobras. Conjuntamente, tais pleitos somam aproximadamente R$821,48 milhões (US$394 milhões) e objetivam a restituição do Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS, retidos pela Petrobras desses distribuidores e pagos a vários estados, além de perdas e danos. A Petrobras está convencida de que esses impostos foram devidamente recolhidos e representam créditos fiscais de ICMS. Entretanto, em relação a essas demandas, aproximadamente R$76 milhões (US$32 milhões) foram apreendidos das contas-correntes da Petrobras por força de mandados judiciais deferidos por vários juízes locais, a título de antecipação da tutela perquerida pelos aludidos distribuidores. Mediante recursos processuais, essas decisões antecipatórias de tutela foram cassadas. Não obstante, apenas a menor porção dos montantes apreendidos foi recuperada (aproximadamente US$2,5 milhões).

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Em nome da sociedade de propósito específico que participa do financiamento de US$2,5 bilhões do projeto Barracuda/Caratinga, a Petrobras participou de uma negociação com a Halliburton e sua subsidiária, Kellogg Brown & Root, Inc., KBR, relativa a determinados atrasos na construção do projeto e sobrecustos. Antes do acerto, o montante total das demandas da KBR contra a sociedade de propósito específico era de aproximadamente US$375 milhões e o montante total das demandas que a Petrobras e a empresa para fins especiais tinham contra a Halliburton e a KBR, além de danos apurados, somavam aproximadamente US$380 milhões. Em 6 de dezembro de 2004, com a aprovação dos financiadores do projeto, a Petrobras chegou a um acordo com a Halliburton e a KBR para o acerto dessas demandas liberando todas as partes envolvidas destas demandas. Como parte das condições do acordo, as quantias devidas de acordo com os contratos originais foram reajustadas incluindo-se um pagamento adicional de US$79 milhões à KBR e a Petrobras concordou, para fins especiais do projeto, em receber da KBR em 7 de dezembro, apenas parte do montante total da devolução de determinado pagamento de mobilização. O valor devido foi integralmente pago, tendo sido a última prestação quitada em fevereiro de 2005. A Petrobras concordou, além disso, em prorrogar determinados prazos de construção e reduzir o escopo das obras a serem executadas pela KBR para concluir a construção das plataformas de petróleo a serem entregues com relação a projeto e executar atividades relativas à fase de operação assistida depois que as plataformas deixassem os estaleiros. Em 18 de janeiro de 2000, um duto que ligava um dos terminais da Petrobras a uma refinaria na Baía de Guanabara se rompeu, causando o derrame de aproximadamente 341.000 galões de óleo cru na baía. A Petrobras atuou no sentido de controlar o derrame numa tentativa de impedir que o óleo ameaçasse outras áreas. Como resultado desse derrame. 338 ações individuais foram ajuizadas por pescadores do Estado do Rio de Janeiro reivindicando danos representando um montante total de cerca de R$100 milhões. Aproximadamente metade dos casos ajuizada até agora teve sentenças desfavoráveis à Petrobras. Ademais, a Federação dos Pescadores do Estado do Rio de Janeiro entrou com uma ação contra a Petrobras reivindicando danos de aproximadamente R$537 milhões. Em 7 de fevereiro de 2002, o juiz designado para o caso determinou que danos eram devidos, mas não no montante reivindicado. Ambas as partes apelaram da decisão. Em 8 de outubro de 2002, o Tribunal de Recursos do Estado do Rio de Janeiro negou o recurso impetrado pela autora e indeferiu a demanda com relação a todos os pescadores que já haviam acertado suas demandas contra a Petrobras ou que já houvessem ajuizado ações individuais contra a Petrobras, e tão com relação a determinados outros pescadores. Estes indeferimentos reduziram dramaticamente o número de autores que poderiam vir a ter direito ao ressarcimento de danos. O processo está em fase de perícia contábil para apuração dos valores devidos. Ações Trabalhistas e Previdenciárias A Petrobras figura no pólo passivo de cinco ações de natureza trabalhista, ajuizadas por sindicatos da categoria dos petroleiros, tramitando nos tribunais de três estados da Federação (Rio de Janeiro, Sergipe e São Paulo) nas quais se questiona a ausência do repasse integral do índice oficial da inflação do ano de 1989 (expurgo do Plano Bresser) ao salário dos trabalhadores. A Petrobras, no Estado de São Paulo, saiu-se vencedora na Ação Rescisória perante o Tribunal Superior do Trabalho, estando pendente de julgamento o Recurso Extraordinário aforado perante o STF. Nas ações dos Estados do Rio de Janeiro (Capital, Duque de Caxias, Macaé) e Sergipe, a Petrobras foi vencida, estando os processos em fase de execução. A decisão das ações movidas pelo Sindicato de Macaé e pelo Sindicato do Rio de Janeiro estão sendo apreciadas em Ações Rescisórias ajuizadas pela Petrobras, que se encontram pendentes de julgamento pelo TRT da 1ª Região. As referidas condenações somente geraram efeitos entre fevereiro e agosto de 1989. A Petrobras, pelo acordo coletivo 92/93, obrigou-se a quitar o pagamento em seis parcelas, bimestrais e sucessivas, iniciando-se em fevereiro de 1993. Os processos com sentenças condenatórias encontram-se em fase de liquidação. A Petrobras acredita, em virtude dos pagamentos já efetuados em decorrência do compromisso do acordo coletivo, que não existirão valores (diferença) a serem pagos nesses processos, sendo remota a expectativa de perda. Em 23 de novembro de 2001, a Federação dos Trabalhadores da Indústria de Petróleo, que representa aproximadamente 96,7% dos trabalhadores da Petrobras, ajuizou uma ação contra a Secretaria Previdência Suplementar, buscando impedir a aprovação do Petrobras VIDA. Uma decisão judicial de um tribunal de

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primeira instância anulou o plano, mas está sentença está atualmente sendo revista por um tribunal de apelação. Embora alguns dos empregados já tenham optado por migrar para o plano, uma medida cautelar foi concedida em 10 de janeiro de 2002, que resultou na suspensão do plano o que impediu a Petrobras de incluir quaisquer empregados nesse plano. Em 2004, a Petrobras cancelou o plano. A Petrobras recebeu várias cobranças do INSS alegando apresentação irregular de documentação por parte das construtoras e outros prestadores de serviço contratados pela Petrobras. O INSS tenta responsabilizar a Petrobras solidariamente pelas contribuições que alegadamente deixaram de ser feitas por esses prestadores de serviço. A Petrobras está analisando cada uma das cobranças do INSS no sentido de reaver os pagamentos que foram feitos ao INSS relativos a tais contribuições, adotando todas as medidas administrativas e judiciais nesse sentido. A Petrobras pretende, caso esgotadas as instâncias administrativas, tomar medidas contra os prestadores de serviço a fim de recuperar as quantias pagas e não devolvidas pelo INSS. Em 30 de setembro de 2005, os valores cobrados da Petrobras pelo INSS em decorrência de responsabilidade solidária pelo recolhimento das contribuições previdenciárias devidas por de seus prestadores de serviços atingiu o montante de R$621 milhões. Ações Fiscais A Delegacia da Receita Federal notificou uma cobrança de aproximadamente R$566 milhões relativos a uma retenção de imposto na fonte (IRRF) que acredita deveria ter sido paga com relação a remessas para o estrangeiro feitas pela Petrobras entre 1999 e 2002. As remessas relacionavam-se à aquisição de petróleo importado pela Petrobras. Segundo a Delegacia da Receita Federal, tais remessas correspondem ao pagamento de juros, o que, acredita ela, daria origem à cobrança. Os documentos de importação, entretanto, não fazem referência ao alegado pagamento de juros. A Petrobras está no momento contestando esta cobrança. Ainda não houve manifestação por parte da Delegacia da Receita Federal a respeito. A Secretaria da Receita Federal no Rio de Janeiro determinou que, de acordo com a legislação brasileira, as plataformas de perfuração e produção não podem ser consideradas embarcações de longo curso e, portanto, não devem ser afretadas mas sim, objeto de leasing. Com base nesta interpretação da lei brasileira, as remessas para o exterior visando a pagamentos de afretamentos seriam re-classificadas como pagamentos de leasing, e estariam sujeitas a retenção na fonte com alíquota de 25%. A Receita Federal emitiu duas cobranças contra a Petrobras relativas à retenção de imposto na fonte sobre remessas para o exterior de pagamentos relativos ao afretamento de embarcações do tipo plataformas móveis. Em 17 de fevereiro de 2003 a Receita Federal enviou à Petrobras uma notificação de cobrança de R$93 milhões (aproximadamente US$32 milhões) relativos aos impostos referentes ao ano de 1998, objeto de discussão. Em 27 de junho de 2003, a Receita Federal enviou à Petrobras uma notificação de cobrança de R$3.064 milhões (aproximadamente US$1.066 milhões) referentes aos impostos objeto de discussão no período compreendido entre 1999 e 2002. A Petrobras apresentou recursos contra as decisões desfavoráveis da Receita Federal com relação a essas tributações perante um tribunal administrativo de instância superior. Em 24 de fevereiro de 2005, a Sexta Câmara do Primeiro Conselho de Contribuintes do Ministério da Fazenda negou duas apelações voluntárias apresentadas pela Petrobras, mantendo as tributações impostas pela Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro que afirma que as plataformas de perfuração e produção não podem ser classificadas como embarcações e, portanto, deveriam ser objeto de leasing, e não de afretamento. Em setembro de 2005 a Petrobras interpôs recursos especiais contra tais decisões da Sexta Câmara para apreciação da Câmara Superior de Recursos Fiscais do Ministério da Fazenda, que ainda não se manifestou sobre a matéria. A Petrobras continuará a apresentar recursos contra a tributação no nível federal administrativo e posteriormente no nível da justiça federal, caso necessário. Ações Ambientais No período 2000 a 2004, a Petrobras teve vários acidentes, alguns dos quais resultando em grandes derrames de óleo: 140 mil galões (530 m3) em 2004, 73 mil galões (276 m3) em 2003, 52 mil galões (197 m3) em 2002 e 691 mil galões (2.619 m3) em 2001. Em conseqüência de alguns desses acidentes, a Petrobras continua sujeita a várias investigações e processos administrativos, civis e criminais. A Petrobras não pode prever se outros processos resultarão desses acidentes ou se qualquer outra ação adicional teria um efeito material adverso para a Petrobras.

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Derrame em Janeiro de 2000 - Baía de Guanabara

Em 18 de janeiro de 2000, um duto que ligava um dos terminais da Petrobras a uma refinaria na Baía de Guanabara se rompeu, provocando o vazamento de aproximadamente 341 mil galões (aproximadamente 1.300 m3) de óleo combustível MF 380 na baía. A Petrobras atuou no sentido de controlar o derrame num esforço para impedir que o óleo ameaçasse outras áreas. A Petrobras gastou aproximadamente R$115 milhões em suas atividades de limpeza e multas cobradas pelo IBAMA relativas a este derrame, e a Petrobras está sujeita a vários processos correlatos, incluindo-se: • uma ação criminal ajuizada em 24 de janeiro de 2001 pelo Ministério Público do Estado do Rio de

Janeiro. A sentença inicial declarou a ação inválida em virtude da Constituição Federal do Brasil, que permite apenas que pessoas físicas, e não pessoas jurídicas sejam responsabilizadas criminalmente; e

• uma denúncia contra a Petrobras, seu ex-presidente e nove outros funcionários pelo Ministério

Público em São João do Meriti. Em 30 de abril de 2002, o juiz determinou que a Petrobras não poderia constar como ré neste processo criminal como resultado de um mandado de segurança despachado pelo tribunal em favor da Petrobras, embora a decisão ainda esteja sujeita a recurso. O tribunal federal local indeferiu a denúncia contra o ex-presidente da Petrobras, e este indeferimento não está sujeito a recurso.

Derrame em Julho de 2000 – Araucária – Paraná Em 16 de julho de 2000, houve um derrame de óleo na refinaria Presidente Getúlio Vargas, localizada a aproximadamente 24 quilômetros de Curitiba, capital do Estado do Paraná, quando vazaram aproximadamente 1,06 milhão de galões (aproximadamente 3.800 m3) de óleo cru na área adjacente. Parte do óleo vazado, em torno de 2.700 m3, ficou contido na região do arroio Saldanha, enquanto 1.300 m3 atingiram os rios Barigui e Iguaçu. Estima-se que 20% tenham evaporado. A Petrobras despendeu aproximadamente R$89 milhões nas operações de limpeza e multas aplicadas pelas autoridades do Estado do Paraná. Além disso, em relação a esse acidente: • em 1 de agosto de 2000, o IBAMA aplicou multas totalizando R$168 milhões. A Petrobras

questionou essas multas mas o IBAMA posteriormente as manteve. Em 3 de fevereiro de 2003, a Petrobras ajuizou uma ação para contestar essas multas e obteve uma liminar que permite buscar uma decisão em relação a esta demanda sem efetuar depósito correspondente ao montante das multas. Atualmente a Petrobras aguarda uma decisão final relativa a esta causa;

• várias ações civis foram impetradas contra a Petrobras, das quais a mais importante é a ação civil

ajuizada em 1 de janeiro de 2001 pelo Ministério Público Federal e pelo Ministério Público do Estado do Paraná reivindicando o pagamento de danos de aproximadamente R$2.300 milhões. Em 4 de abril de 2001, a Petrobras apresentou resposta e ainda aguarda uma decisão; e

• o Ministério Público Federal instituiu ação penal contra a Petrobras, seu ex-presidente e seu ex-

superintendente da refinaria REPAR. O Supremo Tribunal Federal decidiu por unanimidade, em 16 de julho de 2005, pelo trancamento da ação penal contra o presidente da Petrobras. A Petrobras está aguardando uma decisão final de mérito.

Derrame em Fevereiro de 2001 – Olapa – Serra do Mar no Estado do Paraná Em 16 de fevereiro de 2001, o oleoduto Araucária-Paranaguá da Petrobras se rompeu, na altura do km 57, em conseqüência de um movimento incomum do solo e aproximadamente 15.000 galões de óleo diesel (aproximadamente 57 m3) foram derramados nas encostas localizadas no Estado do Paraná. Em 20 de fevereiro de 2001, a Petrobras já havia recuperado aproximadamente 13.738 galões de óleo diesel (aproximadamente 52 m3). Em conseqüência do acidente:

• o Instituto Ambiental do Paraná (IAP) multou a Petrobras em aproximadamente R$150 milhões. A

Petrobras contestou essa multa, e o IAP reduziu-a para R$90 milhões. A Petrobras está contestando esta multa reduzida;

• o Ministério Público Federal e o Ministério Público do Estado do Paraná impetraram uma ação

civil contra a Petrobras reivindicando pagamento de danos de R$3.700 milhões e para obrigar a Petrobras a tomar determinadas medidas corretivas para prevenir futuros acidentes. Em 19 de julho de 2002, a Petrobras apresentou resposta e atualmente aguarda uma decisão; e

• no momento a Polícia Federal do Estado do Paraná está conduzindo uma investigação

criminal, a qual ainda está em seus estágios iniciais. Março de 2001 – explosão na plataforma P-36 - Campo de Roncador Em 15 de março de 2001, uma explosão de gás dentro de um das colunas da plataforma de produção P-36, localizada no campo de Roncador (a 75 milhas da costa brasileira) resultou na morte de 11 funcionários e finalmente no naufrágio da plataforma. O acidente provocou também o derrame de 396.300 galões de óleo diesel (aproximadamente 1.500 m3) no oceano. Em conseqüência do acidente: • o Ministério Público Federal ajuizou uma ação em 23 de janeiro de 2002 exigindo o pagamento de

R$100 milhões por danos ambientais, entre outras demandas. A Petrobras apresentou defesa contra essas demandas e aguarda uma decisão; e

• o IBAMA aplicou uma multa de aproximadamente R$7 milhões. Essas multas estão sendo

contestadas através de processos administrativos. Outubro de 2002 - acidente de unidade FPSO P-34 Em 13 de outubro de 2002, uma falta de energia na FPSO P-34, localizada nos campos de Barracuda-Caratinga, afetou o sistema de balanço de água da embarcação e fez com que a água saísse dos tanques de armazenamento localizados num dos lados da embarcação para os tanques no lado oposto levando a FPSO a adernar 40 graus. Quatro dias depois, a estabilidade da embarcação havia sido restaurada, sem vítimas ou derrame de óleo no mar. Como resultado da investigação desse acidente várias medidas destinadas a impedir acidentes semelhantes foram incorporadas ao Programa de Excelência Operacional-PEO da Petrobras. Em relação a este acidente: • a Petrobras assinou o Termo de Ajustamento de Conduta, ou TAC, com o IBAMA, relativo às

suas atividades de produção na Bacia de Campos, em conformidade com um Decreto Presidencial publicado em 12 de dezembro de 2002. No TAC, a Petrobras concordou em implementar determinadas ações na Bacia de Campos visando a redução dos riscos de danos ambientais;

• após o acidente com a FPSO P-34, a Comissão Estadual de Controle Ambiental - CECA aplicou

uma multa de R$1 milhão alegando que a licença de exploração na Bacia de campos havia expirado. Esta multa está sendo contestada através de processos administrativos; e

• em 16 de janeiro de 2003, o Ministério Público Federal impetrou um mandado de segurança contra

a Petrobras, o IBAMA e a Agência Nacional do Petróleo - ANP, para contestar a validade da carta de intenções e do TAC e impedir a Petrobras de obter junto ao IBAMA novas licenças para as plataformas da Petrobras localizadas na Bacia de Campos. O juiz aceitou parcialmente a petição do autor referente a um mandado de segurança. Uma turma do Tribunal Regional Federal da 2ª Região suspendeu o mandado, mantendo a validade do TAC e esta decisão não está sujeita a recurso. O processo continuará até que o juiz pronuncie a sentença final sobre o mérito do pleito, e tal sentença estará sujeita a futura apelação.

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Poluição Em 15 de janeiro de 1986, o Ministério Público do Estado de São Paulo e a União dos Defensores da Terra, entraram com uma ação civil pública contra a Petrobras e vinte e três outras empresas do polo petroquímico da Região de Cubatão junto ao Tribunal de Justiça do São Paulo sob a alegação de danos causados por poluição. Esta ação está em fase do levantamento de provas. Embora os autores reivindiquem danos correspondentes a US$89.500 numa petição inicial apresentada ao Tribunal, o Ministério Público do Estado de São Paulo declarou publicamente que US$800 milhões seriam em última instância necessários para remediar os alegados danos ambientais. O Tribunal recusou-se a declarar a responsabilidade conjunta das rés e a Petrobras acredita que será difícil determinar os danos ambientais atribuíveis a cada ré, os quais seriam, na avaliação da Petrobras, em face dessa decisão, limitados ao montante de R$200 milhões de responsabilidade da Petrobras.

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VISÃO GERAL DO SETOR DE PETRÓLEO E GÁS NO BRASIL Estrutura Regulatória Nos termos da legislação brasileira, o governo brasileiro é o proprietário de todas as reservas de petróleo bruto e gás natural no Brasil. Ademais, o artigo 1º da Lei nº 2.004, de 3 de outubro de 1953 (“Lei nº 2.004/53”) estabelecia o monopólio da União Federal sobre a pesquisa, exploração, produção, refinação e transporte de petróleo bruto e derivados de petróleo no País, e em sua plataforma continental, observado apenas o direito de empresas que à época atuavam na refinação e distribuição de derivados de petróleo de dar continuidade a essas atividades. Nos termos do artigo 2º da Lei nº 2.004/53, o governo brasileiro nomeou a Petrobras seu exclusivo agente de execução do monopólio da União Federal. Em 1988, quando da promulgação da Constituição Federal, o Congresso Nacional incorporou o artigo 1º da Lei nº 2.004/53 à Constituição, incluindo no âmbito do monopólio estatal a importação e exportação de petróleo bruto e de produtos derivados de petróleo. A partir de 1995, o governo brasileiro deu início a uma ampla reforma do ordenamento jurídico relativo ao setor de petróleo e gás do País. Em 9 de novembro de 1995, o Congresso aprovou a Emenda Constitucional nº 09, de novembro de 1995, permitindo que empresas públicas ou privadas pudessem participar das atividades de exploração e produção e de refino, transporte e comercialização do setor brasileiro de petróleo e gás. Assim, referida Emenda Constitucional encerrou o efetivo monopólio da Petrobras. Referida Emenda foi implementada com a promulgação da Lei do Petróleo, que revogou a Lei nº 2.004/53. A Lei do Petróleo instituiu uma nova estrutura regulatória que quebrou o monopólio da Petrobras e abriu à iniciativa privada todos os segmentos da indústria do petróleo e gás no Brasil. Em conseqüência da Emenda Constitucional referida acima e da subseqüente implementação de mudanças, ainda em andamento, decorrentes da Lei do Petróleo e respectiva regulamentação, a Petrobras vem operando em um ambiente de desregulamentação gradual e concorrência crescente. A Lei do Petróleo também criou uma agência reguladora independente, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP. A função da ANP consiste em regular o setor de petróleo e gás natural no Brasil. O objetivo principal da ANP consiste em gerar um ambiente competitivo para as atividades de petróleo e gás no Brasil, que propicie aos consumidores os mais baixos preços e os melhores serviços. Entre suas principais responsabilidades está a regulamentação das condições das concessões para desenvolvimento upstream e a outorga de novas concessões de exploração. A Lei do Petróleo outorgou a Petrobras o direito exclusivo de explorar reservas de petróleo bruto em campos nos quais a Petrobras havia anteriormente iniciado produção, nos termos do contrato de concessão celebrado com a ANP, em 06 de agosto de 1998. Para cada área de concessão, foi outorgado à Petrobras um prazo de 27 anos, com exclusividade, a contar da data em que o campo foi declarado comercialmente lucrativo. A Lei do Petróleo também instituiu um regime procedimental que permitiu à Petrobras reivindicar direitos de exploração exclusivos e, em caso de êxito na perfuração, direitos de desenvolvimento, pelo prazo de até três anos, que depois foi estendido para cinco anos, em relação a áreas nas quais a Petrobras pôde demonstrar que tinha “perspectivas estabelecidas” antes da promulgação da Lei do Petróleo. A fim de aperfeiçoar a reivindicação de exploração e desenvolvimento dessas áreas, a Petrobras teve que demonstrar que dispunha da capacidade financeira para realizar essas atividades, quer com recursos próprios quer por meio de convênios. A cada exercício a Petrobras é obrigada a apresentar ao Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão e ao Ministério de Minas e Energia o seu orçamento para o exercício fiscal seguinte. Depois de analisado por esses Ministérios, o orçamento é submetido ao Congresso Nacional para aprovação. Como conseqüência desse processo, o total de investimentos da Petrobras para cada exercício fiscal é regulado, embora a destinação específica dos recursos seja deixada a critério da Petrobras. Desde meados de 1991, a Petrobras obteve montantes significativos de financiamentos por meio do mercado de capitais internacional, principalmente através da emissão de commercial papers (notas promissórias comerciais) e de títulos de curto, médio e longo prazos, conseguindo cada vez mais levantar recursos de longo prazo para investimento em bens de capital, tais como sondas e plataformas.

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Os objetivos e planejamento estratégicos da Petrobras estão sujeitos à supervisão do Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão. As atividades da Petrobras estão também sujeitas à regulamentação, entre outros, do Ministério da Fazenda e do Ministério de Minas e Energia. Além disso, como as Ações Ordinárias e Ações Preferenciais e ADSs da Petrobras são negociados na Bolsa de Valores de São Paulo e na Bolsa de Valores de Nova York, respectivamente, a Petrobras também está sujeita à regulamentação da CVM e da SEC. O Brasil não é membro da OPEP, mas a Petrobras foi convidada a comparecer às reuniões da OPEP na qualidade de observadora. Portanto, nem o Brasil, nem a Petrobras estão vinculados às diretrizes da OPEP. Contudo, tendo em vista que a OPEP exerce influência sobre os preços internacionais de petróleo bruto, os preços da Petrobras são afetados, já que eles refletem os preços internacionais de petróleo bruto. Regulamentação de Preços Desde 02 de janeiro de 2002, na forma prevista na Lei nº 9.990, de 21 de julho de 2000, conforme consta abaixo, o Governo Federal eliminou o controle de preços do petróleo bruto e dos produtos derivados de petróleo, à exceção do gás natural vendido a usinas termelétricas enquadradas. A eliminação do controle levou ao acirramento da concorrência e a novos ajustes de preços, já que outras empresas puderam participar do mercado brasileiro e de atividades de importação e exportação de petróleo bruto, produtos derivados de petróleo e gás natural, do e para o Brasil. Entretanto, ainda existe regulamentação de preços para alguns contratos de venda de gás natural e eletricidade. A fim de permitir a tributação de todo o petróleo bruto, produtos derivados de petróleo e gás natural importados, a par da abertura do mercado a todos os participantes, o Governo Federal instituiu um imposto de consumo a ser aplicado na venda e importação de petróleo bruto, produtos derivados de petróleo e gás natural, a Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico, ou CIDE. A partir de 1º de maio de 2004, mudanças importantes foram feitas com relação à tributação nas vendas de derivados de petróleo. O imposto PIS/PASEP e o imposto COFINS, anteriormente impostos ad valorem sobre produtos importados, foram convertidos em impostos com valor específico às seguintes taxas:

Produto Taxa de Impostos

(Reais/m3, exceto GLP/ton. métrica)

Gasolina 261.60

Diesel 148.00

Querosene de aviação 71.20

GLP 167.70

Em algumas transações comerciais, o pagador do imposto ainda pode optar por pagar o imposto do PIS/PASEP e a COFINS como impostos ad valorem. As taxas de impostos específicos para a CIDE e os valores pagos que poderiam ter sido utilizados como créditos contra os valores do PIS/PASEP e do COFINS também foram alterados e são atualmente os seguintes:

CIDE (R$/m3) PIS/COFINS

Deduções

Gasolina 280.0 —

Diesel 70.0 —

Querosene de aviação — —

Óleo combustível — —

GLP — —

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Desde a implementação da Lei do Petróleo em 1997 até 31 de dezembro de 2001, o setor de petróleo e gás brasileiro sofreu uma significativa desregulamentação e o Governo Federal alterou suas políticas de regulamentação de preços. Segundo as novas políticas, o Governo Federal:

• instituiu uma nova metodologia para determinação do preço dos produtos derivados de petróleo desenhada para rastrear os preços internacionais prevalecentes e a taxa de câmbio Real/Dólar norte-americano;

• eliminou a regulamentação do custo pelo qual a Petrobras podia registrar importações de

petróleo bruto e derivados de petróleo em seus custos de vendas;

• gradualmente eliminou, na comercialização por atacado, o controle dos preços pelos quais a Petrobras podia vender seus produtos derivados de petróleo, com exceção de óleo diesel, gasolina e GLP;

• eliminou os subsídios para equalização dos custos de transporte, chamados de Frete para

Uniformização de Preços (FUP), no caso de subsídios ao transporte de produtos derivados de petróleo, e Frete para Uniformização de Preços do Álcool (FUPA), no caso de subsídios ao transporte de álcool combustível com vigência após 28 de julho de 1998; e

• manteve a exigência de que a Petrobras agisse como administradora do Governo Federal para o

programa de álcool combustível.

Até a promulgação da Lei do Petróleo em 1997, o Governo Federal regulou, em todos os aspectos, os preços de petróleo bruto, de produtos derivados de petróleo, álcool combustível e outras fontes de energia no Brasil, incluindo o gás natural e energia.

Petróleo Bruto e Derivados de Petróleo Refinados De acordo com a Lei do Petróleo e a legislação subseqüente, os mercados de petróleo e gás no Brasil foram desregulados inicialmente em 02 de janeiro de 2002. Como parte dessa medida:

• o Governo Federal desregulamentou os preços de venda de petróleo bruto e produtos derivados de petróleo; e

• o Governo Federal instituiu o CIDE, imposto de consumo pagável ao Governo Federal, por

produtores, formuladores e importadores, sobre as compras e vendas de petróleo e produtos combustíveis com alíquotas específicas para cada produto, tomando-se por base a unidade de medida geralmente adotada para esses produtos.

Até a promulgação da Lei do Petróleo, o Governo Federal regulava todos os aspectos do preço do petróleo bruto e produtos derivados de petróleo no Brasil, desde o custo de petróleo bruto importado para uso nas refinarias da Petrobras até o preço de produtos derivados de petróleo refinados cobrados ao consumidor. Gás Natural A operação de gás natural da Petrobras está sujeita a uma série de normas relativas ao setor de gás natural, inclusive, a Portaria Interministerial no 3 (relacionada à venda de gás natural nacional), a Portaria Interministerial no 176 (relacionada ao preço máximo do gás natural vendido a certas usinas termelétricas incluídas no PPT) e a Portaria Interministerial nº 45 (relacionada ao preço de transporte do gás natural nacional vendido a companhias locais de distribuição de gás).

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Em 1º de junho de 2001, o Ministério de Minas e Energia e o Ministério da Fazenda adotaram a Portaria nº 176, estabelecendo um preço máximo de venda de gás natural para certas usinas termelétricas incluídas no PPT, a ser aplicado por um prazo de 12 anos. Cada termelétrica enquadrada terá direito de adquirir gás natural a preços estabelecidos de acordo com o mecanismo descrito a seguir. Para o período inicial de 12 meses consecutivos, a partir da data em que tiver início o consumo de gás, será definido um preço fixo em reais por MmBTU, obtido da conversão de um preço de referência em dólares norte-americanos por MmBTU, inicialmente de US$2,58 por MmBTU, convertido em reais com base na taxa de câmbio em vigor naquela data. Nos períodos subseqüentes de 12 meses consecutivos, o preço máximo sofrerá reajuste anual pela variação do índice de preços do produtor norte-americano, bem como da taxa cambial do dólar norte-americano, a ser aplicada sobre a parcela do preço máximo do gás natural importado (fixado na regulamentação aplicável em 80%), e pela variação do IGP-M a ser aplicada sobre a parcela do preço máximo do gás natural nacional (fixado na regulamentação aplicável em 20%) refletindo o atual volume do mix de gás natural a ser fornecido às termelétricas enquadradas. O reajuste anual do preço máximo do gás importado toma por base a taxa do período anterior de 12 meses e o volume projetado de gás natural a ser vendido à mesma termelétrica enquadrada no período de 12 meses subseqüente. O preço sofrerá reajuste, de forma a ressarcir o fornecedor de gás natural por quaisquer insuficiências, calculadas em cada fatura, causadas por uma desvalorização do real. De modo similar, a termelétrica enquadrada será ressarcida por valores pagos a, calculados em cada fatura, maior, em função de qualquer valorização do real no mesmo período. A taxa de juros incidente sobre o valor líquido insuficiente ou excedente, para cada termelétrica enquadrada, será a Taxa SELIC, taxa de juros aplicável a certas obrigações do Governo Federal. Além disso, haverá acréscimo da remuneração financeira referente à projeção da taxa de juros para o período de 12 meses subseqüente, calculada sobre o valor líquido insuficiente ou excedente. A parcela dessas diferenças que não for compensada segundo os mencionados ajustes do preço máximo será incluída no ajuste do preço máximo dos períodos de 12 meses subseqüentes, até que seja integralmente compensada. O PPT prevê expressamente que as usinas termelétricas poderão repassar aos seus consumidores finais quaisquer mudanças de preço resultantes dos ajustes indicados acima. Conta Petróleo e Álcool Antes da desregulamentação dos preços do petróleo em 2002, a Conta Petróleo e Álcool era uma conta especial utilizada para representar o impacto sobre a Petrobras das políticas de regulamentação do Governo Federal para a indústria nacional de petróleo e o programa de álcool combustível. A partir de 2002, a Conta Petróleo e Álcool passou somente a refletir os saldos existentes à época da desregulamentação do preço, mais a atualização monetária acumulada por conta da inflação. Antes de 29 de julho de 1998, essa conta registrava a diferença entre o custo estabelecido pelo Governo Federal e o custo efetivo de importação de petróleo bruto e de derivados de petróleo da Petrobras, bem como os efeitos líquidos para a Petrobras da administração dos subsídios do FUP/FUPA e de todos os regulamentos correlatos (os programas FUP/FUPA). Por exemplo, se o custo estabelecido pelo Governo Federal para o petróleo bruto e os derivados tiver sido menor do que os custos efetivos da Petrobras para importar esses produtos, a diferença seria registrada como um crédito da Petrobras devido pelo Governo Federal na Conta Petróleo e Álcool. No período compreendido entre 29 de julho de 1998 e 31 de dezembro de 2001, a Conta Petróleo e Álcool era obrigatoriamente ajustada pela PPE e por determinados custos de transporte de combustíveis e outros custos ressarcíveis que não tinham sido eliminados. O impacto líquido sobre a Petrobras causado pelas atividades relacionadas ao álcool combustível também era registrado na Conta Petróleo e Álcool.

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O artigo 74 da Lei do Petróleo exigia que o Governo Federal liquidasse a Conta Petróleo e Álcool quando ou antes da implementação integral da desregulamentação de preços. A desregulamentação deu-se por etapas, ao longo de vários anos, e foi plenamente implementada em 2 de janeiro de 2002. A fim de facilitar a necessária liquidação, em 30 de junho de 1998, o Governo Federal emitiu, em nome da Petrobras, Títulos do Tesouro Nacional – Série H, representando o crédito devido a Petrobras pelo Governo Federal da Conta Petróleo e Álcool. Os títulos foram colocados junto a um depositário federal para fazer face ao saldo dessa conta. O prazo dos Notas do Tesouro Nacional – Série H venceu em 30 de junho de 2004. Até essa data, existiam 138.791 Notas do Tesouro Nacional – Série H não liquidados no montante de R$173 milhões e o saldo da Conta Petróleo e Álcool era de R$749 milhões. Em 02 de julho de 2004, o Governo Federal efetuou um depósito em uma conta em nome da Petrobras de R$173 milhões para o pagamento dos títulos. Contudo, apenas R$8 milhões desse valor foram disponibilizados a Petrobras. A Petrobras não tem acesso aos R$165 milhões restantes, que representam uma garantia parcial do saldo da Conta Petróleo e Álcool, de acordo com a determinação da Secretaria do Tesouro Nacional (STN). Em 31 de dezembro de 2003 e 2002, o valor dos títulos somou R$171 milhões e R$163 milhões, respectivamente. A natureza legal, válida e obrigatória da conta não é afetada por qualquer diferença entre o saldo da conta e o valor dos títulos pendentes de pagamento. Certificação da Conta Petróleo e Álcool As mudanças na Conta Petróleo e Álcool no período de 1o de julho de 1998 a 20 de dezembro de 2002 estão sujeitas a auditorias pela ANP. A Comissão de Auditoria Integrada ANP/STN submeteu, em 23 de junho de 2004, seu relatório final certificando e aprovando o saldo da Conta Petróleo e Álcool para o período de 1º de julho de 1998 a 31 de dezembro de 2001, junto com o reajuste monetário até a presente data. A conclusão desse processo de auditoria para a Conta Petróleo e Álcool, e a anuência das partes do montante final, estabelece a base para concluir o processo de liquidação entre o Governo Federal e a Petrobras. Conforme definido na Lei nº 10.742, de 06 de outubro de 2003, o encontro de contas com a União deveria ter ocorrido até 30 de junho de 2004. A Petrobras, após ter prestado todas as informações requeridas pela Secretaria do Tesouro Nacional – STN, está, em articulação com o Ministério de Minas e Energia – MME, buscando equalizar as divergências ainda existentes entre as partes, visando concluir o encontro de contas com a União, de acordo com o previsto na Medida Provisória nº 2.181-45, de 24 de agosto de 2001. Em 2 de julho de 2004, a União efetuou um depósito no montante aproximado de R$173 milhões, correspondente as Notas do Tesouro Nacional – série H (NTNs-H), as quais foram emitidas em favor da Petrobras para garantir o pagamento do saldo devedor da conta petróleo e álcool, visto as mesmas terem vencido em 30 de junho de 2004, dos quais aproximadamente R$8 milhões foram disponibilizados para a Petrobras e o saldo remanescente de, aproximadamente R$165 milhões, encontra-se bloqueado em conta aberta, a favor da Petrobras, como depósito bloqueado vinculado à ordem da STN. O saldo da conta poderá ser pago através da emissão de títulos do Tesouro Nacional, de valor igual ao saldo final do encontro de contas ou com outros montantes que a Petrobras porventura estiver devendo ao Governo Federal, inclusive os relativos a tributos ou uma combinação das opções anteriores.

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A tabela abaixo resume as mutações da Conta Petróleo e Álcool em 2004, 2003 e 2002:

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2004 2003 2002

(em milhões de reais)

Saldo Inicial 689 644 187

Adiantamentos (Arrecadações)-PPE — — (13)

Ressarcimentos a terceiros:

Subsídios pagos aos produtores de álcool combustível — 15 600

Outros — — 17

Total de ressarcimentos a terceiros 15 617

Ressarcimentos à Petrobras:

Transporte de derivados de petróleo 4 — (50)

Resultado líquido de atividades de comercialização de álcool combustível (1) — —

Total de ressarcimentos à Petrobras 4 — (50)

Total de ressarcimentos 4 15 567

Encargos de Mútuo 14 30 7

Resultado do Processo de Certificação/Auditoria pelo GovernoFederal 50 — (104)

Liquidação parcial (8) — —

Saldo final 749 689 644

(1) Lançado como componente do custo de vendas.

Regulamentação de Exploração e Desenvolvimento Durante o período em que a Petrobras deteve o monopólio das operações de exploração e produção de petróleo e gás no Brasil, até o advento da Lei do Petróleo, a Petrobras tinha a exclusividade do direito de explorar e produzir em quaisquer áreas do País. Com o advento da referida Lei, extinguiu-se o monopólio da Petrobras para as atividades de exploração e produção e a União Federal, através da sua autarquia de regime especial, Agência Nacional de Petróleo (ANP) passou a outorgar direitos de exploração e produção a empresas do setor público ou privado através de Contrato de Concessão a ser assinado entre a ANP e as referidas empresas, após procedimento licitatório. Visando a permitir a continuidade das atividades da Petrobras no segmento de exploração e produção, antes de realizar a primeira rodada de licitação para outorga das mencionadas concessões, a ANP, com fundamento no disposto nos artigos 31 a 35 da Lei do Petróleo, concedeu à Petrobras o direito de exploração e produção sobre algumas áreas, através da celebração de contratos de concessão (conhecidos como

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contratos da "rodada zero"). Em 1999, a ANP deu início às rodadas de licitações para outorgar concessões para áreas de produção, exploração e desenvolvimento, ficando a Petrobras, como qualquer outra empresa que atue neste segmento, obrigada a participar das licitações para obter a outorga de direitos de concessionário. Nos termos da Lei do Petróleo, do Contrato de Concessão e da respectiva regulamentação promulgada pela ANP, as concessionárias são obrigadas a pagar as seguintes participações governamentais: • bônus de assinatura; • pagamento pela ocupação ou retenção de área; • participação especial; e • royalties. O bônus de assinatura tem seu valor mínimo estabelecido no edital de licitação da concessão e corresponderá ao pagamento ofertado na proposta vencedora para obtenção da concessão, devendo ser pago no ato da assinatura do contrato de concessão. O pagamento pela ocupação ou retenção de área é estabelecido no edital e deve ser efetuado anualmente. Para calcular o valor a ser cobrado pela ocupação da área, a ANP considera fatores tais como a localização e tamanho do bloco concedido, a bacia sedimentar e suas características geológicas. A participação especial consiste em remuneração extraordinária devida pelas concessionárias em casos de grandes volumes de produção e/ou de grande rentabilidade dos campos da Petrobras, calculados de acordo com critérios estabelecidos pelas normas aplicáveis, sendo devida trimestralmente em relação a cada campo, a contar da data na qual ocorrer tal produção extraordinária. Esta taxa de participação, quando se aplica, varia entre 0% e 40%, dependendo: • do volume de produção; e • do fato de o campo objeto da concessão localizar-se em terra ou offshore e, caso localizado

offshore, de se tratar de águas rasas ou águas profundas. Nos termos da Lei do Petróleo e da regulamentação aplicável, a participação especial é calculada com base nas receitas líquidas trimestrais de cada campo, que consistem das receitas brutas menos: • royalties pagos; • investimento em exploração; • custos operacionais; e • ajustes de depreciação e impostos aplicáveis. A ANP é responsável também pela determinação dos royalties mensais devidos com relação à produção. Os royalties geralmente correspondem a uma porcentagem, que varia de 5% a 10%, aplicada aos preços de referência do petróleo ou gás natural, e são estabelecidas pelo edital de licitação e contrato de concessão. Praticamente toda a produção da Petrobras paga atualmente a taxa máxima de 10%. Para determinar os royalties aplicáveis a um bloco em particular, a ANP leva em conta, entre outros fatores, os riscos geológicos inerentes e os níveis de produção esperados.

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A Lei do Petróleo também exige que as concessionárias de campos localizados em terra paguem ao proprietário da terra uma participação equivalente a 1,0% da produção do campo, aplicada aos preços de referência do petróleo ou gás natural. Legislação Ambiental Todas as fases das operações de petróleo bruto e gás natural apresentam riscos e perigos ambientais. As instalações da Petrobras localizadas no Brasil estão sujeitas a uma série de leis federais, estaduais e municipais, regulamentos e exigências de licenciamento relativos à proteção da saúde humana e do meio-ambiente. Na esfera federal, a Petrobras está sujeita à competência administrativa do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis, ou IBAMA, que concede licenças operacionais ou de perfuração, e à competência normativa do Conselho Nacional do Meio Ambiente. A manutenção das licenças exige a entrega de relatórios, incluindo relatórios de monitoramento de segurança e poluição (IOPP) ao IBAMA. Condições terrestres ambientais, de saúde e segurança são controladas na esfera estadual e não em nível federal. A Lei nº 6.938, de 31 de agosto de 1981, e respectivos regulamentos e decretos subseqüentes, estabeleceram a imputação de responsabilidade objetiva por danos ao meio ambiente, mecanismos para tornar exigíveis os padrões ambientais, bem como exigências de licenciamento para atividades poluidoras. A Resolução do CONAMA No 23/94 exige que a Petrobras realize estudos de impacto ambiental com relação a determinadas atividades da Petrobras. A Petrobras deve eliminar, mitigar ou compensar as partes relevantes pelos efeitos ambientais adversos identificados nesses estudos. Em 27 de dezembro de 2000, a Lei nº 10.165, que modificou a Lei nº 6.938, criou a Taxa de Controle e Fiscalização Ambiental ou TCFA. Referida lei autoriza o IBAMA a cobrar, trimestralmente, essa taxa da Petrobras e de outras empresas que atingirem um limite de receita mínimo, que se dedicam a atividades que possam ocasionar danos ambientais e/ou explorem recursos naturais no Brasil. Atualmente, a Petrobras não considera esta taxa imposta pelo IBAMA como relevante. A Confederação Nacional da Indústria (CNI) está atualmente contestando essa taxa como inconstitucional e não há até o momento julgamento definitivo dessa ação ajuizada pela CNI, havendo, todavia, tendência de se considerar constitucional a cobrança da taxa. A legislação ambiental brasileira estipula restrições e proibições relativas a derramamentos e descargas ou emissões de produtos perigosos relacionados às operações da Petrobras. A legislação ambiental brasileira também rege a operação, manutenção, abandono e recuperação de poços, refinarias, terminais, postos de gasolina e demais instalações. A observância e cumprimento da legislação aplicável poderão exigir despesas significativas, podendo uma violação a essa legislação acarretar multas e penalidades, algumas delas relevantes. Além disso, as operações e empreendimentos que produzem impacto ambiental significativo, em especial a perfuração de novos poços e a ampliação de refinarias, exigem que a Petrobras solicite avaliações de impacto ambiental, em conformidade com procedimentos de licenciamento federais e estaduais. Em conformidade com a legislação ambiental brasileira, a Petrobras propôs a celebração, ou celebrou, termos de compromisso ambiental com os órgãos de proteção ambiental e/ou com os Ministérios Públicos Federal ou Estaduais, em que a Petrobras concorda em implementar uma série de medidas para regularizar o licenciamento ambiental dessas instalações. De acordo com a Lei nº 9.605, de 12 de fevereiro de 1998, pessoas físicas ou jurídicas cuja conduta ou atividades causarem dano ao meio-ambiente ficarão sujeitas a sanções criminais e administrativas, bem como serão responsáveis pelo custo de reparação dos prejuízos efetivos resultantes de tal dano. As pessoas físicas ou jurídicas que cometerem crime contra o meio-ambiente ficarão sujeitas a sanções que variam de multas a detenção no caso de pessoas físicas; no caso de pessoas jurídicas, tais sanções variam de suspensão ou interrupção de atividades a proibição de celebração de quaisquer contratos

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com órgãos públicos pelo prazo de até dez anos. Os órgãos governamentais de proteção ao meio-ambiente poderão também impor sanções administrativas a quem não observar a legislação ambiental, inclusive, entre outras:

• multas;

• suspensão parcial ou total de atividades;

• obrigações de custeio da reparação dos prejuízos e de projetos ambientais;

• cancelamento ou restrição de incentivos ou benefícios fiscais;

• fechamento de estabelecimentos ou empreendimentos; e

• cancelamento ou suspensão da participação em linhas de crédito junto a estabelecimentos de crédito oficiais.

De acordo com a Lei nº 9.966, de 28 de abril de 2000, as agências que operam portos organizados e instalações portuárias, assim como proprietários e operadores de plataformas e suas instalações de apoio devem realizar auditorias ambientais independentes a cada dois anos, para avaliar a gestão ambiental e os sistemas de controle em cada uma de suas unidades. A Petrobras está cumprindo esta lei. A Lei No 9.985 estabelece uma compensação ambiental de pelo menos 0,5% do valor do projeto relativo a empreendimentos que provoquem impacto ambiental negativo que não possa ser mitigado, aferido com base em estudo de impacto ambiental e respectivo relatório. Tal compensação somente pode ser aplicada nas unidades de conservação. As agências ambientais ainda estão implementando o disposto nesta lei, mas podem tentar aplicá-la de forma retroativa. Em 2004, a Petrobras investiu aproximadamente US$490 milhões em projetos ambientais, comparados com aproximadamente US$750 milhões em 2003. Esses investimentos foram principalmente direcionados a reduzir emissões e resíduos resultantes de processos industriais, administrar o uso de água e efluentes, remediar áreas impactadas, obtendo coletores de petróleo para os centros de proteção ambiental da Petrobras e outros equipamentos novos para melhorar a resposta da Petrobras a situações emergenciais, implementando novas tecnologias ambientais, modernizando os oleodutos da Petrobras e concedendo indenizações ambientais. A Petrobras está sujeita a uma série de processos administrativos, cíveis e criminais relativos a questões ambientais.

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CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS

A tabela a seguir descreve os montantes de caixa, disponibilidades e aplicações financeiras, endividamento de curto e longo prazo e estrutura de capital, em 31 de dezembro de 2004 e em 30 de junho de 2005. As informações descritas abaixo foram extraídas das demonstrações financeiras consolidadas e auditadas para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2004 e revisadas para o semestre encerrado em 30 de junho de 2005, produzidas de acordo com os Princípios Contábeis Brasileiros. O investidor deve ler esta tabela em conjunto com as Seções “Informações sobre a Petrobras − Informações Financeiras Selecionadas da Petrobras” e “Informações sobre a Petrobras − Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado Operacional da Petrobras”, e as demonstrações financeiras consolidadas da Petrobras, disponíveis no site www.petrobras.com.br/ri.

Em 30 de junho de 2005

Em 31 de dezembro de 2004

(em R$milhões)

Disponibilidades 17.195 18.943

Obrigações de curto prazo:

Dívida curto prazo:

Denominada em Moeda Estrangeira 6.678 5.089

Denominada em Moeda Local 2.323 406

Total dívida de curto prazo 9.001 5.495

Obrigações de longo prazo:

Denominada em Moeda Estrangeira 31.852 27.616

Denominada em Moeda Local 6.389 4.105

Total dívida de longo prazo 38.241 31.721

Participação Minoritária 5.951 2.262

Patrimônio Líquido:

Capital Social Realizado 33.235 33.235

Reserva de Capital 365 355

Reservas de Reavaliação 65 69

Reservas de Lucro 26.484 28.612

Lucros/Prejuízos Acumulados 9.951 0

Total Patrimônio Líquido 70.100 62.271

Total Capitalização 117.342 99.487

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INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS DA PETROBRAS As demonstrações financeiras consolidadas da Petrobras, e as informações financeiras delas derivadas incluídas neste Prospecto, foram elaboradas em conformidade com os princípios contábeis geralmente aceitos no Brasil, conforme determinado pela Lei das Sociedades por Ações, e atendem às normas e regulamentos emitidos pela CVM e aos boletins técnicos preparados pelo IBRACON. As demonstrações financeiras completas da Petrobras estão disponíveis no site www.petrobras.com.br/ri. Alguns números constantes do presente Prospecto podem não representar totais exatos em virtude de arredondamentos efetuados. Sendo assim, os resultados totais constantes de algumas tabelas presentes neste Prospecto podem não corresponder ao resultado exato da soma dos números que os precedem. Algumas referências a preços, custos e outras informações, tais como preço do barril de petróleo e custo de extração, contidas neste Prospecto são feitas em dólares norte-americanos quando esta moeda é o padrão internacional para análise e comparações destas informações na indústria de petróleo e gás. As informações e dados estatísticos relativos ao mercado em que a Petrobras atua foram obtidos junto a relatórios de consultorias independentes, órgãos governamentais e publicações em geral. Em que pese a Emissora acreditar na credibilidade de tais fontes de informação, esta não realizou qualquer verificação independente quanto àquelas informações ou dados estatísticos, pelo que não se pode garantir sua exatidão e completude. Salvo se especificado de outra forma, as informações financeiras consolidadas da Petrobras referentes aos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2004 e 2003 contidas no presente Prospecto derivam das demonstrações financeiras consolidadas da Petrobras, e suas respectivas notas explicativas, auditadas pela Ernst & Young Auditores Independentes S/C, enquanto que as informações financeiras consolidadas da Petrobras referentes aos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2002 contidas no presente Prospecto derivam das demonstrações financeiras consolidadas da Petrobras, e suas respectivas notas explicativas, auditadas pela PriceWaterhouseCoopers Auditores Independentes. Salvo se de outra forma especificado neste Prospecto, as informações financeiras consolidadas da Petrobras referentes aos períodos encerrados em 30 de junho de 2005 e 30 de junho de 2004, contidas no presente Prospecto, derivam das demonstrações financeiras consolidadas da Petrobras referentes aos semestres mencionados, e suas respectivas notas explicativas, tendo sido objeto de revisão limitada por parte da Ernst & Young Auditores Independentes S/C. A partir de 01 de janeiro de 2005, as Sociedades de Propósito Específico, cujas atividades são controladas, direta ou indiretamente, pela Petrobras, foram incluídas nas Demonstrações Contábeis Consolidadas, conforme determina a Instrução CVM nº 408. Para facilitar a comparabilidade em 2005, alguns valores relativos a períodos anteriores foram reclassificados para fins de adequação às demonstrações do período atual.

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Resumo Econômico-Financeiro (consolidado) (1)

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

(em R$milhões) 2004 2003 2002

Receita Operacional Bruta 150.403 131.988 99.164

Receita Operacional Líquida 108.202 95.743 69.176

Resultados:

Atividades Próprias 17.993 20.722 6.672

Subsidiárias/Coligadas (145) (1.009) 1.426

Itens Extraordinários (2) (13) (1.918) (1.439)

Lucro 17.861 17.795 8.098

Endividamento Líquido (3) 33.813 34.684 40.491

EBITDA (%) (4) 35.988 32.615 18.283

Endividamento Líquido/ EBITDA (%) (3)(4) 94 106 219

Patrimônio Líquido 62.272 49.367 34.325

Ativo Permanente 79.531 68.584 42.562

Relação Capital Próprio/Capital de Terceiros (3) 44/56 61/39 67/33

(1) Os valores expressos em Reais (R$), mencionados nesta análise financeira, foram apurados em conformidade às práticas

contábeis emanadas da legislação societária e às normas da CVM. (2) Considera-se como Itens Extraordinários valores referentes a fatos não previstos ou habituais aos negócios da Petrobras e

que, portanto, não são recorrentes. (3) Inclui endividamento contraído pelas Empresas de Propósito Específico com as quais a Petrobras estruturou projetos na

modalidade de Project Finance, além de adiantamento por conta de empreendimentos em consórcios e endividamento contraído através de contratos de leasing.

(4) Resultado antes dos impostos, das participações minoritárias, do resultado financeiro líquido, das participações em investimentos relevantes, e da depreciação, amortização e custo com abandono.

(5) As receitas, despesas, ativos e passivos consolidados, no exercício de 2004, estão influenciados pelos efeitos da apreciação do real em 8,1% em relação ao dólar norte-americano, enquanto que no exercício de 2003 houve uma apreciação de 18,23% do real em relação a moeda norte-americana.

(6) As receitas, despesas, ativos e passivos consolidados estão influenciados pelos negócios desenvolvidos pela Companhia Triunfo, a partir de junho de 2004, através da Petroquisa (controlada integral) e, a partir de setembro de 2004, pelos negócios da Liquigás (Ex-AGIP), adquirida pela PBR em 09 de agosto de 2004, e que foram incluídos na consolidação da Petrobras, sendo que, o resultado contempla somente os meses de agosto de 2004 a dezembro de 2004, o que prejudica a comparabilidade com períodos anteriores.

201

Informações das Demonstrações de Resultado

Período de 6 meses encerrado em 30 de junho de

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

(em R$milhões) 2005 2004 (*) 2004 2003 2002

Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 82.444 70.301 150.403 131.988 99.164

Deduções sobre Receita Bruta (20.188) (19.084) (42.202) (36.246) (29.987)

Receita Líquida 62.256 51.217 108.201 95.742 69.176

Custo de Bens e/ou Serviços Prestados (34.449) (29.720) (63.100) (52.893) (44.205)

Resultado Bruto 27.807 21.497 45.101 42.849 24.970

Despesas/Receitas Operacionais (11.406) (9.633) (17.850) (14.975) (12.900)

Com Vendas (2.521) (1.955) (4.751) (3.364) (2.877)

Gerais e Administrativas (2.501) (1.930) (4.033) (3.169) (2.258)

Financeiras (2.221) (1.498) (3.171) (1.378) (1.166)

Receitas Financeiras 194 1.460 930 1.817 3.628

Despesas Financeiras (2.415) (2.958) (4.101) (3.195) (2.462)

Outras Despesas Operacionais (3.880) (4.707) (5.750) (6.055) (10.356)

Tributárias (418) (808) (1.206) (983) (1.041)

Custo c/ Pesq. Desenv. Tecnológico (416) (318) (696) (571) (420)

Custos Explorat p/Extração Petróleo e Gás (584) (626) (1.736) (1.638) (1.358)

Variações Monetárias e Cambiais Líquidas 518 (1.142) 753 2.728 (4.613)

Outras Despesas/Receitas Operacionais Líquidas (2.980) (1.813) (2.866) (5.591) (3.527)

Correção Monetária de Balanço - - 0 0 605

Resultado da Equivalência Patrimonial (283) 457 (145) (1.009) 1.426

Resultado Operacional 16.401 11.864 27.251 27.874 12.070

Resultado Não Operacional (205) (139) (531) (485) (170)

Receitas 9 35 158 36 838

Despesas (214) (174) (689) (521) (1.008)

Resultado antes Tributação/Participações 16.196 11.725 26.720 27.389 11.900

Provisão para IR e Contribuição Social (3.909) (3.287) (6.269) (8.154) (3.902)

IR Diferido (1.003) (1.078) (979) 337 (105)

Partic. de empregados e administradores 0 0 (783) (894) (444)

Participações Minoritárias (1.333) (269) (826) (884) (650)

Lucro/Prejuízo do Exercício 9.951 7.091 17.860 17.794 8.097 (1) Os valores expressos em Reais (R$), mencionados nesta análise financeira, foram apurados em conformidade às práticas

contábeis emanadas da legislação societária e às normas da CVM. (2) Considera-se como Itens Extraordinários valores referentes a fatos não previstos ou habituais aos negócios da Petrobras e

que, portanto, não são recorrentes. (3) Inclui endividamento contraído pelas Empresas de Propósito Específico com as quais a Petrobras estruturou projetos na

modalidade de “Project Finance”, além de adiantamento por conta de empreendimentos em consórcios e endividamento contraído através de contratos de leasing.

(4) Resultado antes dos impostos, das participações minoritárias, do resultado financeiro líquido, das participações em investimentos relevantes, e da depreciação, amortização e custo com abandono.

(5) As receitas, despesas, ativos e passivos consolidados, no exercício de 2004, estão influenciados pelos efeitos da apreciação do real em 8,1% em relação ao dólar norte-americano, enquanto que no exercício de 2003 houve uma apreciação de 18,23% do real em relação a moeda norte-americana.

(6) As receitas, despesas, ativos e passivos consolidados estão influenciados pelos negócios desenvolvidos pela Cia. Triunfo, a partir de junho de 2004, através da Petroquisa (controlada integral) e, a partir de setembro de 2004, pelos negócios da Liquigás (Ex-AGIP), adquirida pela em 09 de agosto de 2004, e que foram incluídos na consolidação da Petrobras, sendo que, o resultado contempla somente os meses de agosto de 2004 a dezembro de 2004, o que prejudica a comparabilidade com períodos anteriores.

(*) A partir de 01 de janeiro de 2005, as Sociedades de Propósito Específico, cujas atividades são controladas, direta ou indiretamente, pela Petrobras, foram incluídas nas Demonstrações Contábeis Consolidadas, conforme determina a Instrução CVM nº 408. Para facilitar a comparabilidade em 2005, alguns valores relativos a períodos anteriores foram reclassificados para fins de adequação às demonstrações do período atual

202

Balanço Patrimonial

Em 30 de junho de Em 31 de dezembro de

(em R$milhões) 2005 2004 (*) 2004 2003 2002 Ativo circulante 50.469 51.720 51.287 50.701 38.430Disponibilidades 17.195 21.994 18.943 24.952 11.874

Créditos 11.388 9.443 10.609 8.134 8.027Estoques 14.209 12.692 14.418 10.395 12.208Outros 7.677 7.591 7.317 7.219 6.319

Ativo realizável a longo prazo 13.935 14.577 16.217 16.948 16.267Conta Petróleo e Álcool 758 749 749 689 643Títulos e Valores Mobiliários 947 647 558 638 1.086Créditos com Pessoas Ligadas 331 420 0 0 0Adiantamento p/ Plano de Pensão 1.178 1.269 1.217 1.193 1.022Outros 10.721 11.492 13.693 14.428 12.609

Ativo Permanente 101.173 90.222 79.531 68.584 42.561

Ativo Total 165.577 156.519 147.035 136.234 97.260

Passivo circulante 32.451 30.559 33.958 36.898 29.213Empréstimos e Financiamentos 9.001 9.702 5.495 8.132 6.016Fornecedores 8.384 5.062 9.003 7.039 6.491Impostos, Taxas e Contribuições 7.658 8.030 7.689 7.324 6.868Dividendos a Pagar 2.271 61 5.062 5.659 2.812Provisões 1.657 3.085 1.776 2.868 2.157 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 34 74 49Outros 3.421 4.555 3.663 3.661 2.691 Projetos estruturados 59 64 1.236 2.141 2.127

Passivo exigível a longo prazo 56.554 66.213 48.041 48.038 33.923Empréstimos e Financiamentos 38.241 50.704 31.721 34.116 24.786Provisões 8.183 7.732 13.747 11.796 8.075

Provisões com plano de saúde 6.397 5.101 5.674 4.564 3.745Plano de Pensão 1.389 603 696 345 515Outras Provisões 397 2.028 7.377 6.887 3.815

Dívidas com Pessoas Ligadas 93 137 74 17 25Outros 10.037 7.640 2.499 2.109 1.037

Resultado de Exercícios Futuros 521 559 502 312 404 Participação Minoritária 5.951 2.546 2.262 1.619 (605)

Patrimônio Líquido 70.100 56.642 62.272 49.367 34.325Capital Social Realizado 33.235 33.235 33.235 20.201 16.630Reserva de Capital 365 350 355 339 312Reservas de Reavaliação 65 77 69 72 93Reservas de Lucro 36.435 22.980 28.613 28.753 17.287Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0 0 0

Passivo Total 165.577 156.519 147.035 136.234 97.260

203

ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE A SITUAÇÃO FINANCEIRA E O RESULTADO OPERACIONAL DA PETROBRAS

Esta análise e discussão da administração sobre a situação financeira e o resultado das operações deve ser lida em conjunto com suas demonstrações financeiras auditadas e demonstrações financeiras anuais sujeitas a revisão especial e respectivas notas explicativas incluídas neste Prospecto. As demonstrações financeiras auditadas constantes do presente Prospecto foram elaboradas em conformidade com os Princípios Contábeis Brasileiros. A fim de melhor compreender os resultados operacionais e a posição financeira da Petrobras, deve-se levar em consideração os vários fatores abaixo relacionados e as demonstrações financeiras consolidadas anexas a este Prospecto, relativas aos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2003 e 2002 e aos trimestres encerrados em 30 de junho de 2005 e 2004. Esta análise financeira apresenta dados extraídos das demonstrações financeiras consolidadas da Petrobras que permitem uma avaliação dos resultados econômico-financeiros alcançados nos exercícios de 2004 face a 2003 e 2003 face a 2002. São destacados alguns componentes patrimoniais, o valor adicionado, como também os indicadores da contribuição da Petrobras na área social.

Geral

As receitas da Petrobras advêm de:

• vendas nacionais, que consistem de vendas de petróleo bruto e derivados de petróleo (tais como gasolina, óleo diesel e gás liquefeito de petróleo), gás natural e produtos petroquímicos;

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

• vendas internacionais (excluídas as vendas para exportação), que consistem de vendas de petróleo bruto, gás natural e derivados de petróleo produzidos e refinados no exterior; e

• outras receitas, incluindo serviços, rendas com investimentos e ganhos cambiais. As despesas operacionais da Petrobras incluem:

• custos dos produtos vendidos (que incluem despesas com pessoal, custos de operação e

compras de petróleo bruto e derivados de petróleo), manutenção e reparo de plantas e equipamentos, depreciação e amortização de ativos fixos, exaustão de campos de petróleo e custos de exploração;

• despesas com vendas (que incluem despesas com transporte e distribuição dos produtos da

Petrobras), despesas administrativas e gerais; e • despesas com juros e perdas com variação cambial.

O lucro da Petrobras é afetado por vários fatores, incluindo:

• o tipo e o volume de petróleo bruto, derivados de petróleo e gás natural produzidos e vendidos

pela Petrobras; • alterações nos preços internacionais do petróleo bruto e dos derivados de petróleo, que são

denominados em dólares norte-americanos;

204

• alterações nos preços internos dos derivados de petróleo, que são denominados em Reais; • a inflação brasileira;

• flutuações na taxa de câmbio entre o dólar norte-americano e o Real; e • os tributos e encargos que recaem sobre a Petrobras com relação a suas operações no setor de

petróleo e gás natural. Segmentos de Negócios A Petrobras participa de todas as etapas do negócio de petróleo e gás, da exploração e extração de petróleo bruto e gás natural de suas reservas, refino de petróleo bruto e distribuição dos derivados de petróleo no mercado de varejo. Este processo envolve exploração e produção do petróleo bruto e gás natural e refino, transporte e distribuição e comercialização. A Petrobras optou por reportar a renda relacionada com a distribuição e comercialização de seu gás natural separadamente da renda do petróleo bruto, em virtude da crescente importância do gás natural para os resultados da Petrobras. Devido à natureza limitada das operações petroquímicas da Petrobras, ela inclui os resultados dessas operações juntamente na área de abastecimento, ao invés de um segmento separado. Mais de 95% das atividades de petróleo e gás da Petrobras são conduzidas no Brasil, e o restante no exterior, principalmente no oeste da África, no Golfo do México e na América do Sul. A Petrobras apresenta seus resultados por segmento de mercado de modo a refletir tal estrutura organizacional:

(a) Exploração e produção: Abrange, por intermédio da Petrobras, da Brasoil, PNBV, PIFCo e PIB BV, as atividades de exploração, desenvolvimento da produção e produção de óleo, líquido de gás natural e gás natural no Brasil, objetivando atender, prioritariamente, as refinarias do País e, ainda, comercializando nos mercados interno e externo o excedente de óleo e/ou aproveitando oportunidades comerciais. (b) Abastecimento: Contempla, por intermédio da Petrobras, Downstream (REFAP), Transpetro, Petroquisa, Brasoil, PIFCo, BOC, PIB BV e PNBV, as atividades de refino, logística, transporte e comercialização de derivados e alcoóis, além das participações em empresas petroquímicas no Brasil e duas plantas de fertilizantes. (c) Gás e Energia: Engloba, por intermédio da Petrobras, Gaspetro, Petrobras Energia e BR, as atividades de transporte e comercialização do gás natural produzido no País ou importado, as participações societárias em transportadoras e distribuidoras de gás natural, e em termelétricas.

(d) Distribuição: Responsável pela distribuição de derivados e álcoois e gás natural veicular o Brasil, representada basicamente pelas operações da BR. (e) Internacional: Abrange, por intermédio da PIB BV Holanda, Brasoil, PIFCo, Downstream (EG-3), BOC e Petrobras, as atividades de exploração e produção de petróleo e gás, abastecimento e de gás e energia e distribuição realizadas em treze países ao redor do mundo.

205

(f) Corporativo:

No grupo de órgãos corporativos são alocados os itens que não podem ser atribuídos às demais áreas, notadamente aqueles vinculados à gestão financeira corporativa, o "overhead" relativo à Administração Central e outras despesas, inclusive as atuariais referentes aos planos de pensão e de saúde destinados aos empregados, aposentados e beneficiários.

Comentários ao Resultado Consolidado - 30 de junho de 2005 e 30 de junho de 2004

A Petrobras apurou um lucro líquido consolidado de R$4.930 milhões no segundo trimestre de 2005, superior em 49% àquele apurado no segundo trimestre de 2004. A receita operacional líquida consolidada atingiu R$32.359 milhões, sendo que as exportações foram responsáveis por R$5.765 milhões, 40% acima do segundo trimestre de 2004. O EBITDA no segundo trimestre de 2005 alcançou o valor de R$11.809 milhões, resultado 36% superior aos R$8.652 milhões registrados no segundo trimestre de 2004. No segundo trimestre de 2005 o Sistema Petrobras investiu R$5.709 milhões, com um acréscimo de 12% em relação ao segundo trimestre de 2004.

• O lucro líquido do segundo trimestre de 2005 atingiu R$4.930 milhões, em função da

lucratividade obtida no período, que correspondeu a uma margem bruta de 45% (39% no segundo trimestre de 2004), devido aos ajustes dos preços médios de realização no mercado interno no segundo semestre de 2004, de alguns derivados, principalmente a gasolina e o óleo diesel, e ao aumento dos volumes vendidos, bem como ao acréscimo nas exportações, reflexo das maiores cotações do petróleo no mercado internacional e dos volumes vendidos.

Esse aumento foi reduzido, parcialmente, pelo crescimento dos custos dos produtos vendidos, onde se destacam os maiores gastos com importação de derivados, com participações governamentais, com serviços técnicos e com salários, vantagens e benefícios. No balanço consolidado, a apreciação de 12% do Real frente o Dólar, no segundo semestre de 2005, gerou um ganho sobre os passivos monetários líquidos vinculados ao Dólar das empresas controladas sediadas no Brasil. Por sua vez, as perdas cambiais da controladora sobre os ativos monetários líquidos de operações com controladas no exterior não são eliminadas no processo de consolidação.

• No segundo trimestre de 2005, as receitas bruta e líquida consolidadas atingiram R$42.646

milhões e R$32.359 milhões, respectivamente. O crescimento das receitas bruta e líquida consolidadas, em relação ao segundo trimestre de 2004, foi de R$4.873 milhões (13%) e R$4.353 milhões (16%), respectivamente.

• A produção total de petróleo, LGN e gás natural cresceu 15% se comparada ao segundo trimestre de

2004, alcançando a média de 2.279 Mboe por dia, devido em parte à entrada em produção do FPSO-MLS (Marlim Sul), em junho de 2004, e das plataformas P-43 (Barracuda) e P-48 (Caratinga), em dezembro de 2004 e fevereiro de 2005, respectivamente. A produção de óleo e LGN no País atingiu a média de 1.730 Mbpd, sendo 84% oriundos da Bacia de Campos (1.446 mil Mbpd). A produção de derivados no País no segundo trimestre de 2005 manteve-se estável em relação ao segundo trimestre de 2004, tendo sido alcançada a taxa de 83% de utilização da capacidade nominal das refinarias.

• O endividamento financeiro líquido do Sistema Petrobras reduziu de R$39.883 milhões em 31

de março de 2005, para R$33.316 milhões em 30 de junho de 2005, refletindo a apreciação do real frente ao dólar no trimestre. No segundo trimestre de 2005, a dívida líquida correspondia a 48% do patrimônio líquido. O índice Dívida Líquida/EBITDA foi 0,75.

• No segundo trimestre de 2005, a geração operacional de caixa (medida pelo EBITDA) atingiu

R$11.809 milhões, representando um crescimento de 36% em relação ao segundo trimestre de 2004 (R$8.652 milhões).

206

• O valor de mercado da Petrobras, em 30 de junho de 2005, era de R$126.543 milhões, correspondendo a um aumento de 40% em relação a 30 de junho de 2004 e representava 176% do patrimônio líquido da Controladora (R$71.877 milhões).

• No primeiro semestre de 2005 o Sistema Petrobras investiu R$10.990 milhões, sendo R$5.786

milhões no desenvolvimento de sua capacidade de produção de petróleo e gás natural. Esses investimentos incluem aqueles incorridos pelas Sociedades de Propósito Específico (SPEs), que totalizaram R$1.008 milhões.

• No primeiro semestre de 2005, o Sistema Petrobras gerou um valor adicionado de R$53.641

milhões (R$45.482 milhões no primeiro semestre de 2004), sendo R$29.706 milhões (R$27.815 milhões no primeiro semestre de 2004) destinados às participações governamentais e aos tributos federais, estaduais e municipais, R$8.532 milhões (R$7.347 milhões no primeiro semestre de 2004) às instituições financeiras e fornecedores pelo pagamento de despesas financeiras, aluguéis e afretamentos, R$11.284 milhões (R$7.360 milhões no primeiro semestre de 2004) aos acionistas e R$4.119 milhões (R$2.960 milhões no primeiro semestre de 2004) a salários, vantagens e encargos.

A Petrobras, suas subsidiárias e controladas apuraram um lucro líquido de R$9.951 milhões no primeiro semestre de 2005, 40% superior em relação ao lucro apurado no primeiro semestre de 2004.. Lucro Líquido e Indicadores Econômicos Consolidados

R$milhões

2º Trimestre 1º Semestre

1T – 2005 (1) 2005 (1) 2004 (2) Δ % 2005 (1) 2004 (2) Δ %

39.798 42.646 37.773 13 Receita operacional bruta 82.444 70.301 17

29.897 32.359 28.006 16 Receita operacional líquida 62.256 51.217 22

8.811 9.576 6.853 40 Lucro operacional (3) 18.387 14.047 31

(1.073) (630) (1.550) (59) Resultado financeiro (1.703) (2.640) (35)

5.021 4.930 3.299 49 Lucro líquido 9.951 7.091 40

4,58 4,50 3,01 49 Lucro líquido por ação 9,07 6,47 40

122.208 126.543 90.094 40 Valor de Mercado (Controladora) 126.543 90.094 40

45 45 39 6 Margem bruta (%) 45 42 3

29 30 24 6 Margem operacional (%) 30 27 3

17 15 12 3 Margem líquida (%) 16 14 2

10.484 11.809 8.652 36 EBITDA – R$milhões (4) 22.293 17.258 29

Indicadores Econômicos e Financeiros

47,50 51,59 35,36 46 Petróleo Brent (US$/bbl) 49,54 33,66 47

2,6672 2,4822 3,0423 (18) Dólar Médio de Venda (R$) 2,5741 2,9707 (13)

2,6662 2,3504 3,1075 (24) Dólar Final de Venda (R$) 2,3504 3,1075 (24) (1) A partir de 01 de janeiro de 2005, as Sociedades de Propósito Específico, cujas atividades são controladas, direta ou

indiretamente pela Petrobras, foram incluídas nas Demonstrações Contábeis Consolidadas, conforme determina a Instrução CVM nº 408.

(2) Para facilitar a comparabilidade, as Sociedades de Propósito Específico foram incluídas também nas demonstrações contábeis do segundo trimestre de 2004 e primeiro semestre de 2004.

(3) Lucro antes das receitas e despesas financeiras, da equivalência patrimonial e dos impostos.

(4) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da equivalência patrimonial + depreciação/amortização/abandono de poços.

207

Composição do EBITDA (R$milhões)

2º Trimestre 1º Semestre

1T – 2005 2005 2004 2005 (1) 2004 (2)

7.939 8.462 5.623 Lucro Operacional conforme Lei das S.A. 16.401 11.864

1.073 630 1.550 (-) Resultado Financeiro 1.703 2.640

(201) 484 (320) (-) Resultado de Equivalência Patrimonial 283 (457)

8.811 9.576 6.853 Lucro Operacional 18.387 14.047

1.673 2.233 1.799 Depreciação/ Amortização 3.906 3.211

10.484 11.809 8.652 EBITDA 22.293 17.258 Os principais fatores que contribuíram para a formação do lucro líquido consolidado no primeiro semestre de 2005 em relação ao primeiro semestre de 2004 foram:

• Aumento do lucro bruto em R$6.310 milhões, conforme composição abaixo: Análise do Lucro Bruto – Principais Fatores Receita

Líquida Custo das

Vendas Lucro Bruto

Mercado Interno : - aumento dos volumes vendidos 876 (508) 368

- aumento dos preços 6.515 − 6.515

Mercado Externo: - aumento dos volumes exportados 1.127 (544) 583

- aumento dos preços de exportações 1.329 − 1.329

Aumento dos Gastos: - importação de petróleo e derivados − (970) (970)

- serviços de terceiros − (381) (381)

- participações governamentais no País − (1.141) (1.141)

- salários, vantagens e benefícios − (323) (323)

Aumento do Lucro Bruto da BR 505 − 505

Aumento das operações de comercialização no exterior 764 (732) 32

Aumento (redução) das vendas internacionais − (460) (460)

Efeito do câmbio sobre as receitas e custos das controladas no exterior (104) 176 72

Outros 27 154 181

11.039 (4.729) 6.310

• Aumento nas Despesas com Vendas (R$566 milhões), devido ao aumento do volume comercializado e dos fretes marítimos, tendo em vista o aumento das exportações.

• Aumento nas Despesas Gerais e Administrativas (R$571 milhões), em virtude dos maiores gastos

com salários e benefícios, previstos no Acordo Coletivo de 2005/2004, aumento no quadro de empregados e dos gastos com planos de pensão e de saúde, devido à revisão atuarial procedida em dezembro de 2004, além dos gastos com manutenção de redes e de licenças de software.

• Aumento de outras despesas operacionais (R$1.166 milhões), em função, principalmente, de

perdas ou acordos judiciais e complemento de provisão com contingências (R$242 milhões), despesas com relações institucionais e projetos culturais (R$100 milhões) e com planos de pensão e de saúde de aposentados e pensionistas devido à revisão atuarial procedida em dezembro de 2004 (R$430 milhões).

208

• Redução nas despesas tributárias (R$390 milhões), em função da mudança, a partir de agosto de

2004, na legislação (Decreto nº 5.164, de 30 de julho de 2004), que reduziu a zero as alíquotas do PIS/PASEP e da COFINS incidentes sobre as receitas financeiras.

• Melhoria do resultado financeiro em R$937 milhões, cabendo destacar:

o Variação cambial e monetária positiva (efeito de R$1.660 milhões), em função dos reflexos

da apreciação do real frente ao dólar no período de janeiro a junho de 2005 (11%), se comparado com a depreciação no mesmo período do ano anterior (8%);

o Compensado pelo crescimento das despesas financeiras líquidas em R$723 milhões, em

função, principalmente, da diminuição das receitas financeiras resultantes da redução das aplicações financeiras, bem como da rentabilidade dos fundos aplicados no País, lastreados, preponderantemente, em títulos cambiais.

• Redução do resultado de participação em investimentos relevantes, perda de R$283 milhões no

primeiro semestre de 2005 e ganho de R$457 milhões no primeiro semestre de 2004 em função das perdas cambiais sobre o patrimônio líquido das subsidiárias no exterior, resultantes da apreciação de 11% do Real em relação ao Dólar no primeiro semestre de 2005 (depreciação de 8% no 1º semestre de 2004).

• Aumento na provisão com imposto de renda e contribuição social sobre o lucro, no montante de

R$546 milhões, em função do aumento do lucro líquido básico para tributação, apesar do provisionamento de Juros sobre o Capital Próprio em junho de 2005, que melhorou a lucratividade no período em R$746 milhões, como conseqüência da sua dedutibilidade na base de cálculo da provisão do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro.

2º Trimestre 1º Semestre

1T – 2005 (1) 2005 (1) 2004 (2) Δ % 2005 (1) 2004 (2) Δ %

Exploração & Produção – Mbpd

1.707 1.897 1.630 16 Produção de petróleo e LGN 1.802 1.637 10

1.543 1.730 1.461 18 Nacional 1.637 1.468 12

164 167 169 (1) Internacional 165 169 (2)

364 382 356 7 Produção de gás natural (1) 373 355 5

266 284 262 8 Nacional 275 262 5

98 98 94 4 Internacional 98 93 5

2.071 2.279 1.986 15 Produção Total 2.175 1.992 9

(1) Não inclui gás liquefeito e inclui gás reinjetado.

Preço médio de venda – US$ por bbl

Petróleo (US$/ bbl)

37,48 43,04 32,88 31 Brasil (2) 40,39 31,17 30

31,30 34,05 24,37 40 Internacional 32,65 24,97 31

Gás Natural (US$ /bbl)

11,71 12,23 11,42 7 Brasil (3) 11,98 11,39 5

8,01 9,16 6,90 33 Internacional 8,59 6,94 24

(2) Média das exportações e dos preços internos de transferência do E&P para o Abastecimento.

(3) Preço interno de transferência do E&P para o Gás e Energia.

209

Refino, Transporte e Abastecimento – Mbpd

322 333 493 (32) Importação de petróleo 328 455 (28)

46 83 62 34 Importação de derivados 65 68 (4)

115 137 128 7 Importação de gás, álcool e outros 125 116 8

161 343 189 81 Exportação de petróleo 252 190 33

235 221 266 (17) Exportação de derivados 228 230 (1)

11 9 6 50 Exportação outros 10 5 100

76 (20) 222 (109) Importação líquida 28 214 (87)

1.816 1.767 1.766 -- Produção de derivados 1.791 1.796 --

1.708 1.668 1.670 -- Brasil 1.688 1.698 (1)

108 99 96 3 Internacional 103 98 5

2.114 2.114 2.114 -- Capacidade instalada de processamento primário

2.114 2.114 --

1.985 1.985 1.985 -- Brasil (4) 1.985 1.985 --

129 129 129 -- Internacional 129 129 --

Utilização (%) da capacidade nominal

87 83 84 (1) Brasil 85 85 --

83 75 74 1 Internacional 79 74 5

79 81 73 8 Participação do óleo nacional na carga processada %

80 75 5

(4) De acordo com titularidade reconhecida pela ANP.

Custos – US$/ barril

Custo de extração de petróleo (lifiting cost):

Brasil

5,95 4,88 4,15 18 sem participação governamental 5,39 4,22 28

13,54 13,29 10,07 32 com participação governamental 13,40 9,90 35

2,55 2,74 2,50 10 Internacional 2,65 2,47 7

Custo de refino

1,82 2,01 1,32 52 Brasil (5) 1,91 1,27 50

1,13 1,34 1,12 20 Internacional 1,23 1,08 14

317 338 215 57 Overhead Corporativo (US$ milhões) - Controladora

645 419 56

(5) Considera a revisão do critério contábil do indicador através da apropriação dos gastos realizados com Paradas Programadas e da acumulação dos gastos com Plano de Pensão e Plano de Saúde conforme princípio contábil norte-americano (US GAAP).

Volume de vendas – Mbpd

1.589 1.665 1.619 3 Total derivados 1.627 1.576 3

29 23 26 (12) Álcoois, Nitrogenados e outros 26 27 (4)

214 222 205 8 Gás natural 218 200 9

1.832 1.910 1.850 3 Total mercado interno 1.871 1.803 4

406 572 461 24 Expórtação 490 425 15

419 334 452 (26) Vendas Internacionais 376 418 (10)

825 906 913 (1) Total Mercado externo 866 843 3

2.657 2.816 2.763 2 Total geral 2.737 2.646 3

210

Exploração e Produção – Mbpd A produção de petróleo nacional e LGN no primeiro semestre de 2005 (1.637 Mbpd) aumentou 12% em relação ao primeiro semestre de 2004 (1.468 Mbpd) devido à entrada em produção do FPSO-MLS (Marlim Sul), em junho de 2004, e das plataformas P-43 (Barracuda) e P-48 (Caratinga), em dezembro de 2004 e fevereiro de 2005, respectivamente. No segundo trimestre de 2005, a produção de petróleo nacional e LGN aumentou 12% em relação à produção alcançada no primeiro trimestre de 2005, em conseqüência do aumento da atividade operacional nas plataformas P-43 e P-48, nos campos de Barracuda e Caratinga. Em junho de 2005, a Petrobras alcançou novo recorde de produção média de petróleo, de 1.834 Mbpd, 23% acima do volume alcançado em maio de 2004 (1.493 Mbpd). No primeiro semestre de 2005 (165 Mbpd), a produção internacional de óleo foi reduzida em 2% em relação ao primeiro semestre de 2004 (169 Mbpd), devido a intervenções em alguns poços na Argentina e Venezuela. A produção de gás cresceu 5% decorrente do aumento da produção na unidade Bolívia devido ao incremento na demanda de gás do Brasil e da Argentina.

Em comparação ao primeiro trimestre de 2005, a produção internacional de óleo aumentou 2%, devido ao desenvolvimento gradual da produção no bloco 18 no Equador. A produção de gás manteve-se estável. Refino, Transporte e Abastecimento – Mil Barris/dia A carga processada (processamento primário) pelas refinarias no País reduziu 2% no primeiro semestre de 2005 (1.662 Mbpd), em relação ao primeiro semestre de 2004 (1.668 Mbpd), em função da parada programada na REPLAN e RECAP, das unidades de Destilação, e de Craqueamento e de Propeno, respectivamente. Custos Lifting Cost (US$/barril) O lifting cost unitário no País, sem as participações governamentais, no primeiro semestre de 2005 (US$5,39/bbl), aumentou 28% em relação ao primeiro semestre de 2004 (US$4,22/bbl), decorrente, em sua maior parte, dos maiores gastos com serviços técnicos para restauração e manutenção, mobilização e montagem de estruturas e equipamentos, transporte de pessoal, apoio a embarcações, operações submarinas, afretamento de plataformas com terceiros, consumo de produtos químicos para desobstrução e eliminação de gases tóxicos, principalmente em Marlim, além dos acréscimos incorridos com salários, vantagens e benefícios, decorrentes do Acordo Coletivo de Trabalho 2004/2005, do aumento da força de trabalho e da revisão atuarial, ao final de 2004, que aumentou os gastos provisionados com planos de saúde e de pensão. Descontando os efeitos da apreciação do Real em 13%, associado ao percentual de gastos em moeda nacional sobre os gastos nesta atividade, o lifting cost unitário aumentou 16% em relação ao primeiro semestre de 2004. A redução de 18% no lifting cost unitário no País, sem as participações governamentais, no segundo trimestre de 2005, em relação ao primeiro trimestre de 2005, deve-se, principalmente, aos maiores gastos no primeiro trimestre em função das paradas nas plataformas fixas nos Campos de Namorado 1 e 2, nos Campos de Cherne 1 e 2, no Campo Garoupa 1 e no Campo de Corvina, além da parada geral da plataforma P-19 (Marlim) para troca do equipamento de queima de gás. Esses efeitos foram compensados parcialmente pela elevação nos gastos no segundo trimestre de 2005 com utilização de serviços de intervenções de poços e manutenção em linhas submarinas e em vias de acesso aos campos de produção. Descontando os efeitos da apreciação do Real em 7%, o lifting cost unitário reduziu 24% em relação ao primeiro trimestre de 2005.

211

No primeiro semestre de 2005 (US$13,40/bbl), o lifting cost unitário no País, considerando as participações governamentais, cresceu 35% em relação ao primeiro semestre de 2004 (US$9,90/bbl), como resultado do acréscimo nos gastos operacionais, já referido, além dos maiores gastos com participações governamentais devido ao aumento do preço médio de referência para o petróleo nacional, baseado nas variações ocorridas nas cotações do mercado internacional, além da apreciação do real frente ao dólar norte-americano em 13%. Em comparação com o primeiro trimestre de 2005, o lifting cost no País do segundo trimestre de 2005, considerando as participações governamentais, reduziu 2%, motivado pelo decréscimo nos gastos, conforme comentado, compensado, em parte, pelo aumento do preço médio de referência para o petróleo nacional. No primeiro semestre de 2005 (US$2,65/bbl), o lifting cost unitário internacional aumentou 7% em relação ao primeiro semestre de 2004 (US$2,47/bbl), devido aos gastos apresentados pela operadora do bloco 2, na unidade Angola, além dos gastos de serviços de terceiros com manutenção, na unidade Argentina.

No segundo trimestre de 2005, o lifting cost unitário internacional aumentou 7%, em relação ao primeiro trimestre de 2005, em função dos maiores gastos com serviços de terceiros, materiais, pessoal e consumo de energia elétrica nos campos da Argentina e Venezuela. Na unidade Colômbia, contribuíram para o aumento os gastos referentes a serviços de terceiros com manutenção de equipamentos, despesas de tratamentos químicos de água e aluguéis de veículos. Custo do Refino (US$/barril) O custo unitário do refino no País, no primeiro semestre de 2005 (US$1,91/bbl), aumentou 50% em relação ao primeiro semestre de 2004 (US$1,27/bbl), devido aos maiores gastos com manutenção corretiva na RPBC, RLAM, REDUC e REPLAN, além do aumento nos gastos com pessoal decorrentes dos acréscimos incorridos com salários, vantagens e benefícios, aprovados no Acordo Coletivo de Trabalho 2004/2005, e da revisão atuarial, ao final de 2004, incidente sobre os gastos provisionados com planos de saúde e de pensão. Descontando os efeitos da apreciação do Real em 13%, associado ao percentual de gastos em moeda nacional sobre os gastos nesta atividade, o custo unitário do refino aumentou 34% em relação ao primeiro semestre de 2004.

Em comparação ao primeiro trimestre de 2005, o custo unitário do refino no País do segundo trimestre de 2005 aumentou 10%, em função do maior consumo de materiais e com serviços contratados para a realização de paradas programadas na REDUC, REGAP, REPLAN, RPBC e REPAR. No primeiro semestre de 2005 (US$1,23/bbl), o custo médio unitário do refino internacional aumentou 14% em relação ao primeiro semestre de 2004 (US$1,08/bbl), devido aos maiores gastos com pessoal, energia elétrica e serviços de terceiros nas refinarias da Argentina, além dos gastos com manutenção de equipamentos, energia elétrica e pessoal na Bolívia. O custo médio do refino internacional no segundo trimestre de 2005 cresceu 19% em relação ao primeiro trimestre de 2005, devido, principalmente, a paradas programadas para manutenção nas unidades da Bahia Blanca e San Lorenzo, na Argentina, além dos gastos com materiais, instalações industriais, pessoal, serviços de terceiros, vigilância e manutenção de equipamentos na Bolívia. Overhead (US$ milhões) Em comparação ao primeiro semestre de 2004 (US$419 milhões), o overhead corporativo do primeiro semestre de 2005 (US$654 milhões) aumentou 56%, devido aos maiores gastos com serviços contratados, principalmente vinculados a processamento de dados, segurança, meio ambiente e saúde, com patrocínio, publicidade e propaganda institucional, gastos com aluguéis de imóveis, além do incremento nos gastos com salários, benefícios e vantagens, aprovados no Acordo Coletivo de Trabalho 2004/2005, e revisão do cálculo atuarial vinculado aos planos de saúde e de pensão. Descontando os efeitos da apreciação do Real em 13%, sendo a totalidade dos gastos em reais nesta atividade, o overhead aumentou 34% em relação ao primeiro semestre de 2004.

212

O overhead corporativo do segundo trimestre de 2005 aumentou 7%, se comparado ao primeiro trimestre de 2005, em função, principalmente, da apreciação do real sobre o dólar norte-americano (7%) sobre os gastos em moeda nacional. Volume de vendas (Mil Barris/dia) O volume de vendas de derivados aumentou 3% no mercado interno no primeiro semestre de 2005, em relação ao primeiro semestre de 2004, destacando-se o aumento nas vendas na Gasolina, Óleo Diesel, compensadas, pela redução nas vendas da Nafta e do Óleo Combustível. A retração no consumo do óleo Combustível no primeiro semestre de 2005, em relação ao primeiro semestre de 2004, decorre da forte concorrência de produtos substitutos como o carvão, o coque, a biomassa e a lenha.

RESULTADO POR ÁREA DO NEGÓCIO (1)

(R$milhões)

2º Trimestre 1º Semestre

1T – 2005 2005 2004 Δ % 2005 (1) 2004 (2) Δ %

4.584 5.807 4.460 30 Exploração & Produção 10.391 7.476 39

1.559 1.941 410 373 Abastecimento 3.500 1.445 142

(59) 212 (274) (177) Gás & Energia 153 (326) (147)

160 123 140 (12) Distribuição (3) 283 246 15

351 168 101 66 Internacional (2) 519 258 101

(1.204) (1.826) (940) 94 Corporativo (3.030) (1.960) 55

(370) (1.495) (598) 150 Eliminações e Ajustes (1.865) (48) 3.785

5.021 4.930 3.299 49 Lucro Líquido Consolidado 9.951 7.091 40(1) As demonstrações contábeis por área de negócio e respectivos comentários estão apresentados na seção própria. (2) Na área de negócio internacional, a comparabilidade entre os períodos fica influenciada pela variação do câmbio, tendo em

vista que todas as operações são realizadas no exterior, em dólares ou na moeda de origem dos países em que cada empresa está sediada, podendo ocorrer variações significativas em Reais, decorrentes, principalmente, dos reflexos do comportamento cambial.

(3) Na área de negócio distribuição, a comparabilidade entre os períodos fica influenciada pelos negócios da Liquigas (Ex-AGIP), adquirida pela BR em 09 de agosto de 2004, incluídos na consolidação do Sistema Petrobras a partir de agosto de 2004.

Resultado por Área de Negócio A Petrobras é uma companhia que opera de forma integrada, sendo a maior parte da produção de petróleo e gás da área de Exploração e Produção transferida para outras áreas da Petrobras. São destacados abaixo, os principais critérios utilizados na apuração de resultados por áreas de negócio:

(a) Receita operacional líquida: foram consideradas as receitas relativas às vendas realizadas a clientes externos, acrescidas dos faturamentos e transferências entre as áreas de negócio, tendo como referência os preços internos de transferência definidos entre as áreas, com metodologias de apuração baseadas em parâmetros de mercado.

(b) No lucro operacional estão computados a receita operacional líquida, os custos dos produtos e

serviços vendidos, que são apurados por área de negócio, considerando o preço interno de transferência e os demais custos operacionais de cada área, bem como as despesas operacionais, nas quais são consideradas as despesas efetivamente incorridas em cada área.

(c) Ativos: contemplam os ativos identificados a cada área.

213

Exploração e Produção (E&P) No primeiro semestre de 2005, o lucro líquido apurado pela área de negócio de Exploração & Produção foi de R$10.391 milhões, 39% superior ao lucro líquido apurado no mesmo período do ano anterior (R$7.476 milhões), devido ao aumento de R$4.710 milhões no lucro bruto apurado com as vendas e transferências de petróleo, refletindo o aumento nas cotações internacionais bem como os acréscimos de 12% na produção de petróleo e LGN e de 5% na produção de gás natural, apesar da apreciação de 13% na taxa média do real frente ao dólar norte-americano e da menor valorização de petróleos pesados no mercado internacional comparativamente a petróleos mais leves. O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido/transferido e a cotação média do Brent aumentou de US$2,49/bbl no primeiro semestre de 2004 para US$9,16/bbl no primeiro semestre de 2005. No segundo trimestre de 2005 o lucro líquido apurado pela área de negócio de exploração e produção foi de R$5.807 milhões, 27% superior ao lucro líquido apurado no trimestre anterior (R$4.584 milhões), devido ao crescimento de R$2.569 milhões no lucro bruto, refletindo o aumento das cotações internacionais do petróleo, bem como os acréscimos de 12% na produção de petróleo e LGN e de 7% na produção de gás natural, bem como a redução no custo médio de produção, apesar da apreciação de 7% na taxa média do real frente ao dólar norte-americano e da menor valorização de petróleos pesados no mercado internacional comparativamente a petróleos mais leves. O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido e transferido e a cotação média do Brent reduziu de US$10,02/bbl no primeiro trimestre de 2005 para US$8,55/bbl no segundo trimestre de 2005. Abastecimento No primeiro semestre de 2005 o lucro líquido apurado pela área de negócio de Abastecimento foi de R$3.500 milhões, 142% superior ao lucro líquido apurado no mesmo período do ano anterior (R$1.445 milhões), reflexo do incremento de R$3.221 milhões no lucro bruto, com destaque para os seguintes fatores:

• Acréscimo no valor médio de realização dos derivados comercializados no mercado interno e no mercado externo;

• Aumento de 3% no volume de derivados vendidos no mercado interno; • Melhoria do perfil de produção das refinarias, diminuindo a necessidade de importação de

derivados de maior valor agregado; e • Aumento de 5% da participação do óleo nacional na carga processada pelas refinarias.

Parte desses efeitos foi compensada pelos seguintes aspectos:

• Aumento no custo de aquisição e transferência de petróleo e derivados, pressionado pelo aumento das cotações internacionais, apesar da apreciação de 13% na taxa média do real frente ao dólar norte-americano e da elevação do spread entre petróleos pesados e leves;

• Aumento nos custos com fretes marítimos; e

• Elevação no custo de refino;

Outro fator que contribuiu para compensar o aumento no lucro bruto foi o acréscimo de R$135 milhões nas despesas com vendas, devido ao aumento no volume comercializado e dos fretes marítimos.

214

215

No segundo trimestre de 2005 o lucro líquido apurado pela área de negócio de Abastecimento foi de R$1.941 milhões, 25% superior ao lucro líquido apurado no trimestre anterior (R$1.559 milhões), devido ao acréscimo de R$495 milhões no lucro bruto, impactado pelos seguintes fatores:

• Aumento no valor médio de realização dos derivados no mercado interno e externo; e • Aumento de 5% no volume de derivados vendidos no mercado interno.

Outro aspecto que contribuiu para a melhoria no resultado do Abastecimento foi a redução de R$256 milhões nas despesas operacionais, que no trimestre anterior estavam impactadas com R$289 milhões de contingências em processos judiciais. Parte desses efeitos foi compensada pela redução de 5% no volume de derivados vendidos no mercado externo. Gás e Energia No primeiro semestre de 2005 a área de negócio de Gás e Energia apurou um lucro de R$153 milhões, contra um prejuízo de R$326 milhões apurado em igual período do ano anterior, em função dos seguintes fatores:

• Aumento de R$414 milhões no lucro bruto, tendo em vista o acréscimo de 9% no volume vendido de gás natural, resultado da expansão do mercado brasileiro nos segmentos industrial, automotivo e térmico, bem como o aumento de 17% nas receitas de comercialização de energia, como decorrência do maior volume previsto nos contratos em vigor bem como do aumento nas participações acionárias na Fafen Energia (de 20% para 100% em dezembro/2004) e na TermoRio (50% para 100%, em fevereiro de 2005); e

• Receita financeira líquida de R$440 milhões, refletindo a apreciação de 11% na taxa

final do real frente ao dólar norte-americano, principalmente sobre o endividamento relativo à construção do Gasoduto Bolívia-Brasil. No primeiro semestre de 2004, foi apurada uma despesa financeira líquida de R$452 milhões, tendo em vista a desvalorização cambial de 8%.

Parte desses efeitos foi compensada pelo aumento de R$316 milhões nas despesas operacionais, devido ao aumento de R$306 milhões de despesas operacionais com termelétricas, principalmente com ociosidade, bem como pelo acréscimo de R$228 milhões na participação de acionistas não controladores, tendo em vista os melhores resultados apurados na Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil-TBG. No segundo trimestre de 2005, o lucro líquido apurado pela área de negócio de Gás e Energia foi de R$212 milhões, contra um prejuízo de R$59 milhões apurado no trimestre anterior, devido a receita financeira líquida de R$538 milhões, tendo em vista a apreciação de 12% na taxa final do real frente ao dólar norte-americano. No trimestre anterior foi apurada uma despesa financeira líquida de R$98 milhões. Parte desse efeito foi compensada pelo aumento de R$229 milhões na despesa com participação de acionistas não controladores, devido aos melhores resultados apurados na Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil-TBG.

Distribuição Em linha com os objetivos estratégicos de aumento na participação no segmento de distribuição de GLP e de consolidação do mercado de distribuição de combustíveis automotivos em determinadas regiões do País, os negócios de distribuição passaram a incluir as operações da empresa Liquigás Distribuidora S.A., a partir da aquisição, em agosto de 2004, da Agip do Brasil S.A. No primeiro semestre de 2005 a área de negócios de Distribuição apurou um lucro líquido de R$283 milhões, 15% superior ao lucro líquido apurado no mesmo período do ano anterior (R$246 milhões), como decorrência do aumento de R$529 milhões no lucro bruto, destacando-se a consolidação da empresa Liquigás, com reflexos positivos no volume vendido, 22% maior em relação ao mesmo período do ano anterior. Estes efeitos foram parcialmente compensados pelo crescimento de R$459 milhões nas despesas operacionais, com destaque para o acréscimo nas despesas com comercialização e distribuição de produtos e com pessoal, também afetadas pela consolidação da Liquigás. A participação no mercado de distribuição de combustíveis no primeiro semestre de 2005 foi de 34,7%, incluindo a empresa Liquigás, enquanto que no mesmo período do ano anterior era de 32,3%. Os efeitos da consolidação da Liquigas a partir de agosto de 2004 representaram um acréscimo de R$265 milhões no lucro bruto e um decréscimo de R$35 milhões no lucro líquido do segmento. Em relação ao trimestre anterior, quando o lucro líquido apurado pela área de negócio de Distribuição foi de R$160 milhões, o lucro líquido no segundo trimestre de 2005 foi 23% inferior, devido à redução de R$27 milhões no lucro bruto, e ao aumento de R$71 milhões nas despesas operacionais, com destaque para o acréscimo nas despesas de comercialização e distribuição de produtos e para o complemento da provisão para devedores duvidosos. A participação no mercado de combustíveis foi de 34,3% no segundo trimestre de 2005, incluindo a empresa Liquigás, e de 35,1% no primeiro trimestre de 2005. Internacional No primeiro semestre de 2005, a área de negócios Internacionais apurou um lucro líquido no montante equivalente a R$519 milhões, 101% superior ao lucro líquido equivalente a R$258 milhões apurados em igual período do ano anterior. Este aumento no lucro líquido deveu-se aos seguintes fatores:

• Acréscimo de R$75 milhões no lucro bruto, proveniente do aumento das cotações internacionais do petróleo, da elevação da venda de gás da Bolívia para o Brasil e início, em junho de 2004, do contrato de venda do gás boliviano para Argentina. Parte destes efeitos foi compensada pela apreciação do real frente ao dólar norte-americano (24%); e

• Redução de R$141 milhões nas despesas financeiras devido ao efeito cambial. As perdas em

operações com derivativos da PEPSA atingiram o montante de R$276 milhões (R$298 milhões de perda no primeiro semestre de 2004).

No segundo trimestre de 2005 a área de negócios internacionais apurou um lucro líquido no montante equivalente a R$168 milhões, 52% inferior ao lucro líquido equivalente a R$351 milhões apurado no trimestre anterior, devido à redução de R$235 milhões no lucro bruto, impactado pela redução no volume de vendas, parcialmente compensado pelo decréscimo de R$66 milhões nas despesas financeiras, ambos decorrentes, principalmente, do efeito da apreciação do Real frente ao Dólar (12%) no processo de conversão cambial.

216

Corporativo

As unidades que formam o segmento Corporativo do Sistema Petrobras geraram um prejuízo de R$3.030 milhões no primeiro semestre de 2005, 55% superior ao prejuízo apurado no primeiro semestre de 2004 (R$1.960 milhões), com destaque para os seguintes fatores:

• Acréscimo no overhead corporativo, devido aos maiores gastos com pessoal, publicidade e propaganda institucional, e com revisão no cálculo atuarial de gastos provisionados com os Planos de Saúde (AMS) e de Pensão dos aposentados e pensionistas;

• Acréscimo de R$740 milhões nas despesas financeiras líquidas, em decorrência da diminuição

das aplicações financeiras, bem como da rentabilidade dos fundos aplicados no País, lastreados, preponderantemente, em títulos cambiais; e

• Perda de R$511 milhões na conversão cambial dos investimentos societários no exterior no

primeiro semestre de 2005, em decorrência da apreciação de 11% da taxa final do real frente ao dólar. No primeiro semestre de 2004 foi apurado um ganho de R$373 milhões, tendo em vista a desvalorização cambial de 8%.

Parte desses efeitos foi compensada pelos seguintes aspectos:

• Economia fiscal de R$746 milhões, decorrente do provisionamento de juros sobre o capital próprio em junho de 2005; e

• Decréscimo de R$385 milhões nas despesas tributárias, em função da entrada em vigor, em 2 de

agosto de 2004, do decreto 5.164/04, que reduziu a zero as alíquotas da contribuição para o PIS/PASEP e a COFINS incidentes sobre as receitas financeiras.

No segundo trimestre de 2005 o prejuízo apurado pelo grupo de órgãos corporativos foi de R$1.826 milhões, 52% superior ao prejuízo apurado no trimestre anterior (R$1.204 milhões), destacando-se os seguintes aspectos:

• Aumento de R$688 milhões nas despesas financeiras líquidas, em decorrência da diminuição das aplicações financeiras, bem como da rentabilidade dos fundos aplicados no País, lastreados, preponderantemente, em títulos cambiais; e

• Perda de R$638 milhões na conversão cambial dos investimentos societários no exterior no

segundo trimestre de 2005, em decorrência da apreciação de 12% do Real frente ao Dólar. No primeiro trimestre de 2005 foi apurado um ganho de R$127 milhões.

Parte desses efeitos foi compensada pela economia fiscal de R$746 milhões, decorrente do provisionamento de juros sobre o capital próprio em junho de 2005.

217

Endividamento Consolidado

Endividamento Consolidado

(R$milhões) 30.06.2005 31.03.2005 %

Endividamento Curto Prazo (1) 9.645 11.419 (16)

Endividamento Longo Prazo (1) 40.866 46.092 (11)

Total 50.511 57.551 (12)

Endividamento líquido 33.316 39.883 (16)

Endividamento líquido/ (Endividamento líquido + P. Líquido) (1) 32% 37% (5)

Passivo Total líquido (1) (2) 151.651 153.625 (1)

Estrutura de capital

(capital de terceiros líquido/ passivo total líquido) 54% 56% (2) (1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing R$3.269 milhões em 30.06.2005 e R$3.922 milhões em

31.03.2005. (2) Passivo total líquido de caixa/aplicações financeiras. O índice de Dívida Líquida/EBITDA, reduziu de 0,95, em 31 de março de 2005, para 0,75 em 30 de junho de 2005. A apreciação do Real frente ao Dólar contribuiu para a redução do endividamento. O endividamento líquido do Sistema Petrobras, em 30 de junho de 2005, alcançou R$33.316 milhões, com redução de 16% em relação a 31 de março de 2005. A estrutura de capital representada por terceiros alcançou 54% em 30 de junho de 2005, com redução de 2 pontos percentuais se comparada a 31 de março de 2005.

Endividamento bruto total – Abertura por prazo

(R$milhões) 30.06.2005 31.03.2005

Financiamento Curto Prazo 9.001 10.656

Leasing - CP 644 763

Financiamento longo Prazo 38.241 42.933

Leasing - LP 2.625 3.159

Total 50.511 57.511

Endividamento Longo Prazo– Abertura por moeda

(R$milhões) 30.06.2005 31.03.2005

Reais 3.459 2.963

Dólar 32.145 37.965

Outras 2.637 2.005

Total 38.241 42.933

Endividamento Bruto – R$milhões

(R$milhões) 30.06.2005 31.03.2005

Endividamento líquido 33.316 39.883

Disponibilidade 17.195 17.628

Total 50.511 57.511

218

Investimentos Consolidados

1º Semestre

(R$milhões) 2005 % 2004 % Δ %

Investimentos diretos 9.790 89 8.208 92 19

Exploração e produção 5.786 53 5.165 58 12

Abastecimento 1.350 12 1.723 19 (22)

Gás e Energia 940 9 102 1 822

Internacional 1.231 11 861 10 43

Distribuição 242 2 141 2 72

Coorporativo 241 2 216 2 12

Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 1.008 9 391 4 158

Empreendimentos em Negociação 111 1 232 3 (52)

Projetos Estruturados 81 1 115 1 (30)

Exploração e produção 81 1 115 1 (30)

Espadarte/ Marimba/ Voador 52 1 17 − 206

Cabiúnas − − 45 1 − Marlim/ Nova Marlim Petróleo − − 13 − − Outros 29 − 40 − (28)

Total de Investimentos 10.990 100 8.946 100 23

1º Semestre

(R$milhões) 2005 % 2004 % Δ %

Internacional 1.231 100 861 100 43

Exploração e produção 1.076 87 721 84 49

Abastecimento 67 5 17 2 294

Gás e Energia 46 4 41 5 12

Distribuição 11 1 17 2 (35)

Outros 31 3 65 7 (52)

Total de Investimentos 1.231 100 861 100 43

1º Semestre

(R$milhões) 2005 % 2004 % Δ %

Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 1.008 100 391 100 158

PDET Off Shore 276 27 -- -- --

Barracuda e Caratinga 259 26 374 96 (31)

Malhas 407 40 -- -- --

Cabiúnas 6 1 17 4 (65)

Amazônia 60 6 -- -- --

Total de Investimentos 1.008 100 391 100 158

219

Em linha com seus objetivos estratégicos, a Petrobras atua consorciada a outras empresas como concessionária de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural. Atualmente, a Petrobras mantém parcerias em 101 blocos, por meio de 63 consórcios. Para esses empreendimentos estão previstos investimentos totais da ordem de US$8.052 milhões. A Petrobras, cumprindo as metas traçadas no seu planejamento estratégico, continua investindo prioritariamente no desenvolvimento de sua capacidade de produção de petróleo e gás natural, através de investimentos próprios e da estruturação de empreendimentos com parceiros. No primeiro semestre de 2005, os investimentos totais alcançaram R$10.990 milhões, representando um aumento de 23% sobre os recursos aplicados ao mesmo período de 2004. No primeiro semestre de 2005, 68% dos investimentos próprios no País destinaram-se às atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. 1. Análise da Margem Bruta Consolidada Receita Operacional Líquida – Variação Segundo Trimestre de 2005 sobre Primeiro Trimestre de 2005

Principais Influências

(R$milhões) Controladora Consolidado

Efeito da conversão cambial sobre a receita operacional líquida relativa, aos negócios internacionais, após eliminações no Consolidado

− (993)

Efeito dos reajustes de preço de faturamento no mercado interno 604 604

Efeito dos volumes vendidos no mercado interno 1.071 1.071

Efeito dos preços sobre as receitas com exportações (211) (211)

Efeito dos volumes vendidos sobre as receitas com exportações 1.969 1.969

Outros 106 22

Total 3.539 2.462

Custos dos Produtos Vendidos (CPV) – Variação Segundo Trimestre de 2005 sobre Primeiro Trimestre de 2005

Principais Influências

(R$milhões) Controladora Consolidado

Efeito da conversão cambial sobre o custo das vendas relativo aos negócios internacionais, após eliminações no Consolidado

− 813

Efeito do câmbio, da cotação internacional ou da produção de petróleo sobre as participações governamentais no CPV da Petrobras

(444) (444)

Efeito dos gastos com pessoal e serviços de terceiros no CPV da Petrobras (66) (66)

Impacto das importações de petróleo e derivados no CPV (219) (219)

Impacto dos volumes vendidos (mercado interno) no CPV (562) (562)

Impacto dos volumes vendidos (exportações) no CPV (988) (988)

Outros (200) 37

Total (2.479) (1.429)

220

2. Impostos e Contribuições Consolidados A contribuição econômica da Petrobras ao País, medida por meio da geração de impostos, taxas e contribuições sociais correntes, totalizou, no primeiro semestre de 2005, R$20.497 milhões, conforme discriminada no quadro a seguir, apresentado em milhões de Reais.

2º Trimestre 1º Semestre

1T – 2005 2005 2004 Δ % 2005 2004 Δ %

Contribuição Econômica – País

3.717 3.571 3.880 (8) ICMS 7.288 6.988 4

1.780 1.862 1.871 − CIDE (1) 3.642 3.900 (7)

2.425 2.475 3.139 (21) PASEP/ COFINS 4.900 5.824 (16)

2.089 1.630 1.634 − Imposto de Renda e C.S. s/ lucro 3.719 3.249 14

464 484 369 31 Outros 948 807 17

10.475 10.022 10.893 (8) Subtotal 20.497 20.768 (1)

1.007 758 1.102 (31) Contribuição Econômica – Exterior

1.765 2.009 (12)

11.482 10.780 11.995 (10) Total 22.262 22.777 (2) a. CIDE – Contribuição de Intervenção do Domínio Econômico.

3. Participações Governamentais R$milhões

2º Trimestre 1º Semestre

1T – 2005 2005 2004 Δ % 2005 2004 Δ %

1.305 1.580 1.121 41 País 2.885 2.230 29

1.582 1.658 1.362 22 Royalties 3.240 2.412 34

19 15 26 (42) Participação Especial 34 43 (21)

2.906 3.253 2.509 30 Retenção de área 6.159 4.685 31

134 148 161 (8) Sub-total 282 286 (1)

3.040 3.401 2.670 27 Total 6.441 4.971 30

As participações governamentais no País aumentaram 31% no primeiro semestre de 2005, em relação ao mesmo período de 2004, refletindo o aumento de 32% no preço de referência para o petróleo nacional, alcançando o preço médio de US$36,12 (US$27,44 em 2004). 4. Conciliação do Patrimônio Líquido e Lucro Líquido Consolidados

(R$milhões) Patrimônio Líquido Lucro Líquido Conforme informações da Petrobras em 30 de junho de 2005 71.877 9.806

Lucro na venda de produtos em estoque nas Subsidiárias (275) (275)

Reversão de lucros nos estoques de exercícios anteriores − 185

Juros capitalizados (391) 46

Reversão parcial (absorção) de PL negativo de controladora * (237) 273

Outras Eliminações (874) (84)

Conforme informações consolidadas em 30 de junho de 2005 70.100 9.951

221

* De acordo com a Instrução CVM n° 247, de 27 de março de 1996, as perdas que forem consideradas de natureza não permanentes (temporárias) sobre os investimentos avaliados pelo método da equivalência patrimonial, cujas investidas não apresentem sinais de paralisação ou necessidade de apoio financeiro da investidora, devem ser limitadas até o valor do investimento da empresa controladora. Portanto, as perdas ocasionadas por passivo a descoberto (patrimônio líquido negativo) de controladas não influenciaram o resultado e o patrimônio líquido da Petrobras no primeiro semestre de 2005, gerando item de conciliação entre as Demonstrações Contábeis da Petrobras e as Demonstrações Contábeis Consolidadas. 5. Dividendos e Juros sobre o Capital Próprio O Conselho de Administração aprovou em 17 de junho de 2005 a distribuição de remuneração aos acionistas, sob a forma de juros sobre o capital próprio, conforme previsto no artigo 9º da Lei nº 9.249, 26 de dezembro de 1995 e Decretos nºs 2.673, de 10 de dezembro de 1998 e 3.381, de 13 de março de 2000. O valor a ser distribuído, no montante de R$2.194 milhões, correspondente a um valor bruto de R$2,00 por ação ordinária e preferencial e está sendo provisionado nas demonstrações contábeis de 30 de junho de 2005, devendo ser desembolsado até 31 de janeiro de 2006, com base na posição acionária de 30 de junho de 2005. Nos termos dos decretos mencionados no parágrafo acima, caso o pagamento ocorra após 31 de dezembro de 2005, serão aplicadas as variações da Taxa SELIC, desde 31 de dezembro de 2005 até a data do efetivo pagamento. Esses juros sobre o capital próprio deverão ser descontados da remuneração que vier a ser distribuída no encerramento do exercício social de 2005, e estão sujeitos à incidência de 15% (quinze por cento) de imposto de renda na fonte, exceto para os acionistas que declararem ser imunes ou isentos. 6. Desdobramento de Ações da Petrobras A Assembléia Geral Extraordinária, reunida em 22 de julho de 2005 deliberou e aprovou o desdobramento das ações representativas do capital social em 300%, resultando na distribuição gratuita de 3 ações novas da mesma espécie para cada 1 com base na posição acionária de 31 de agosto de 2005. Dessa forma, o capital social no montante de R$32.896 milhões, a partir de 01 de setembro de 2005, foi dividido em 4.386 milhões de ações sem valor nominal, sendo 2.537 milhões de ações ordinárias e 1.849 milhões de ações preferenciais e a relação entre os American Depositary Receipts (ADR) e as ações correspondentes de cada espécie será alterada da atual “uma ação por um ADR” para “quatro ações por um ADR”. 7. Comportamento das Ações e ADR da Petrobras Valorização Nominal (%)

2º Trimestre 1º Semestre

1T – 2005 2005 2004 2005 (1) 2004 (2)

10,33 3,24 -11,78 Petrobras ON 13,91 1,90

6,18 4,02 - 9,58 Petrobras PN 10,45 1,19

11,06 17,99 -16,21 ADR – Nível III – ON 31,05 -4,00

6,24 19,68 -14,69 ADR – Nível III – PN 27,15 -5,48

1,58 - 5,86 -4,49 IBOVESPA -4,37 - 4,89

- 2,59 - 2,18 0,75 DOW JONES -4,71 -0,18

- 8,10 2,89 2,69 NASDAQ -5,45 2,22

O valor patrimonial da ação da Petrobras em 30 de junho de 2005 atingiu R$65,55.

222

8. Exposição Cambial A exposição cambial do Sistema Petrobras é mensurada conforme quadro a seguir:

Ativo

(R$milhões) 30.06.2005 31.03.2005

Circulante 18.780 19.218

Disponibilidades 6.626 7.392

Outros ativos circulantes 12.154 11.826

Realizável a longo prazo 3.221 3.977

Permanente 28.556 32.536

Investimentos 193 214

Imobilizados 27.794 32.193

Outros ativos permanentes 569 129

Total de ativos 50.557 55.731

Passivo

(R$milhões) 30.06.2005 31.03.2005

Circulante 16.061 17.277

Financiamentos 7.656 9.535

Fornecedores 5.277 5.089

Outros passivos circulantes 3.128 2.653

Exigível a longo prazo 35.637 40.160

Financiamentos 34.104 38.469

Outros exigíveis a longo prazo 1.533 1.691

Total do Passivo 51.698 57.437

Passivo Líquido em Reais (1.141) (1.706)

(+) Fundos de Investimentos Financeiros – Cambial 4.465 5.112

(-) Empréstimos FINAME – em reais indexado ao dólar 678 834

Ativo Líquido em Reais 2.646 2.572

Ativo Líquido em Dólares 1.126 965

Taxa do dólar (1) 2,3504 2,6662(1) Considera a conversão do valor em reais pela taxa do dólar de venda do dia do encerramento do período (30 de junho de

2005 – R$2,3504 e 31 de março de 2005 – R$2,6662). Inclui saldos de Petrobras no exterior que não influenciam as despesas de variação cambial. Comentários ao Resultado Consolidado 2004-2003

A Petrobras apresentou lucro líquido consolidado de R$17.861 milhões no exercício de 2004, após a eliminação das operações intercompanhias e a dedução da participação dos acionistas minoritários, sendo praticamente estável em relação ao exercício de 2003 (R$17.795 milhões). Os principais fatores que contribuíram para a formação do lucro líquido consolidado no exercício de 2004 em relação ao exercício de 2003 foram: Aumento do lucro bruto em R$2.252 milhões, em função, principalmente:

• do aumento dos volumes vendidos (efeito líquido de R$2.138 milhões);

223

• do aumento dos preços dos derivados no mercado interno (efeito de R$4.160 milhões);

• aumento do lucro bruto na BR (R$736 milhões);

• do aumento dos preços de exportação (R$1.420 milhões); e

• aumento do lucro bruto da área internacional (R$1.130 milhões). Esses fatores foram suficientes para absorver os maiores gastos com participações governamentais (R$957 milhões), com custos operacionais vinculados a produção de petróleo e derivados e com custos de importação (R$5.820 milhões), principalmente de óleo leve, que foram realizadas para compensar a redução da produção nacional e agregar valor principalmente, ao óleo diesel, reduzindo as necessidades de importação de derivados. Aumento nas Despesas com Vendas (R$1.388 milhões), para atendimento da logística dos maiores volumes vendidos e do incremento nas despesas com fretes marítimos. Aumento dos gastos com pessoal ligado às atividades administrativas, devido aos reajustes salariais concedidos nos Acordos Coletivos de 2004 e 2003, ao aumento no quadro de empregados do Sistema Petrobras, aos gastos com planos de pensão e de saúde (R$124 milhões). Baixa contábil de poços de petróleo que foram identificados como secos ou sub-comerciais (R$365 milhões), do Bônus de Assinatura do Bloco 34, em Angola (R$192 milhões), que foram compensados, parcialmente, pela revisão da provisão para gastos com futuro abandono de poços e desmantelamento de áreas de produção de óleo e gás (R$412 milhões). Aumento nas Despesas Tributárias (R$223 milhões), devido, basicamente, à elevação das alíquotas do PASEP/COFINS, a partir de fevereiro, instituído pela Lei nº 10.865. Redução de outras despesas operacionais em R$2.727 milhões, reflexo do reconhecimento no exercício de 2003, em caráter extraordinário, do ajuste a valor de mercado das turbinas previstas inicialmente para termelétricas de Canoas, Ibiritermo, Baixada Santista, Três Lagoas e Piratininga (R$330 milhões), do complemento da provisão para perdas sobre exposição financeira contratual no montante de R$2.187 milhões. Esses efeitos compensaram os aumentos, em 2004, referentes aos serviços contratados vinculados aos gastos com publicidade e propaganda institucional (R$141 milhões) e ao crescimento da despesa atuarial dos planos de pensão e de saúde para os aposentados (R$507 milhões). Resultado financeiro negativo de R$2.418 milhões em 2004 contra um resultado positivo de R$1.350 milhões em 2003, devido:

• aos efeitos da menor apreciação em 2004, em relação a 2003, do real e do comportamento do peso argentino frente a cesta de moedas estrangeiras que compõem o endividamento líquido consolidado e outros itens monetários (R$1.796 milhões);

• à redução de receitas sobre aplicações financeiras (R$329 milhões), em função da diminuição

dos saldos, bem como rentabilidade dos fundos no País, lastreados, preponderantemente, em títulos cambiais;

• aos efeitos do câmbio sobre saldos indexados ao dólar, referentes às empresas do Sistema

Petrobras (R$403 milhões);

• às perdas financeiras em operações de hedge realizadas na controlada argentina (R$461 milhões); e

• ao reconhecimento de despesa financeira pela recompra de títulos emitidos por Subsidiárias (R$337 milhões).

224

Redução de perda na participação em subsidiárias domiciliadas no exterior (efeito de R$691 milhões), em função da menor apreciação do real, em relação ao dólar, em 2004 em relação a 2003 (8,1% no exercício de 2004 e 18,2% em 2003). Redução na provisão com imposto de renda e contribuição social sobre o lucro, no montante de R$566 milhões, em função da redução do lucro líquido básico para tributação e do reconhecimento de créditos fiscais na Argentina no montante de R$236 milhões. Comentários ao Resultado Consolidado 2003-2002 A Petrobras apresentou lucro consolidado de R$17.795 milhões no exercício de 2003, após a eliminação das operações intercompanhias e a dedução da participação dos acionistas minoritários. Esse lucro foi superior em 119,7% em relação ao exercício anterior (R$8.098 milhões). Os principais fatores que contribuíram para a formação do lucro líquido consolidado do exercício de 2003 foram: Margem bruta foi superior 9 pontos percentuais em relação ao exercício de 2002, devido, basicamente, ao alinhamento dos preços de faturamento dos principais derivados no mercado interno, ocorrido no final de 2002, à média das cotações internacionais. Também contribuíram para a melhoria da margem bruta, o aumento das vendas no mercado externo (31%), em sua maior parte resultante dos maiores preços internacionais do petróleo, o aumento (3% em relação ao ano anterior) da produção nacional de petróleo e LGN, que propiciou um aumento da participação do óleo nacional na carga processada das refinarias (80% em 2003 e 79% em 2002) e da melhoria do perfil de produção das refinarias, privilegiando produtos de maior valor agregado. Esses efeitos positivos foram compensados, parcialmente, pelos maiores gastos com participações governamentais no País e com participação de terceiros em consórcios, que estão parametrizados às cotações do mercado internacional e ao câmbio. Apreciação do real em relação ao dólar norte-americano que propiciou um ganho cambial de R$1.636 milhões sobre os ativos e passivos indexados, líquido da perda auferida sobre as participações societárias no exterior. Constituição de provisão para perdas sobre exposição financeira nos negócios com energia em 2003 (complemento) e 2004, no montante de R$2.123 milhões, e o reconhecimento de ajuste a valor de mercado de turbo-geradores a gás (turbinas), no momento, sem previsão de utilização (R$330 milhões). Provisionamento de contingência relativa às notificações do INSS (R$160 milhões), por responsabilidade solidária da Petrobras em contribuições não recolhidas pelos seus prestadores de serviços. Baixa contábil (perda) no montante de R$708 milhões com poços de petróleo que foram identificados como secos ou sub-comerciais. Perda de R$198 milhões na liquidação de hedge para cobertura de operações de financiamento em Iene. Provisionamento de perda contratual (ship or pay) sobre tarifas cobradas para utilização do transporte no oleoduto no Equador, no montante de R$293 milhões. Comentários ao Resultado por Área de Negócio (2004 – 2003 e 2003 – 2002) A Petrobras opera de forma integrada, sendo a maior parte da produção de petróleo e gás da área de Exploração e Produção transferida para outras áreas da Petrobras.

225

São apresentados abaixo os principais critérios utilizados na apuração de resultados por áreas de negócio: a) Receita operacional líquida: foram consideradas as receitas relativas às vendas realizadas a clientes externos, acrescidas dos faturamentos e transferências entre as áreas de negócio, tendo como referência os preços internos de transferência definidos entre as áreas. b) No lucro operacional estão computados a receita operacional líquida, os custos dos produtos e serviços vendidos, que são apurados por área de negócio considerando o preço interno de transferência, e os demais custos operacionais de cada área, bem como as despesas operacionais, nas quais são consideradas as despesas efetivamente incorridas em cada área. c) Ativos: contemplam os ativos identificados a cada área. Em 2004, a composição do resultado da Petrobras por área de negócio foi assim representada:

COMPOSIÇÃO DO RESULTADO POR SEGMENTO DE NEGÓCIOVALORES EM MILHÕES DE REAIS

(1.657)

746

353

5.199

14.826

17.795

347

623

2.553

18.083

17.861

(1.259)460

(3.677)

(5.000) 0 5.000 10.000 15.000 20.000

CORPORATIVO

INTERNACIONAL

DISTRIBUIÇÃO

GÁS & ENERGIA

ABASTECIMENTO

EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO

SISTEMA PETROBRAS

2004

2003

226

Em 2003, a mesma composição do resultado da Petrobras foi assim representada:

COMPOSIÇÃO DO RESULTADO POR SEGMENTO DE NEGÓCIOVALORES EM MILHÕES DE REAIS

(1.850)

108

250

1.272

9.823

8.098

618

353

5.185

14.826

17.795

(610)(1.259)

(1.515)

(5.000) 0 5.000 10.000 15.000 20.000

CORPORATIVO

INTERNACIONAL

DISTRIBUIÇÃO

GÁS & ENERGIA

ABASTECIMENTO

EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO

SISTEMA PETROBRAS

2003

2002

Exploração e Produção

No exercício de 2004, o lucro líquido apurado pela área de negócio de exploração e produção foi de R$18.083 milhões, 22% superior ao lucro líquido apurado no exercício de 2003 (R$14.826 milhões), devido ao aumento de R$4.383 milhões no lucro bruto, apurado com as vendas e transferências de petróleo, refletindo o aumento nas cotações internacionais, apesar do aumento no custo unitário de produção, da redução de 3% na produção de petróleo e LGN, da apreciação de 5% na taxa média do real frente ao dólar norte-americano e da menor valorização de petróleos pesados no mercado internacional comparativamente a petróleos mais leves. O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido / transferido e a cotação média do Brent aumentou de US$1,75/bbl no exercício de 2003 para US$ 4,72/bbl no exercício de 2004. No ano de 2003, o lucro líquido apurado pela área de negócio de exploração e produção foi de R$14.826 milhões, 51% superior ao lucro líquido apurado no ano anterior (R$9.823 milhões), devido, principalmente, ao aumento de R$8.031 milhões no lucro bruto apurado com a venda/transferência do petróleo, refletindo principalmente os aumentos nas cotações internacionais de petróleo e no câmbio médio, bem como o acréscimo de 3% no volume produzido de petróleo e LGN.

Abastecimento

No exercício de 2004, o lucro líquido apurado pela área de negócio de Abastecimento foi de R$2.553 milhões, 51% inferior ao lucro líquido apurado no exercício de 2003 (R$5.199 milhões), reflexo da redução de R$3.698 milhões no lucro bruto, com destaque para os seguintes fatores:

• Aumento no custo de aquisição e transferência do petróleo e derivados, pressionado pelo aumento das cotações internacionais, apesar da apreciação de 5% na taxa média do real frente ao dólar norte-americano;

227

• Aumento nos custos com fretes marítimos;

• Elevação no custo unitário de refino;

• Aumento dos custos com depreciação, devido aos investimentos no parque de refino, com

aumento da capacidade e complexidade das refinarias;

• Redução nos preços de exportação de óleo combustível, refletindo a redução nas cotações internacionais do produto; e

• Acréscimo de R$732 milhões nas despesas operacionais, principalmente em função do aumento

de R$429 milhões nas despesas com vendas. Parte desses efeitos foi compensada pelos seguintes aspectos:

• Aumento de 5% no volume vendido de derivados no mercado interno, atendido pelo acréscimo do processamento nas refinarias;

• Acréscimo no valor médio de realização dos derivados comercializados no mercado interno;

• Melhoria do perfil de produção das refinarias, diminuindo a necessidade de importação de

derivados de maior valor agregado; e

• Aumento do spread entre petróleos pesados e leves. No ano de 2003, o lucro líquido do Abastecimento foi de R$5.199 milhões, 308% superior ao lucro líquido apurado no ano anterior (R$1.272 milhões), devido, principalmente, aos seguintes fatores:

• Melhoria da margem bruta do segmento, decorrente do alinhamento ao mercado internacional dos preços dos principais derivados ocorrido no final de 2002;

• Aumento das margens de refino internacionais; • Maior participação do petróleo nacional na carga processada (80% em 2003 e 79% em 2002),

reduzindo o custo de matéria-prima; • Melhoria do perfil de produção das refinarias, privilegiando produtos de maior valor agregado;

e • Otimização de custos logísticos, principalmente, com afretamento.

Parte desses efeitos foi compensada pela redução de 6% no volume vendido de derivados no mercado, principalmente de gasolina, diesel, QAV, e óleo combustível GLP.

Gás e Energia

No exercício de 2004, a área de negócio de Gás e Energia apurou um lucro líquido de R$460 milhões, comparado ao prejuízo de R$1.259 milhões apurado no exercício de 2003, principalmente devido ao provisionamento, em 2003, de R$2.123 milhões para perdas com exposição financeira em negócios de energia, bem como ao reconhecimento de uma provisão de R$330 milhões para ajuste a valor de mercado relativo a turbogeradores a gás.

228

Do total de R$2.123 milhões, R$1.479 milhões foram provisionados em dezembro de 2003 como perdas com exposição financeira em negócios de energia estimadas para o ano de 2004, tendo sido realizado cerca de 97% (R$1.439 milhões) no exercício de 2004. O lucro bruto apresentou um aumento de R$164 milhões, com destaque para os seguintes aspectos:

• Acréscimo de 19% no volume vendido de gás natural, resultado da contínua expansão do mercado brasileiro, principalmente no segmento de geração térmica, além dos segmentos industrial e automotivo;

• As receitas de comercialização de energia aumentaram 126%. Este aumento é devido aos

seguintes fatores: (a) contratos firmados ao longo do biênio 2002/2003, com início de suprimento previsto para o ano de 2004; (b) remuneração da Termelétrica de Canoas ao longo do período, devido a despacho técnico para garantir o suprimento de energia no Rio Grande do Sul; (c) exportação de energia elétrica para o Uruguai (70 MW médios) e para a Argentina (500 MW médios); e (d) despacho da termelétrica Ibirité, por razões de confiabilidade do sistema elétrico, no período de agosto de 2004 a novembro de 2004;

• Redução no custo unitário de importação do Gás Boliviano, como decorrência da apreciação

de 5% na taxa média do real frente ao dólar norte-americano e do decréscimo nas cotações internacionais do óleo combustível;

• Redução no valor médio de realização do gás natural, como decorrência dos efeitos do

decréscimo das cotações do óleo combustível no mercado internacional e da apreciação de 5% na taxa média do real frente ao dólar norte-americano sobre os preços de revenda do Gás Boliviano; e

• Aumento da participação do Gás Boliviano, mais caro em relação ao nacional, no mix das

vendas, de 39% no exercício de 2003 para 46% no exercício de 2004. Também contribuiu para a melhoria do resultado o ganho de R$250 milhões com operações de hedge em importações de gás natural. Em igual período do ano anterior o ganho nestas operações foi de R$55 milhões. No ano de 2003 o segmento de Gás e Energia apurou um prejuízo de R$1.259 milhões, 106% superior ao prejuízo de R$610 milhões apurado no ano anterior. Apesar dos negócios com energia terem gerado um lucro bruto de R$293 milhões em 2003 (R$48 milhões em 2002), tendo em vista o início das operações de algumas térmicas no 4º trimestre de 2002, da comercialização de energia a partir do 1º trimestre de 2003 (2.631.258 MWh comercializado no ano), bem como a inclusão no processo de consolidação de duas térmicas controladas em conjunto pela Petrobras Distribuidora (Breitener e Brasympe), o resultado global foi negativo, principalmente devido aos seguintes fatores:

• Provisionamento de perdas com exposição financeira em negócios de energia, no valor de R$2.123 milhões (R$1.552 milhões no ano anterior); e

• Reconhecimento, no 2º trimestre de 2003, de uma provisão para ajuste a valor de mercado

relativa a turbo-geradores a gás, sem previsão de uso, tendo em vista o atual cenário do setor de energia, gerando uma redução desses ativos e, conseqüentemente, do resultado do segmento, no montante de R$330 milhões.

A principal causa das perdas no negócio de Energia é a frustração das expectativas da Petrobras quanto ao mercado de energia elétrica, que se reduziu após o racionamento em 2001, dificultando a obtenção de contratos de venda de energia em condições que remunerem os investimentos realizados.

229

Parte desse prejuízo foi compensada pelo lucro líquido de R$286 milhões apurado nos negócios de gás natural (prejuízo de R$328 milhões em 2002), tendo em vista os seguintes aspectos:

• Aumento no valor médio de realização do gás natural, como decorrência do aumento das cotações do óleo combustível no mercado internacional e do comportamento da taxa de câmbio média;

• Acréscimo de 13% no volume vendido de gás natural, como resultado da contínua substituição

ao óleo combustível pelas indústrias de transformação e à gasolina, para uso veicular, além do crescente fornecimento às termoelétricas;

• Receita financeira decorrente dos efeitos da apreciação de 18% do real frente ao dólar sobre o

endividamento oriundo da construção do gasoduto Bolívia-Brasil; e

• Inclusão no processo de consolidação das companhias estaduais distribuidoras de gás controladas em conjunto pela Gaspetro, gerando um ganho de R$54 milhões, líquido da amortização de ágio na aquisição.

Distribuição Em linha com os objetivos estratégicos de aumento na participação no segmento de Distribuição de GLP e de consolidação do mercado de distribuição de combustíveis automotivos em determinadas regiões do País, os negócios de distribuição passaram a incluir as operações da empresa Liquigás Distribuidora S.A., a partir da aquisição, em agosto de 2004, da Agip do Brasil S.A. No exercício de 2004 a área de negócios de distribuição apurou um lucro líquido de R$623 milhões, 76% superior ao lucro líquido apurado no mesmo período do ano anterior (R$353 milhões), como decorrência do aumento de R$736 milhões no lucro bruto, com destaque para a consolidação, a partir de agosto de 2004, da empresa Liquigás, com reflexos positivos no volume vendido, que aumentou 12% em relação ao ano anterior, e na margem bruta de comercialização (10,0% no exercício de 2004 e 9,4% no exercício de 2003). Este efeito foi parcialmente compensado pelo crescimento de R$551 milhões nas despesas com vendas, gerais e administrativas, que além de contemplarem o efeito da consolidação da Liquigás, incluem complemento de provisão para devedores duvidosos e acréscimo nas despesas de comercialização e distribuição de produtos. A participação no mercado de distribuição de combustíveis no exercício de 2004 foi de 32,8%, incluindo a empresa Liquigás (2,8%), enquanto que no ano anterior era de 31,5%. Os efeitos da consolidação, a partir de agosto de 2004, da Liquigás, representaram um acréscimo de R$319 milhões no lucro bruto e de R$155 milhões no lucro líquido do segmento. No ano de 2003, a área de negócios de distribuição apurou um lucro líquido de R$353 milhões, 41% superior ao lucro líquido apurado no ano anterior (R$250 milhões), principalmente como decorrência do aumento de R$287 milhões no lucro bruto, refletindo o repasse parcial dos aumentos ocorridos nos preços de aquisição dos derivados nas refinarias. O mercado de combustíveis apresentou uma redução de 6,1% enquanto que os volumes vendidos tiveram diminuição de 6%, o que resultou numa participação de mercado de 31,5% (32,9% no ano anterior).

230

Internacional No exercício de 2004, a área de negócio Internacional apurou um lucro líquido no montante equivalente a R$347 milhões, 53% inferior ao lucro líquido equivalente a R$746 milhões apurado no exercício de 2003. Esta redução no lucro líquido deveu-se aos seguintes fatores:

• Despesas financeiras líquidas de R$1.239 milhões no ano de 2004, principalmente devido às perdas em operações com derivativos (R$654 milhões) e juros sobre os diversos empréstimos (R$495 milhões) da PEPSA. No ano de 2003 foi apurado um resultado financeiro líquido positivo de R$27 milhões, principalmente devido à variação cambial sobre os passivos líquidos proveniente da apreciação de 13% do peso argentino frente ao dólar norte-americano (R$733 milhões), cujo impacto foi compensado pelas perdas em operações com derivativos (R$193 milhões) e juros sobre os diversos empréstimos (R$588 milhões) da PEPSA; e

• Incremento de R$120 milhões nas despesas operacionais, principalmente com baixa de

bônus de assinatura do bloco 34 em Angola, relativamente a poços identificados como secos (R$192 milhões).

Esses efeitos foram parcialmente compensados pelo acréscimo de R$782 milhões no lucro bruto, proveniente, principalmente, do aumento das cotações internacionais do petróleo e do incremento da venda de óleo e gás na Bolívia e Argentina, apesar da apreciação de 5% na taxa média do real frente ao dólar norte-americano e do aumento no custo unitário de produção de óleo e gás. Os resultados da área de negócio internacional no ano de 2003 passaram a contemplar as operações desenvolvidas pelas Petroleras Santa Fé e Entre Lomas S.A. – PELSA (ex-Petrolera Perez Companc S.A.) e, também, a Petrobras Energia Participaciones S.A. – PEPSA (ex-Perez Companc), controladas indiretas da Petrobras. No ano de 2003, a Área de Negócios Internacional obteve um lucro líquido de R$746 milhões (equivalente a US$214 milhões), 472% superior ao lucro líquido de R$108 milhões (equivalente a US$31 milhões) apurado no ano anterior. Esse desempenho decorreu, principalmente, do reconhecimento do resultado das empresas argentinas, com destaque para o aumento de R$2.303 milhões no lucro bruto, devido à elevação nas cotações internacionais do petróleo e seus derivados e acréscimo no volume comercializado, principalmente em conseqüência das novas empresas argentinas. Parte desses efeitos foi compensada pelos seguintes aspectos:

• Aumento de R$143 milhões nas despesas com prospecção e perfuração, conseqüência da campanha exploratória internacional da Petrobras, com destaque para baixa de poços secos.

• Aumento de R$391 milhões em Outras Despesas Operacionais devido, principalmente, ao

provisionamento, em dezembro de 2003, de R$293 milhões de perda contratual sobre tarifas cobradas pelo transporte em oleoduto no Equador (ship or pay); e

• Perda de R$313 milhões no resultado auferido em participações societárias, com destaque para

as perdas na conversão cambial sobre investimentos, principalmente da PEPSA em outras empresas no exterior, decorrentes da apreciação de 13% do Peso Argentino frente ao dólar. Em 2002 ocorreu efeito inverso, quando a depreciação de 237% do Peso Argentino frente ao dólar gerou um ganho de conversão sobre investimentos societários na Argentina.

231

Corporativo As unidades que formam o Corporativo do Sistema Petrobras geraram um prejuízo de R$3.677 milhões no exercício de 2004, 122% superior ao prejuízo apurado no exercício de 2003 (R$1.657 milhões), em função dos seguintes aspectos:

• Resultado financeiro negativo de R$1.687 milhões no ano de 2004 em comparação com um resultado financeiro positivo de R$1.442 milhões no ano anterior, devido principalmente à menor apreciação da taxa final do real frente ao dólar norte-americano (8,1% no ano de 2004 e 18,2% no ano de 2003), e à redução de receitas sobre aplicações financeiras, em função da diminuição dos saldos, bem como da rentabilidade dos fundos no País, lastreados, preponderantemente, em títulos cambiais;

• Aumento de R$167 milhões nas despesas tributárias, decorrente da elevação da alíquota do

PIS/PASEP e COFINS, instituído pela Lei nº 10.865; e

• Acréscimo no overhead corporativo, devido aos maiores gastos com pessoal, publicidade e propaganda institucional, e com revisão no cálculo atuarial de gastos provisionados com o Plano de Saúde (AMS) dos aposentados e pensionistas.

Parte desses efeitos foi compensada pela redução de R$707 milhões nas perdas cambiais sobre investimentos societários no exterior, tendo em vista a menor apreciação da taxa final do real frente ao dólar norte-americano; As unidades que formam o Corporativo do Sistema Petrobras geraram um prejuízo de R$1.657 milhões no ano de 2003, 18% inferior ao prejuízo apurado em igual período do ano anterior (R$1.850 milhões). Esse prejuízo foi formado principalmente pelos seguintes itens:

• Perda de R$940 milhões com a conversão cambial sobre investimentos societários no exterior, decorrente da apreciação de 18% do real frente ao dólar. No ano anterior foi apurado um ganho de R$1.504 milhões, tendo em vista a depreciação de 57% do real frente ao dólar; e

• Despesas operacionais, aumentadas em R$673 milhões, principalmente com a perda na

liquidação de hedge para cobertura de operações de iene, no valor de R$198 milhões, com o acréscimo nos gastos relacionados a empregados, aposentados e beneficiários e, ainda, com propaganda institucional, notadamente no quarto trimestre de 2003, tendo em vista principalmente as comemorações relativas ao cinqüentenário da empresa.

Parte desses efeitos foram compensados pela receita financeira líquida de R$1.442 milhões, refletindo a apreciação de 18% do real frente ao dólar sobre o endividamento corporativo e a redução do custo das captações de recursos no exterior, em continuidade a tendência verificada nos últimos exercícios. No ano anterior foi apurada uma despesa financeira líquida de R$1.893 milhões, como conseqüência da depreciação de 57% do real perante o dólar.

232

Itens Extraordinários São considerados como itens extraordinários os valores referentes a fatos não previstos ou habituais aos negócios da Petrobras e que, portanto, não são recorrentes. Nos exercícios de 2004, 2003 e 2002 os seguintes itens extraordinários tiveram influência sobre o resultado segmentado e consolidado da Petrobras:

E&P Abasteci-

mento Gás e

EnergiaDistri-buição

Inter-nacional

Corpora-tivo

Elimi-nações

Total

2004 18.083 2.553 460 623 347 (3.677) (528) 17.861

2003 14.826 5.199 (1.259) 353 746 (1.657) (413) 17.795

Lucro Líquido (Prejuízo) por segmento de negócio

2002 9.823 1.272 (610) 250 108 (1.850) (895) 8.098

2004 - - - - 169 - - 169

2003 - - - - 293 - - 293

Itens Extraordinários -

Perdas Contratuais com Serviços de Transporte (Ship or Pay)

2002 - - - - - - - -

2004 135 - - - - - - 135

2003 152 5 - - - 3 - 160

Itens Extraordinários - Contingências Previdenciárias (INSS) 2002 141 108 - - - 150 - 399

2004 412 - - 412

2003 - - - - - - - -

Itens Extraordinários - Estimativa de Gastos para Futuro Abandono de Poços Desmant. De Áreas

2002 - - - - - - - -

2004 192 192

2003 - - - - - - - -

Itens Extraordinários - Baixa de Bônus de Assinatura em Angola

2002 - - - - - - - -

2004 - - - - (239) - - (239)

2003 - - - - - - -

Itens Extraordinários - Débito Fiscal na PEPSA

2002 - - - - - -

2004 - - - - - 165 - 165

2003 - - - - - - - -

Itens Extraordinários - Recuperação de Créditos Previdenciários 2002 - - - - - - - -

2004 94 - - - - - 94

2003 - - - - - - - -

Itens Extraordinários - Indébito Fiscal

2002 - - - - - - - -

2004 - - - - - - - -Itens Extraordinários - Perdas e Contingências 2003 - - 2.123 - - - - 2.123

233

234

E&P

Abasteci-mento

Gás e Energia

Distri-buição

Inter-nacional

Corpora-tivo

Elimi-nações

Total

Contratuais com Negócios de Energia

2002 - - 1.152 - - - - 1.152

2004 - - - - - - - -

2003 330 - 330

Itens Extraordinários - Ajuste a Valor de Mercado de Turbinas para Termelétricas 2002 - - - - - - - -

2004 - - - - - - - -

2003 - - - - - - - -

Itens Extraordinários - Regularização GT conta Petróleo e Alcool

2002 - - - - - 105 - 105

2004 - - - - - - -

2003 - - - - - - -

Itens Extraordinários - Reestruturação Societária da Braskem Perda na Petroquisa 2002 - 82 - - - - - 82

2004 547 94 0 0 122 165 0 928

2003 152 5 2.453 0 293 3 0 2906

Subtotal Itens Extraordinários

2002 141 190 1.552 0 0 255 0 2.138

2004 94 (32) 0 0 (123) (56) 0 (117)

2003 (52) (2) (834) 0 (99) (1) 0 (988)

Efeitos Tributários

2002 (48) (37) (528) - - (86) - (699)

2004 17.900 2.521 460 623 346 (3.733) (528) 17.848

2003 14.926 5.202 360 353 940 (1.655) (413) 19.713

Lucro Líquido (Prejuízo) por Segmento de Negócios sem Itens Extraordinários

2002 9.916 1.425 414 250 108 (1.681) (895) 9.537

Receita Operacional da Petrobras A receita operacional bruta da Petrobras atingiu R$150.403 milhões, correspondendo a um acréscimo de 14% em relação ao exercício anterior. Deduzindo-se os impostos e outros encargos incidentes sobre o faturamento, a Petrobras apurou uma receita operacional líquida consolidada de R$108.202 milhões no exercício de 2004 (R$95.743 milhões no exercício de 2003). O volume de vendas aumentou 7% no mercado interno, no exercício de 2004, quando comparado com o exercício de 2003, em razão dos aumentos verificados nas vendas de Diesel (9%), devido ao aquecimento da economia e nas vendas de Gasolina (6%), em função do aumento de consumo provocado pelo crescimento do aumento da frota de veículos urbanos e pela queda real nos preços médios ao consumidor.

Os contratos firmados ao longo do biênio 2002/2003 cujo suprimento e o conseqüente faturamento passaram a ocorrer em 2004 proporcionaram um crescimento contínuo de venda de energia, com uma média de faturamento mensal de R$16 milhões em 2004 contra R$3 milhões em 2003. Contribuiu, também, a Termoelétrica Canoas, que vem operando por despacho técnico para garantir o suprimento de energia nas regiões do Rio Grande do Sul, e a exportação de energia elétrica para o Uruguai (70 MW médios) e para a Argentina (500 MW médios).

Volume de Venda (Mbpd) Comparativos em relação aos Período Encerrado em 31 de dezembro de

2004 % 2003 % 2002

Diesel 656 9 602 (6) 638

Gasolina 275 6 259 (5) 272

Oleo Combustível 108 (9) 119 (13) 136

Nafta 157 - 157 (2) 160

GLP 210 4 202 (5) 212

QAV 74 3 72 - -

Outros 157 12 140 (27) 191

Total Derivados 1.637 6 1.551 (4) 1.609

Álcoois, Nitrogenados e outros 32 (3) 33 0 33

Gás Natural 210 19 177 13 156

Total Mercado Interno 1.879 7 1.761 (2) 1.798

Exportação 416 (8) 452 1 449

Vendas Internacionais 416 9 383 84 208

Total Mercado Externo 832 - 835 27 657

Total Geral 2.711 4 2.596 6 2.455

235

Despesas e Receitas Financeiras Em 2004 verificou-se resultado financeiro negativo de R$2.418 milhões na Petrobras, contra um resultado positivo de R$1.350 milhões em 2003, em função, dentre outros fatores, da menor apreciação do real em relação ao dólar (8,1% no exercício de 2004 e 18,2% em 2003).

Despesas Financeiras, Líquidas(em R$milhões)

Consolidado Petrobras

2004 2003 2004 2003

Despesas Financeiras

Empréstimos e Financiamentos (2.650) (2.507) (710) (764)

Fornecedores (1.452) (97) (1.441) (1.070)

Outras - (591) (102) (147)

(4.102) (3.195) (2.253) (1.981)

Receitas Financeiras

Aplicações Financeiras 530 971 30 500

Subsidiárias e Controladas - - 889 1.414

Títulos e Valores Mobiliários - 48 - -

Financiamentos Concedidos 106 113 - -

Outros 295 685 314 378

931 1.817 1.233 2.292

Variações Monetárias e Cambiais

Variação Monetária Ativa 360 307 645 539

Variação Monetária Passiva (938) (304) (433) (304)

Variação Cambial Ativa 378 (91.493) (2.829) (5.429)

Variação Cambial Passiva 953 4.218 2.946 6.203

753 2.728 329 1.010

Despesas Financeiras, Líquidas (2.418) 1.350 (691) 1.321

236

Exposição cambial A exposição cambial do Sistema Petrobras é mensurada conforme quadro a seguir:

Consolidado (R$milhões) Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2004 2003 2002

Ativo

Circulante 16.745 17.397

Disponibilidades 7.879 8.231 3.123

Outros ativos circulantes 8.866 9.166 6.357

Realizável a longo prazo 2.893 2.735 5.701

Permanente 21.510 22.121 12.333

Investimentos 145 292 44

Imobilizado 21.333 21.790 12.251

Outros ativos permanentes 32 39 38

Total do Ativo 41.148 42.253 27.513

Passivo

Circulante 12.818 11.752 11.605

Financiamentos 5.093 7.662 6.130

Fornecedores 5.080 4.566 4.613

Outros passivos circulantes 2.645 (476) 862

Exigível a longo prazo 29.576 32.544 20.935

Financiamentos 27.753 30.087 20.465

Outros exigíveis a longo prazo 1.823 2.457 470

Total do Passivo 42.394 44.296 32.540

Passivo Líquido em Reais (1.246) (2.043) (5.027)

(+) Fundos de Investimentos Financeiros – Cambial 8.165 12.183 -

(-) Empréstimos FINAME – R$indexado ao dólar 820 1.011 -

Ativo Líquido em Reais 6.099 9.130 -

Ativo Líquido em Dólares (5) 2.298 3.160 - (5) Considera a conversão do valor em reais pela taxa de dólar de venda do dia do encerramento do exercício, igual a

R$2,6544em 2004, R$2,8892 em 2003 e R$3,5333 em 2002.

Estoques Os estoques consolidados de petróleo, derivados, matérias-primas e álcoois, atingiram o montante de R$14.419 milhões em 31 de dezembro de 2004, 39% superiores aos de 31 de dezembro de 2003 (R$10.395 milhões, 15% inferiores aos de 31 de dezembro de 2002), enquanto que na Petrobras não consolidada houve um aumento de 38% em 2004 em relação a 2003 (o exercício de 2003 em relação ao de 2002 apresentou números 19% inferiores). As elevações em 2004 refletem os maiores preços do petróleo e dos derivados no mercado internacional, influenciando diretamente o custo dos produtos importados e os custos de produção nacional, bem como o aumento da capacidade instalada das refinarias, em função das recentes ampliações das unidades industriais. As reduções em 2003 deveram-se ao efeito do câmbio (apreciação do real frente ao dólar de 18,23%), à redução nas importações de petróleo, em função do menor volume de compras, considerando o aumento da produção nacional e a redução na comercialização de derivados, no mercado interno.

237

(R$milhões)

Estoque consolidado por Matéria Prima, Álcool, Derivados e Outros em relação ao período encerrado em 31 de dezembro de

2004 % 2003 % 2002 %

Matéria Prima 6.447 44,71 3.919 37,70 3.716 30,44

Álcool 37 0,26 195 1,88 306 2,51

Derivados 4.545 31,52 2.607 25,08 3.658 30,03

Outros 3.390 23,51 3.674 35,34 4.529 37,02

Total 14.419 100 10.395 100 12.209 100 Contas Petróleo e Álcool Os Principais indicadores das Contras Petróleo e Álcool constam da seguinte tabela:

(R$milhões) Exercício

2004 2003

Saldo Inicial 689 644

Ressarcimento a Terceiros - 15

Ressarcimento à Petrobras 4 -

Encargos de Mútuo 14 30

Liquidação Parcial – STN (8) -

Regularizações – GTI* 50 -

Saldo Final 749 689 (*) Grupo de Trabalho de Auditoria Governamental.

Conforme a Petrobras vem divulgando em notas explicativas constantes das demonstrações contábeis anuais e trimestrais, a Auditoria Governamental, constituída pela Portaria ANP nº 50, de 19 de abril de 2002, apresentou, através do Ofício nº 11/2004, de 23 de junho de 2004, o relatório final da auditoria certificando e homologando o saldo da Conta petróleo e álcool, referente ao período de 1º de julho de 1998 a 31 de dezembro de 2001, no montante de R$748 milhões.

Em 31 de dezembro de 2004, o saldo das contas atingiu o montante de R$749 milhões, dos quais R$9 milhões referem-se à atualização monetária, sendo R$3 milhões referente ao quarto trimestre de 2004.

Conforme definido na Lei nº 10.742, de 06 de outubro de 2003, o encontro de contas com a União deveria ter ocorrido até 30 de junho de 2004. A Petrobras, após ter prestado todas as informações requeridas pela STN, está em articulação com o MME, buscando equalizar as divergências ainda existentes entre as partes, visando concluir o encontro de contas com a União, de acordo com o previsto na Medida Provisória nº 2.181-45, de 24 de agosto de 2001.

Com a finalidade de garantir o pagamento do saldo devedor das Contas petróleo, derivados e álcool, em 30 de junho de 2004, havia um saldo de 138.791 NTN-H, no valor de R$173 milhões, emitidas em favor da Petrobras, inferior, portanto, ao saldo das contas. Em 02 de julho de 2004, a União depositou R$173 milhões correspondente as NTN-H, visto as mesmas terem vencido, em garantia parcial do saldo das contas, dos quais, R$8 milhões foram disponibilizados para a Petrobras e o saldo remanescente, de R$165 milhões, encontra-se em conta aberta, a favor da empresa, como depósito bloqueado vinculado à ordem da STN.

O saldo da conta poderá ser pago através da emissão de títulos do Tesouros Nacional, de valor igual ao saldo final do encontro de contas ou com outros montantes que a Petrobras porventura estiver devendo ao Governo Federal, inclusive relativos a tributos ou uma combinação das opções anteriores.

238

Investimentos No País, a Petrobras investiu, prioritariamente, no desenvolvimento de sua capacidade de produção de petróleo e gás natural, através de investimentos próprios e através da estruturação de empreendimentos com parceiros. No exercício de 2004, os investimentos consolidados totais alcançaram R$21.774 milhões (R$18.485 milhões em 2003 e R$18.864 milhões em 2002). Dos investimentos próprios realizados no País pelo Sistema Petrobras em 2004, 66% destinaram-se às atividades de exploração e desenvolvimento da produção, sendo que somente na Bacia de Campos, foram investidos R$4.109 milhões (R$1.387 na UN-BC e R$2.722 na UN-Rio). Em 2003, de tais investimentos próprios realizados no País, 57% destinaram-se às atividades de exploração e desenvolvimento da produção, sendo que somente na Bacia de Campos, foram investidos R$2.433 milhões. A tabela a seguir indica os investimentos realizados pela Petrobras em 2004 comparados aos realizados em 2003:

INVESTIMENTOS CONSOLIDADOS POR ATIVIDADE

R$ milhões

12.441

1.223

4.705

615 516169454624

2.331

625

3.907

460332

1.9671.118

8.772

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

Exploração eprodução

Abastecimento Gás e Energia Internacional Distribuição Corporativo Empreendimentosem Negociação

Pro jetosEstruturados

JAN/DEZ -2004 Total: R$ 21.774

JAN/DEZ -2003 Total: R$ 18.485

Os principais investimentos realizados em 2004 no segmento de Exploração e Produção foram nos campos de Marlim Sul (R$642 milhões), Roncador (R$753 milhões), Albacora Leste (R$661 milhões), Marlim (R$45 milhões), Marlim Leste (R$228 milhões) e no campo de Barracuda/Caratinga (R$160 milhões), situados na Bacia de Campos. Os investimentos realizados em Exploração foram de R$450 milhões e em Segurança, Meio Ambiente e Infra-Estrutura de R$403 milhões. Na área de Abastecimento, os investimentos foram concentrados, principalmente, na ampliação da REFAP (R$999 milhões) e na conclusão das unidades de Hidrotratamento de Diesel da REPLAN (Paulínia), REDUC (Duque de Caxias), REGAP (Gabriel Passos) e REPAR (Presidente Getúlio Vargas, R$508 milhões) e Coqueamento retardado da REPLAN (Paulínia, R$219 milhões).

239

A tabela a seguir indica os investimentos realizados pela Petrobras em 2003 comparados aos realizados em 2002:

8.772

7.438

4.705

2.514

1.118796

1.967

5.887

332 439 460297

615 523 516970

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

6.500

7.000

7.500

8.000

8.500

9.000

Exploração

e

Produção

Refino Gás

e

Energia

Internacional Distribuição Corporativo Empreendim.

em

Negociação

Projetos

Estruturados

Exploração

e Produção

INVESTIMENTOS CONSOLIDADOSPOR ATIVIDADES

(Em milhões de reais)

JAN/DEZ-2003Total: R$ 18.485

JAN/DEZ-2002Total: R$18.864

Os principais investimentos realizados em 2003 no segmento de Exploração e Produção foram nos campos de Marlim Sul (R$499 milhões), Roncador (R$576 milhões), Albacora Leste (R$127 milhões) e Marlim (R$127 milhões), situados na Bacia de Campos, e no campo de Urucu (R$145 milhões), situado na Bacia de Solimões. Na área de Abastecimento, os investimentos foram concentrados em plantas de HDT na REDUC, REGAP e REPLAN (R$1.071 milhões) e em unidade de HDS na REPAR (R$167 milhões). Os investimentos na UTE de Canoas e UTE Três Lagoas (R$733 milhões) foram os principais no segmento de Gás e Energia ao longo do exercício de 2003.

240

Endividamento Em 31 de dezembro de 2004, o endividamento, referente a empréstimos e financiamentos no País e no exterior, atingiu o total de R$55.411 milhões no Consolidado, enquanto que em 2003 havia atingido o total de R$63.791 milhões, conforme demonstrado na tabela a a seguir:

Petrobras Consolidado Exercício encerrado

em 31 de dezembro de

2004 2003 2002

Curto Prazo:

Financiamento 5.495 8.132 6.016

Project Finance 177 1.264 558

Leasing 770 875 1.243

Empreendimentos em Consórcios 709 609 313

Subtotal 7.151 10.880 8.130

Longo Prazo:

Financiamento 31.721 34.116 24.786

Project Finance 9.088 8.711 10.363

Leasing 3.251 3.962 5.785

Empreendimentos em Consórcios 1.545 2.829 3.302

Subtotal 45.605 49.618 44.236

Recursos Financeiros captados pelas SPC ainda não aplicados em projetos

2.655

3.293

1.275

Endividamento total 55.411 63.791 53.641

(-) Disponibilidades (21.598) (28.246) (13.150)

(-) Junior Notes - (861) (530)

Endividamento Líquido 33.813 34.684 39.961

O endividamento líquido do Sistema Petrobras, em 31 de dezembro de 2004, alcançou R$33.813 milhões, com redução de 3% em relação a 31 de dezembro de 2003, em função da apreciação de 8,1% do real em relação ao dólar sobre o saldo das dívidas consolidadas (US$1 = R$2,65 em 31 de dezembro de 2004, contra US$1 = R$2,89 em 31 de dezembro de 2003, compensada, parcialmente, pela redução das disponibilidades no período, resultante da menor geração de caixa pelas atividades operacionais e pela utilização de recursos para aquisição da empresa Liquigás (Ex-AGIP do Brasil), no valor de R$1.371 milhões. Em 31 de dezembro de 2003, tal endividamento líquido registrou redução de 13% em relação a 31 de dezembro de 2002, principalmente pelo aumento das disponibilidades Petrobras em função da maior geração de caixa operacional. A Petrobras vem alongando o seu perfil de endividamento, contratando operações de longo prazo e, simultaneamente, liquidando operações de curto prazo. A estrutura de capital representada por terceiros alcançou 57% em 31 dezembro de 2004, com redução de 4 pontos percentuais se comparada a 31 de dezembro de 2003, enquanto que em 31 de dezembro de 2003 era 61%, quando foi registrada redução de 6 pontos percentuais em comparação a 31 de dezembro de 2002.

241

Balanço Social Os recursos alocados à área social pelo Sistema Petrobras apresentaram um crescimento de 16% em 2004, se comparados ao exercício 2003, os quais resentaram um crescimento de 52,3% se comparados ao exercício 2002, e estão apresentados na tabela a seguir:

Petrobras Consolidado Exercício encerrado

em 31 de dezembro de

2004 2003 2002

Receita Líquida 108.202 95.743 69.176

Resultado Operacional 27.252 27.874 11.464

Folha de Pagamento Bruta 5.151 3.362 2.666

Indicadores Sociais Internos

Alimentação 302 245 166

Encargos Sociais Compulsórios 2.212 1.583 1.291

Previdência Privada 387 331 275

Saúde 588 429 315

Segurança e Medicina no trabalho 44 77 36

Educação 84 18 10

Cultura 2 149 -

Capacitação e Desenvolvimento Profissional 275 275 123

Creche/Auxílio Creche 2 42 4

Participação nos Resultados 783 894 444

Outros 57 56 28

Total 4.736 4.099 2.692

Tributos Pagos (excluídos Encargos Sociais) 45.254 42.240 33.593

Valor Adicionado O valor adicionado pela Petrobras no exercício 2004 alcançou R$97.199 milhões, representando aumento de 20% em relação ao apurado em 2003, quando, no montante de R$80.996 milhões, que representou aumentou de 23,3% em relação ao exercício de 2002, que totalizou R$65.715. Os gráficos a seguir indicam a distribuição do valor adicionado gerado pela Petrobras:

(R$milhões)

Volume Distribuído por Segmento e Percentual de Distribuição do Valor Adicionado entre os Segmentos indicados em relação ao exercício encerrado em

31 de dezembro de

2004 % 2003 % 2002 %

Pessoal 6.273 6 5.167 6 3.501 5

Entidades Governamentais 59.202 62 52.374 65 39.876 61

Instituições Financeiras e Fornecedores

13.036 13 4.776 6 14.891 23

Acionistas 18.688 19 18.679 23 7.447 11

Total 97.199 100 80.996 100 65.715 100

242

Patrimônio Líquido e Dividendo Capital No exercício de 2004, o capital social da Petrobras aumentou de R$19.863 milhões para R$32.896 milhões, mediante a capitalização de reserva de lucros no valor de R$13.033 milhões, sem a emissão de novas ações. O capital subscrito e integralizado em 31 de dezembro de 2004 está representado por 634.168.418 ações ordinárias e 462.369.507 ações preferenciais, todas escriturais e sem valor nominal. No exercício de 2003, o capital social da Petrobras aumentou de R$16.292 milhões para R$19.863 milhões, sendo R$3.101 milhões mediante a capitalização de reserva de lucros, sem a emissão de novas ações, e R$470 milhões pela emissão de 10.433.838 ações preferenciais, a um preço de R$45,08 por ação, como resultado da permuta para cancelamento de registro de companhia aberta da BR. O capital subscrito e integralizado em 31 de dezembro de 2003 está representado por 634.168.418 ações ordinárias e 462.369.507 ações preferenciais, todas escriturais e sem valor nominal. Capital Autorizado Em 29 de março de 2004, a Assembléia Geral Extraordinária aprovou o novo limite de capital autorizado, alterando seu valor de R$30 bilhões para R$60 bilhões. O anterior limite do capital autorizado havia sido estabelecido em 10 de junho de 2002, por deliberação de Assembléia Geral Extraordinária.

243

ADMINISTRAÇÃO DA PETROBRAS

Conselho de Administração O Conselho de Administração da Petrobras é composto por, no mínimo, cinco e, no máximo, nove membros e é responsável, entre outras coisas, pelo estabelecimento das políticas comerciais gerais da Petrobras. Os membros do Conselho de Administração são eleitos pela assembléia geral ordinária de acionistas. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os acionistas representativos de pelo menos 10% do capital social com direito a voto da Petrobras têm o direito de exigir que seja adotado um procedimento de voto múltiplo para conferir a cada ação ordinária tantos votos quantos sejam os membros do Conselho de Administração e para conferir a cada ação ordinária o direito de votar cumulativamente apenas em um candidato ou de distribuir seus votos entre diversos candidatos. Ademais, o estatuto social da Petrobras permite a cada um dos (a) acionistas preferenciais minoritários que em conjunto detêm pelo menos 10% do total do capital social (com exclusão dos acionistas controladores); e dos (b) acionistas ordinários minoritários, o direito de eleger um membro do Conselho de Administração da Petrobras. Além disso, de acordo com a Lei nº 10.683, de 28 de maio de 2003, um dos membros do Conselho de Administração é nomeado pelo Ministro de Estado do Orçamento e Gestão do Brasil. O estatuto social da Petrobras prevê que, independentemente do exercício dos direitos acima concedidos a acionistas minoritários, o Governo Federal terá sempre o direito de nomear a maioria dos conselheiros. O mandato dos conselheiros é de um ano, sendo permitida a reeleição. De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, os acionistas poderão destituir qualquer conselheiro a qualquer tempo, por justa causa ou não, em assembléia geral extraordinária. Após a eleição de conselheiros nos termos do procedimento de voto múltiplo, a destituição de qualquer conselheiro em assembléia geral extraordinária acarretará a destituição de todos os demais conselheiros, após o que serão realizadas novas eleições.

Atualmente, a Petrobras tem nove conselheiros. A tabela a seguir apresenta certas informações relativas aos membros do Conselho de Administração da Petrobras:

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO DA PETROBRAS

Nome Data de Nascimento Cargo Expiração do

Mandato Atual

Dilma Vana Rousseff (1) 14/12/1947 presidente março 2006

Antonio Palocci Filho (1) 04/10/1960 membro março 2006

José Sergio Gabrielli de Azevedo (1) 03/10/1949 membro março 2006

Gleuber Vieira (1) 08/12/1933 membro março 2006

Fabio Colletti Barbosa (2) 03/10/1954 membro março 2006

Jorge Gerdau Johannpeter (3) 08/12/1936 membro março 2006

Claudio Luiz da Silva Haddad (1) 23/08/1946 membro março 2006

Arthur Antonio Sendas (1) 16/06/1935 membro março 2006

Jaques Wagner (1) 16/03/1951 membro março 2006 (1) Nomeado pelos acionistas controladores. (2) Nomeado pelos acionistas ordinários minoritários. (3) Nomeado pelos acionistas preferenciais minoritários.

244

Dados Biográficos – Membros do Conselho de Administração Constam abaixo dados biográficos básicos dos membros do Conselho de Administração da Petrobras. Dilma Vana Rousseff Conselheira e Presidente do Conselho de Administração desde 3 de janeiro de 2003. De 1º de janeiro de 2003 a 16 de junho de 2005, ocupou o cargo de Ministra das Minas e Energia do Brasil, quando foi nomeada para o cargo de Ministra Chefe da Casa Civil do Brasil. Ela também atuou como: Secretária de Estado de Energia, Minas e Comunicações do Estado do Rio Grande do Sul (1993-1994 e 1999-2002); Presidente da Fundação de Economia e Estatística do Estado do Rio Grande do Sul 1991-1993); e Secretária da Fazenda de Porto Alegre (1986-1988). Participou da equipe do Governo de Transição como Coordenadora do Grupo de Infra-estrutura. Formada em Economia pela Universidade Federal do Rio Grande Do Sul (1977), com mestrado em Teoria Econômica pela Universidade de Campinas, São Paulo (1979) e atualmente fazendo doutorado em Economia Monetária e Financeira na Universidade de Campinas. Antonio Palocci Filho Conselheiro desde 3 de janeiro de 2003, sendo também membro do Conselho de Administração da BR. Desde 1º de janeiro de 2003, ocupa o cargo de Ministro da Fazenda do Brasil. Também atuou como: Prefeito de Ribeirão Preto (2000-2002 e 1993-1996); Deputado Federal na Câmara de Deputados (1999-2000); Deputado Estadual na Câmara de Deputados do Estado de São Paulo (1991-1992); e Vereador pelo Município de Ribeirão Preto (1989-1990). Também atuou como Presidente do Partido dos Trabalhadores do Estado de São Paulo (1997-1998). José Sergio Gabrielli de Azevedo Professor titular licenciado da Universidade Federal da Bahia. Exerceu o cargo de Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Petrobras desde 1º de fevereiro de 2003 até 21 de julho de 2005, com responsabilidade pelas Gerências Executivas de Contabilidade, Finanças, Financiamento de Projetos, Investidores, Planejamento Financeiro e Tributário. É também membro do Conselho de Administração da PEPSA e da Petrobras Energia. Durante sua gestão na Petrobras, recebeu os seguintes prêmios:

• Executivo de Finanças 2004 pelo Instituto Brasileiro de Executivos de Finanças (IBEF) - Prêmio ‘O Equilibrista’;

• XX Prêmio ANEFAC Profissionais do Ano de 2004: recebeu o Prêmio como destaque de finanças; e

• International Stevie Business Awards 2005: Melhor Executivo de Finanças da América Latina.

No mesmo período a Petrobras conquistou diversos prêmios, entre os quais destacamos:

• O Troféu Transparência 2004, como a empresa mais transparente do Brasil conferido pela Associação Nacional dos Executivos de Finanças, Administração e Contabilidade (Anefac);

• Melhor Programa de Relações com Investidores para Investidores Individuais atribuídos

anualmente pela publicação americana Investor Relations Magazine;

• Prêmio "Respeito ao Investidor Individual" - Tradenetwork, por oferecer tratamento diferenciado ao acionista pessoa física, fornecido pela tradenetwork; e

• International Stevie Business Awards 2005 : "Melhor Companhia da América Latina".

245

Formou-se em Economia pela Universidade Federal da Bahia, com mestrado na mesma instituição com dissertação sobre Incentivos Fiscais e Desenvolvimento Regional. Em 1987, obteve o título de PhD em Economia pela Boston University, com dissertação sobre o Financiamento das Estatais no período de 1975 a 1979. No período de 2000 a 2001 foi Visiting Research Scholar na London School of Economics and Political Science. Foi pró-reitor de Pesquisa e Pós-Graduação, diretor da Faculdade de Ciências Econômicas e coordenador do Mestrado em Economia da Universidade Federal da Bahia e superintendente da Fundação de Apoio a Pesquisa e Extensão (Fapex). Autor de diversos artigos e livros sobre reestruturação produtiva, mercado de trabalho, macroeconomia e desenvolvimento regional. Gleuber Vieira Conselheiro desde 3 de janeiro de 2003, sendo também membro do Conselho de Administração da BR. Desde 1987, é General do Exército brasileiro e em 1995 se tornou General quatro estrelas. Ele também atuou como: Chefe do Departamento de Ensino e Pesquisa do Exército (1995-1997); Chefe do Exército Brasileiro (1999-2002); e Ministro do Exército (1999-2002). Fabio Colletti Barbosa Conselheiro desde 3 de janeiro de 2003, sendo também membro do Conselho de Administração da BR. Desde 1998, é Diretor Presidente do Banco ABN Amro Real S.A. Também atuou como: Diretor Presidente do ABN Amro Bank/São Paulo (1996-1998); Diretor do Departamento de contas de sociedades anônimas e finanças do ABN Amro Bank/São Paulo (1995-1996); Presidente da LTCB Latin America Ltda. (1992-1995), sociedade coligada na América Latina do Long Term Credit Bank of Japan; e membro da Tesouraria da Nestlé (1974-1986). Dr. Barbosa também é membro do Conselho de Administração e da Diretoria da Federação Brasileira das Associações de Bancos (FEBRABAN), da Editora Abril e do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social do Governo Federal. Jorge Gerdau Johannpeter Conselheiro desde 19 de outubro de 2001. Atuou também como: coordenador da Ação Empresarial Brasileira, organização brasileira não governamental ligada a questões de desenvolvimento; Presidente do Conselho Superior do Programa Gaúcho da Qualidade e Produtividade, ou PGQP, que serve de referência aos setores público e privado na implementação da excelência em gestão; representante da American Society for Quality (ASQ) no Brasil; uma associação profissional com 104 mil membros sediada em Milwaukee, Wisconsin, dedicada ao intercâmbio de aprendizado e conhecimento avançado para melhorar os resultados de negócios; membro do Conselho de Administração do Instituto Brasileiro de Siderurgia - IBS, e Presidente do Conselho Superior e fundador do Movimento Brasil Competitivo - MBC; membro da Diretoria e Comitê Executivo do Instituto Internacional do Ferro e Aço (International Iron and Steel Institute - IISI) e membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social do Governo Brasileiro. Claudio Luiz da Silva Haddad Conselheiro desde 22 de janeiro de 2003, sendo também membro do Conselho de Administração da BR. Faz parte também da Diretoria do Grupo Abril. Desde março de 1999 é Presidente e Diretor Financeiro do Ibmec São Paulo, faculdade de administração e economia sem fins lucrativos em São Paulo. É Presidente e fundador do Veris Educacional S.A. e do Instituto Futuro Brasil, um centro de estudos formado por especialistas. E colaborador do Valor Econômico. Também atuou como: Diretor Geral do Banco de Investimentos Garantia S.A. (1992-1998); um banco de investimentos especializado em renda fixa e ações negociadas em bolsa que foi comprado pelo Credit Suisse First Boston em 1998; Sócio do Banco de Investimentos Garantia S.A.(1983-1998), Economista chefe do Banco de Investimentos Garantia S.A.(1976-1979); e Diretor do Banco Central do Brasil, responsável pela dívida pública e operações do mercado aberto (1980-1982). Foi Professor de Economia na Escola de Pós-Graduação em Economia da Fundação Getúlio Vargas (1974-1980).

246

Arthur Antonio Sendas Conselheiro da Petrobras e também membro do Conselho de Administração da BR desde 29 de março de 2004. É Presidente do Grupo Sendas que ocupa a posição de líder entre as maiores empresas brasileiras no setor de varejo no Estado do Rio de Janeiro. Também é Vice-Presidente do Conselho Consultivo da Associação de Supermercados Brasileiros – ABRAS, e durante cinco anos representou o setor privado do Conselho Monetário Nacional; é presidente do Conselho de Administração e do Conselho Executivo da Sendas S.A., presidente da Sendas Empreendimentos e Participações Ltda., presidente da Sendas Agropecuária S.A., presidente do Conselho Executivo da Sendas Comércio Exterior S.A., presidente do Conselho Executivo da Casa Show S.A., presidente do Conselho de Administração da Sendas Distribuidora S.A. O Grupo Sendas, através de suas diversas subsidiárias, possui aproximadamente a metade da cadeia de supermercados com as seguintes marcas registradas no Estado de Rio de Janeiro: Sendas, Pão de Açúcar, Extra e ABC Barateiro Investe significativamente no mercado de grandes shoppings centers, está comprometido em projetos de construção residencial e comercial e organiza exportações de café aos Estados Unidos, Europa, Ásia e o resto da América Latina, entre outras atividades. Também faz parte do Conselho de Administração da Cia. Brasileira de Distribuição – Pão de Açúcar, um grupo que coordena a supervisão de cadeias de supermercados em 12 estados brasileiros, e é membro do Conselho de Desenvolvimento da Universidade Católica do Rio de Janeiro e presidente do Conselho de Administração do Órgão de Desenvolvimento da Cidade do Rio de Janeiro - Agência Rio. Jaques Wagner Conselheiro desde 17 de fevereiro de 2003. Em 1o de janeiro de 2003, foi nomeado para o cargo de Ministro do Trabalho e Emprego do Brasil, deixando esse cargo em 26 de janeiro de 2004, para se tornar Secretário Especial do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social da Presidência da República. Ele também atuou como: Deputado na Câmara de Deputados (1990-2002) e fundador e diretor do Sindicato dos Trabalhadores na Indústria Química do Estado da Bahia (1987- 1989). É também membro fundador do Partido dos Trabalhadores e da Central Única dos Trabalhadores do Estado da Bahia. Diretoria A Diretoria, composta pelo presidente e até seis diretores, é responsável pelo gerenciamento diário da Petrobras. Nos termos do Estatuto Social da Petrobras, o Conselho de Administração é responsável por eleger os diretores, inclusive o diretor presidente, que deverá ser eleito entre os membros do Conselho de Administração. Todos os diretores devem ser brasileiros e residir no Brasil. O mandato dos diretores executivos é de três anos, sendo permitida a reeleição. O Conselho de Administração pode destituir qualquer diretor da função a qualquer momento, por justa causa ou não. Quatro dos atuais diretores executivos são gerentes, engenheiros ou técnicos experientes da Petrobras, um dos quais já fez parte do Conselho de Administração de uma subsidiária da Petrobras. A tabela a seguir apresenta certas informações relativas a nossos diretores executivos:

DIRETORIA DA PETROBRAS

Nome Data de

Nascimento Cargo Expiração do

Mandato Atual

José Sergio Gabrielli de Azevedo 03/10/1949 Presidente abril 2008

Almir Guilherme Barbassa 19/05/1947 Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

abril 2008

Guilherme de Oliveira Estrella 18/04/1942 Diretor de Exploração e Produção abril 2008

Paulo Roberto Costa 01/01/1954 Diretor de Refino, Transporte e Comercialização

abril 2008

Ildo Luís Sauer 03/09/1954 Diretor de Gás e Energia abril 2008

Nestor Cuñat Cerveró 15/08/1951 Diretor da Área Internacional abril 2008

Renato de Souza Duque 29/09/1955 Diretor de Serviços abril 2008

247

Dados Biográficos – Diretoria Constam abaixo dados biográficos básicos dos Diretores da Petrobras. José Sergio Gabrielli de Azevedo Presidente desde 22 de julho de 2005 e também membro do Conselho de Administração. Para obter informações bibliográficas veja acima a descrição do Conselho de Administração da Petrobras. Almir Guilherme Barbassa Mestre em Economia pela Fundação Getúlio Vargas/RJ, ocupou o posto de Gerente Executivo de Finanças Corporativas da Petrobras desde 12 de julho de 1999. Ingressou na empresa em 1974 e atuou na Braspetro como Gerente Financeiro no Oriente Médio, África, Estados Unidos e Brasil, e como Diretor Financeiro da mesma entre 1993 e 1999. É presidente da PIFCO e da PNBV. Adicionalmente, foi professor do Departamento de Economia da Universidade Católica de Petrópolis e das Faculdades Integradas Bennett entre 1973 e 1979. Guilherme de Oliveira Estrella Diretor de Exploração e Produção desde 31 de janeiro de 2003. Atualmente, é também membro do Conselho de Administração e do conselho executivo da Petrobras Energia Participaciones S.A. e Petrobras Energía S.A., atuando também como Presidente do Conselho do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás. Trabalhou na Petrobras de 1965 até 1994, quando se aposentou como geólogo do Departamento de Exploração. Antes de se aposentar, ocupou vários cargos, entre eles: Superintendente Geral (1989–1993); Superintendente de Pesquisa e Desenvolvimento para exploração, perfuração e produção (1985–1989); Chefe da Divisão de Exploração (1981–1985); Chefe do Setor de Geoquímica Orgânica (1981); Chefe do Setor de Interpretação de Bacias da Costa Leste do Brasil, da nossa Divisão de Exploração - DEPEX/RJ (1978–1981); Gerente de Exploração da Braspetro no Iraque (1976-1978). Também atuou como diretor do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás. Paulo Roberto Costa Diretor de Refino, Transporte e Comercialização desde 14 de maio de 2004. Formou-se em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal do Paraná em 1976 e se especializou em Engenharia offshore na Petrobras. De 1979 a 1994, trabalhou no desenvolvimento de instalação e produção da plataforma da Bacia de Campos nas áreas de Engenharia, Administração de Suporte e como Superintendente da Região de Produção Sulista. Em 1995, foi promovido a Gerente Geral da E&P Sul (Exploração e Produção Sulista Brasileira), com responsabilidade pelas Bacias de Santos e Pelotas. Em 1996, se tornou gerente geral da Logística na área de E&P. De maio de 1997 a 1999, chefiou o Segmento de Gás, responsável pela comercialização de gás natural. Foi Diretor da Petrobras Gas S.A.-Gaspetro de maio de 1999 a dezembro de 2000. De janeiro de 2001 a abril de 2003, foi Gerente Geral de Logística na Petrobras do Segmento de Gás Natural. É Diretor Gerente da TBG-Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil desde abril de 2003. Ildo Luis Sauer Diretor de Gás e Energia desde 31 de janeiro de 2003. Atualmente é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Energía Participaciones S.A. e Petrobras Energía S.A. É Ph.D. em engenharia nuclear pelo Instituto de Tecnologia de Massachusetts. Fez mestrado na COPPE – Universidade Federal do Rio de Janeiro em Planejamento de Energia/Energia Nuclear. É professor do Instituto de Eletrotécnica e Energia da Universidade de São Paulo, de licença, onde publicou mais de 100 manuais técnicos e supervisionou mais de 40 teses de doutorado e mestrado no ramo. Anteriormente, trabalhou como consultor na TecSauer Consultoria Ltda. e como gerente do projeto de reator nuclear para a Marinha Brasileira.

248

Nestor Cuñat Cerveró Diretor Internacional desde 31 de janeiro de 2003. Atualmente também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Energía Participaciones S.A. e Petrobras Energía S.A. Trabalha na Petrobras desde 1975, onde ocupou vários cargos, entre eles: Gerente de Energia, Programa de Termelétricas; Gerente de Termelétricas na Superintendência de Participações; assessor da Presidência para o desenvolvimento de novos empreendimentos e parcerias; e Chefe do Setor de Energia da área industrial. Também representou a Petrobras no Conselho de Administração de várias empresas de energia termelétricas e atuou como assessor da Presidência da Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE) do Ministério de Minas e Energia. Renato de Souza Duque Diretor de Serviços desde 31 de janeiro de 2003. Atualmente é membro do Conselho de Administração da Petrobras Energía Participaciones S.A., Petrobras Energía e Gaspetro, além de Diretor Presidente da Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. Funcionário da Petrobras desde 1978, atuando como Engenheiro de Petróleo, onde ocupou vários cargos, entre eles: Gerente de Recursos Humanos de todas as unidades operacionais na área de Exploração e Produção; Gerente de Operações de Perfuração na Bacia de Campos e Gerente das nossas plataformas. Conselho Fiscal A Petrobras possui um Conselho Fiscal de funcionamento permanente, em conformidade com as disposições aplicáveis da Lei das Sociedades por Ações, composto de até cinco membros. Conforme exigido pela Lei das Sociedades por Ações, o conselho fiscal é independente da administração da Petrobras e dos auditores independentes da Petrobras. As responsabilidades do conselho fiscal incluem, entre outras: (i) monitoramento das atividades da administração da Petrobras; e (ii) revisão dos relatórios anuais e demonstrações financeiras. Os membros e respectivos suplentes são eleitos pelos acionistas na assembléia geral ordinária. Os detentores de ações preferenciais sem direito de voto e os acionistas ordinários minoritários têm, cada grupo, o direito de eleger um membro e respectivo suplente para o Conselho Fiscal. O Governo Federal tem o direito de nomear a maioria dos membros e seus suplentes. Um desses membros e seu respectivo suplente são nomeados pelo Ministério da Fazenda do Brasil representando o Tesouro Brasileiro. Os membros do conselho fiscal são eleitos em assembléia geral ordinária de acionistas para exercer mandato de um ano e a reeleição é permitida.

A tabela a seguir lista os membros atuais efetivos e suplentes do Conselho Fiscal da Petrobras

Nome Cargo Nomeação

Marcus Pereira Aucélio Conselheiro 31.03.2005

Túlio Luiz Zamin Conselheiro 31.03.2005

Denise Maria Ayres de Abreu Conselheira 31.03.2005

Nelson Rocha Augusto Conselheiro 31.03.2005

Maria Lúcia de Oliveira Falcón Conselheira 31.03.2005

Dados Biográficos – Membros do Conselho Fiscal Marcus Pereira Aucélio Engenheiro Florestal pela Universidade de Brasília – UnB/DF. MBA Executivo em Finanças pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais - IBMEC Brasília/DF e Economia do Setor Público pela Fundação Getúlio Vargas – FGV Brasília/DF. Atuou: na Coordenação-Geral de Gerenciamento de

249

Fundos e Operações Fiscais – COFIS da Secretaria do Tesouro Nacional - STN e na execução de operações relativas à Coordenação-Geral de Administração da Dívida Pública – CODIP. Foi conselheiro fiscal do Banco do Estado de São Paulo – BANESPA e do Banco do Brasil, membro do Conselho Curador do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço – FGTS e do Fundo de Compensações das Variações Salariais – FCVS e do Conselho Diretor do Fundo da Marinha Mercante - CDFMM Denise Maria Ayres de Abreu Formou-se bacharel em Direiro pela Faculdade de Direito da Pontifícia Universidade Católica de São Paulo - PUC/SP. Atuou como: Chefe de Gabinete da Secretaria de Estado da Assistência e desenvolvendo Social do Estado de São Paulo; Chefe de Gabinete da Fundação Estadual do Bem Estar do Menor (FEBEM); Chefe de Gabinete da Secretaria da Saúde do Estado de São Paulo – SES; Procuradora do Estado de São Paulo; assessora jurídica no Tribunal de Contas do Município de São Paulo e do Governo do Estado de São Paulo; assistente na Secretaria de Segurança Pública do Estado de São Paulo. Túlio Luiz Zamin Bacharel em Ciências Contábeis pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul – PUC/RS. Atuou como: auditor interno da Farol S.A - Indústria Gaúcha de Farelos e Óleos; agente fiscal do Tesouro do Estado na Secretaria da Fazenda do Estado do Rio Grande do Sul; assessor na Secretaria do Planejamento do Município de Porto Alegre e secretário substituto na Secretaria da Fazenda do Município de Porto Alegre. Diretor Presidente da Companhia Carris Porto-Alegrense; Presidente do Banco do Estado do Rio Grande do Sul S.A. Presidente da EPTC - Empresa Pública de Transporte e Circulação - Prefeitura Municipal de Porto Alegre. Foi membro do Conselho Fiscal da Distribuidora de Valores do Estado do Rio Grande do Sul e do Banrisul S.A. - Corretora de Valores Mobiliários e Câmbio; suplente do Conselho de Administração do Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul – BRDE; Titular do Conselho de Administração do DETRAN e Vice-Presidente do Conselho de Administração do Banrisul.

Nelson Rocha Augusto Economista formado pela Universidade de Campinas – Unicamp/SP e pós graduado em Macroeconomia pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo - PUC-SP. Atuou como Diretor Executivo-Financeiro do Banco Ribeirão Preto S.A.; nos departamentos de economia do Banco Francês e Brasileiro e do Banco Votorantim; na coordenadoria de Planejamento Setorial do Ministério da Assistência Social do Brasil; Secretário de Planejamento e Gestão Ambiental do Municipal de Ribeirão Preto; Diretor Presidente da BBDTVM, Banco do Brasil. Membro do Conselho da ABBC - Associação Brasileira dos Bancos Comerciais e da Comissão de Acompanhamento Macroeconômico da ANDIMA e da FOCUS. Maria Lúcia de Oliveira Falcón Engenheira Agrônoma e Mestre em Economia (Técnicas de Insumo-Produto) pela Universidade Federal da Bahia (UFBA); especializada em Reestruturação Produtiva e Qualidade Total (USP/UFMG e IBQN). Doutora em Sociologia (Ciência, Tecnologia e Sociedade) pela Universidade de Brasília – UNB/DF. Atuou como: Supervisora dos Estados da Bahia e de Sergipe do DIEESE - Departamento Intersindical de Estatística e Estudos Sócio-Econômicos. Secretária Municipal de Planejamento de Aracaju; Professora de Economia da Universidade Federal de Sergipe – UFS. Foi Presidente do Conselho de Administração da Empresa Municipal de Serviços Urbanos (EMSURB) e da Empresa Municipal de Obras e Urbanismos (EMURB) - Aracaju/SE; Presidente do Conselho Municipal de Desenvolvimento Urbano e Ambiental (CONDURB) - Aracaju/SE; e Coordenadora Executiva do Conselho Municipal de Ciência e Tecnologia (CMCT) - Aracaju/SE.

250

Remuneração De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, os acionistas da Petrobras são responsáveis pela fixação do valor total da remuneração dos membros do Conselho de Administração, dos membros do Conselho Fiscal e dos membros da Diretoria. O Conselho de Administração determinará os níveis de remuneração de cada conselheiro, diretor ou membro do Conselho Fiscal com base no valor total previamente fixado. A remuneração global estabelecida pelos acionistas da Emissora para os administradores desta no ano de 2005 foi de R$6.900.000,00. Nenhum dos conselheiros e diretores da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras é parte de contrato de trabalho que preveja benefícios quando da rescisão de seu vínculo empregatício, exceto aqueles diretores que também são empregados da Petrobras os quais têm todos os benefícios regularmente aplicáveis.

251

DESCRIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL E PRINCIPAIS ACIONISTAS DA PETROBRAS

O capital social da Petrobras é atualmente composto de 4.386.151.700 ações, sendo 2.536.673.672 ações ordinárias e 1.849.478.028 ações preferenciais, já considerando o desdobramento de ações de emissão da Petrobras, a razão de 300%, aprovado pela assembléia geral extraordinária de acionistas da Petrobras em 22 de julho de 2005, com eficácia a partir de 1º de setembro de 2005. De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, o número de ações sem direito a voto não poderá exceder dois terços do número total de ações representativas de seu capital social. A União Federal é obrigada por lei a manter o controle acionário da Petrobras com a propriedade e posse de, no mínimo, 50% das ações, mais uma ação do capital votante. Atualmente a União Federal detém 55,7% das ações com direito a voto. A tabela a seguir apresenta informações relativas à titularidade de ações ordinárias e ações preferenciais em 30 de setembro de 2005. A Petrobras não tem conhecimento de qualquer outro acionista que detenha 5% ou mais de suas ações ordinárias, além da União Federal. Posição em 30 de setembro de 2005

Acionista Ações ON % Ações PN % Total de Ações % do Capital

União Federal 1.413.258.228 55,7 _ _ 1.413.258.228 32,2

BNDES Participações S.A. - BNDESPAR

48.250.924 1,9 291.575.964 15,8 339.826.888 7,9

Fundo de Participação Social - FPS 15.568.520 0,2 9.612.804 _ 25.181.324 _

Outras entidades do setor público 2.047.660 _ 896.480 0,1 2.944.140 0,1

Administração 9.908 _ 27.848 _ 37.756 _

Outros 1.057.538.432 42,2 1.547.364.932 84,1 2.604.903.364 59,8

TOTAL 2.536.673.672 100 1.849.478.028 100 4.386.151.700 100

Em 30 de setembro de 2005, aproximadamente 37,7% das ações preferenciais (PBRA) e aproximadamente 27,6% das ações ordinárias (PBR) da Petrobras eram negociadas na NYSE – New York Stock Exchange, sob a forma de ADRs – American Depositary Receipts. Em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras possuía aproximadamente 37,2% de ADR – PBRA e aproximadamente 26,7% de ADR – PBR negociadas na NYSE.

252

OPERAÇÕES DA PETROBRAS COM PARTES RELACIONADAS

Operações com membros do Conselho de Administração e da Diretoria Os negócios diretos efetuados pela Petrobras com membros do Conselho de Administração ou da Diretoria requerem a aprovação do Conselho de Administração. Nenhum dos conselheiros, diretores executivos ou membros de sua família imediata participou de qualquer transação com a Petrobras que seja, ou tenha sido, excepcional em sua natureza ou condições, ou significativa para a Petrobras durante o exercício social em curso, durante os três exercícios sociais imediatamente anteriores, ou durante qualquer exercício social prévio, que permaneça sob qualquer aspecto pendente ou não realizada. Além disso, a Petrobras não participou de qualquer operação com partes relacionadas que seja, ou tenha sido, excepcional em sua natureza ou condições, durante o exercício social em curso ou durante os três exercícios sociais imediatamente anteriores, e nenhuma operação foi proposta que fosse significativa para a Petrobras. Não há empréstimos pendentes ou garantias outorgadas pela Petrobras a membros do Conselho de Administração, da Diretoria ou a quaisquer membros de sua família imediata. Para uma descrição das ações de propriedade dos membros do Conselho de Administração da Petrobras e dos membros da sua família imediata, vide item “Administração da Petrobras”. Operações com a União e a PETROS A Petrobras possui várias operações no curso ordinário dos negócios com o acionista majoritário, a União, e com outras empresas controladas por essa, inclusive financiamentos do BNDES e operações bancárias, de gestão de ativos ou outras operações com o Banco do Brasil S.A. As operações com o Banco do Brasil mencionadas acima tiveram, em 31 de dezembro de 2004, o valor líquido de R$10.328 milhões. Em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras registrou operações com a União, e outras subsidiárias controladas por essa, relativas a contas a receber do fornecimento de derivados de petróleo, através da subsidiária consolidada BR, no valor de R$701 milhões. Em 31 de dezembro de 2004, a Petrobras tinha créditos a receber da União (da conta Petróleo e Álcool), acionista controladora, no valor de R$749 milhões, garantidos por R$165 milhões em uma conta de depósito bloqueada. Vide “o Setor de Petróleo e Gás Natural no Brasil – Conta Petróleo e Álcool.”

A Petrobras fez depósitos que servem como caução para processos legais envolvendo a União. Em 31 de dezembro de 2004, o valor desses depósitos era de R$1.110 milhões. Além disso, a Petrobras só pode investir em Títulos da União. Essa restrição não se aplica aos investimentos no exterior. Em 31 de dezembro de 2004, o valor desses títulos da União, adquiridos diretamente e de nossa propriedade, era de R$231 milhões. A Petrobras contabiliza operações de partes relacionadas com a PETROS, em sua maioria compostas de títulos da União, adiantados pela Petrobras para compor os ativos dos projetos. Em 31 de dezembro de 2004, o valor desses títulos era de R$866 milhões. A PETROS também faz investimentos diretos em títulos da União. Para informações adicionais relacionadas às operações principais da Petrobras com partes relacionadas, vide a Nota 26 das nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas da Petrobras, disponíveis no site www.petrobras.com.br/ri.

253

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4. ANEXOS

• Ata de Assembléia Geral Extraordinária da Emissora de 09.08.2005 (inclui Estatuto Social) • Informações Anuais relativas ao exercício social encerrado em 31.12.2004 da Emissora • Súmulas de Classificação de Risco • Termo de Securitização (*) • Contrato de Cessão de Créditos (**) • Contrato de Locação (***) • Demonstrações Financeiras da Emissora relativas ao exercício social encerrado em 31.12.2004 e

pareceres dos auditores independentes (contendo a informações de 31.12.2003 e 31.12.2002) • Formulário de Informações Trimestrais da Emissora relativas ao trimestre encerrado em

30.06.2005 (*) Celebrado em 22 de agosto de 2005 e aditado em 29 de setembro de 2005. (**) Não inclui Anexos 2 e 3 do Contrato de Cessão de Créditos. (***) Celebrado em 22 de agosto de 2005 e aditado em 29 de setembro de 2005. Não inclui Anexos

2, 3 e 4 do Contrato de Locação.

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• Ata de Assembléia Geral Extraordinária da Emissora de 09.08.2005 (inclui Estatuto Social)

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• Informações Anuais relativas ao exercício social encerrado em 31.12.2004 da Emissora

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02773542000122018406

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

IAN - INFORMAÇÕES ANUAIS Data-Base - 31/12/2004

Reapresentação por Exigência CVM Nº CVM RJ2005/3878

Divulgação Externa

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA , SENDO OS SEUSADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - CÓDIGO CVMRIO BRAVO SECURITIZADORA S/A2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

luiz.loureiro@itau.com.br

- - 5029-190511

São Paulo SP04344-902

JabaquaraPraça Alfredo Egydio de Souza Aranha, 100

Luiz Loureiro

Banco Itaú S/A

2107-6659

jpacifico@riobravo.com.br

-

- - 2107-6695

São Paulo

Vila OlímpiaRua Chedid Jafet, 222 Bloco B 3º andar

João Paulo dos Santos Pacífico

4 - BAIRRO OU DISTRITO3 - ENDEREÇO COMPLETO

04551-065

0011

6 - MUNICÍPIO

9 - TELEFONE

15 - FAX

10 - TELEFONE 11 - TELEFONE 12 - TELEX

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- 2107-66590011

1 - NOME

SP

jpacifico@riobravo.com.br15 - E-MAIL

- 13 - FAX12 - FAX

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10 - TELEX - 9 - TELEFONE

- 8 - TELEFONE

2107-66007 - TELEFONE

00116 - DDD

SÃO PAULO04551-065

Vila Olímpia2 - BAIRRO OU DISTRITO

Rua Chedid Jafet, 222 - Bloco B - 3º andar1 - ENDEREÇO COMPLETO

011

353001576486 - NIRE

4 - DENOMINAÇÃO COMERCIAL

SUPERA SECURITIZADORA S/A5 - DENOMINAÇÃO SOCIAL ANTERIOR

01.02 - SEDE

3 - CEP 4 - MUNICÍPIO 5 - UF

11 - DDD

01.03 - DEPARTAMENTO DE ACIONISTAS

5 - CEP

Diretor Rel. com Investidores2 - CARGO

16 - FAX13 - DDD

8 - DDD

17 - E-MAIL

7 - UF

14 - FAX

7 - SITE

AGENTE EMISSOR / INSTITUIÇÃO FINANCEIRA DEPOSITÁRIA18 - NOME

ATENDIMENTO NA EMPRESA

19 - CONTATO

20 - ENDEREÇO COMPLETO 21 - BAIRRO OU DISTRITO

22 - CEP 23 - MUNICÍPIO 24 - UF

25 - DDD 26 - TELEFONE 27 - TELEFONE 28 - TELEFONE 29 - TELEX

- - - 33 - FAX32 - FAX31 - FAX30 - DDD

34 - E-MAIL

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

IAN - INFORMAÇÕES ANUAIS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-221 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

Reapresentação por Exigência CVM Nº CVM RJ2005/3878

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Data-Base - 31/12/2004

267.616.938-61

jpacifico@riobravo.com.br

163.678.040-72Ricardo Baldin

PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes

04551-065 SÃO PAULO

- - 011

011 2107-6695 - -

Vila OlímpiaRua Chedid Jafet, 222 - Bloco B - 3º andar

João Paulo dos Santos Pacífico

01.04 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

1 - NOME

2 - ENDEREÇO COMPLETO

4 - CEP

7 - DDD

12 - DDD2107-665913 - FAX

8 - TELEFONE

5 - MUNICÍPIO

9 - TELEFONE

14 - FAX 15 - FAX

10 - TELEFONE 11 - TELEX

SP6 - UF

3 - BAIRRO OU DISTRITO

01.05 - REFERÊNCIA / AUDITOR

3 - DATA DE INÍCIO DO EXERCÍCIO SOCIAL EM CURSO01/01/20055 - NOME/RAZÃO SOCIAL DO AUDITOR

2 - DATA DE TÉRMINO DO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL31/12/2004

4 - DATA DE TÉRMINO DO EXERCÍCIO SOCIAL EM CURSO31/12/2005

00287-9

01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA

BVBAAL

BVES BVPP BVRG

BVPR BVRJ

BOVESPA

BVST

Balcão Organizado

139 - Securitização de Recebíveis

Securitização de recebíveis imobiliários

2 - MERCADO DE NEGOCIAÇÃO

4 - CÓDIGO DE ATIVIDADE

5 - ATIVIDADE PRINCIPAL

1 - BOLSA DE VALORES ONDE POSSUI REGISTRO

Operacional

BVMESB

3 - TIPO DE SITUAÇÃO

1 - DATA DE INÍCIO DO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL01/01/2004

6 - CÓDIGO CVM

7 - NOME DO RESPONSÁVEL TÉCNICO 8 - CPF DO RESP. TÉCNICO

SIM

16 - E-MAIL

17 - DIRETOR BRASILEIRO 18 - CPF 18 - PASSAPORTE

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CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

IAN - INFORMAÇÕES ANUAIS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

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Data-Base - 31/12/2004

31/03/2005

01.07 - CONTROLE ACIONÁRIO / VALORES MOBILIÁRIOS

Privada Nacional

1 - NATUREZA DO CONTROLE ACIONÁRIO

2 - VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS PELA CIA.

AçõesX

Debêntures Simples

Partes Beneficiárias

Bônus de Subscrição

Ações Resgatáveis

Debêntures Conversíveis em Ações

01.08 - PUBLICAÇÕES DE DOCUMENTOS

1 - AVISO AOS ACIONISTAS SOBRE DISPONIBILIDADE DAS DFs.

26/05/2005

2 - ATA DA AGO QUE APROVOU AS DFs.

14/04/2005

3 - CONVOCAÇÃO DA AGO PARA APROVAÇÃO DAS DFs. 4 - PUBLICAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Certificado de Investimento Coletivo (CIC)

Certificado de Recebíveis Imobiliários (CRI)

Notas Promissórias (NP)

BDR

X

Outros

DESCRIÇÃO

01.09 - JORNAIS ONDE A CIA. DIVULGA INFORMAÇÕES

1 - ITEM 2 - TÍTULO DO JORNAL 3 - UF

01 Diário Oficial do Estado SP

02 Diário do Comércio e Indústria SP

01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

2 - ASSINATURA1 - DATA

19/08/2005

287

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS IAN - Informações Anuais Data-Base - 31/12/2004

Reapresentação por Exigência CVM Nº CVM RJ2005/3878

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

02.02 - EXPERIÊNCIA PROFISSIONAL E FORMAÇÃO ACADÊMICA DE CADA CONSELHEIRO (ADMINISTRAÇÃO E FISCAL) E DIRETOR

Nome: Glauber da Cunha SantosData Nascimento: 29/04/1971 Nacionalidade: Brasileira Naturalidade: Rio de Janeiro Formação Acadêmica: Economista, Universidade Federal Fluminense - UFF Experiência profissional resumida: Sócio Diretor - Rio Bravo Securitizadora S/A. Em 1996, Sr. Santos assumiu a Coordenação Administrativa da Área de Crédito do Banco Pactual S/A, função que exerceu até 1999. Antes disto, Sr. Santos trabalhou por 3 anos como Controller de Renda Fixa do Banco Pactual S/A. Sr. Santos formou-se em Economia pela Universidade Federal Fluminense - UFF em 1993 e se pós - graduou em finanças pelo IBMEC - RJ em 1996. Atualmente Sr. Santos é mestrando em Administração de Empresas pelo IBMEC - RJ.

NICHOLAS VINCENT READE, brasileiro, casado, administrador de empresas, portador da Cédula de Identidade RG nº 7.212.413 SSP/SP, inscrito no CPF/MF sob o nº 045.161.507-78, residente e domiciliado na Capital do Estado de São Paulo.

Experiência Profissional: antes de ingressar na Rio Bravo Securitizadora S.A. em 2002, Nicholas Reade foi Vice Presidente Executivo do Banco Brascan SA, encarregado da área Corporativa. Fora também Diretor Executivo da Bear Stearns, responsável pelas atividades no Brasil e Diretor do SG Warburg, onde iniciou e liderou o desenvolvimento das operações do banco no Mercosul.

Nicholas Reade iniciou sua carreira como analista de investimentos no Banco Bozano Simonsen, posteriormente se tornou o Diretor responsável pela estruturação da subsidiaria brasileira da Citicorp Leasing International. Foi o responsável pelo desenvolvimento de uma das empresas pioneiras de private equity no pais, a Brasilpar, da qual foi Diretor Superintendente. Em seguida, se tornou Group Representative no Brasil para Midland Bank plc e Samuel Montagu & Co.

Formação Acadêmica: Nicholas é formado em economia pela Cambridge University, onde completou ainda o seu mestrado.

Luis Claudio Garcia de Souza – Sócio Sênior. Ex-sócio sênior e membro do comitê executivo do Banco Pactual, onde ele fundou a UBF Garantias & Seguros – a principal seguradora de crédito e fianças do mercado brasileiro e hoje uma joint venture da Swiss Re com Enhance Financial Services – e a Canada Life Pactual Previdência e Seguros, uma empresa de planos de previdência privada. Antes de se unir ao Banco Pactual, Sr. Garcia de Souza foi Diretor Executivo do BBM Banco de Investimentos e CEO das operações de

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02.02 - EXPERIÊNCIA PROFISSIONAL E FORMAÇÃO ACADÊMICA DE CADA CONSELHEIRO (ADMINISTRAÇÃO E FISCAL) E DIRETOR

seguros. De 1977 a 1981, foi gerente do Banco Real em Nova York. Sr. Garcia de Souza foi membro da diretoria da Bovespa por dois mandatos, assim como da diretoria da Fenaseg (Federação Nacional de Seguradoras). Ele é atualmente membro do Conselho da Canada Life Brasil e da Securitas Capital, LLC. Ele formou-se em Engenharia Civil pela PUC/Rio de Janeiro em 1974 e concluiu seu mestrado no MIT em 1975.

Avelino Alves Palma Neto

Experiência Profissional

Grupo Rio Bravo, atuando na área de estruturação e administração de Fundos de Investimentos Imobiliários e aquisição de recebíveis imobiliários.Trabalhou naSOLFIN - Soluções Financeiras LTDA. analisando estudos de vocação voltados a imóveis comerciais e na Incorporadora Rossi Residencial S.A., prospectando novos mercados, coordenando e desenvolvendo estudos de viabilidade e análises de planos diretores em cidades localizadas no interior do Estado de São Paulo para incorporações imobiliárias e como Advogado, desenvolvendo securitização de recebíveis, incorporações imobiliárias, análise para compra de terrenos, análise de crédito das carteiras imobiliárias e contratos bancários na esfera preventiva.

Experiência Acadêmica

Advogado formado na Faculdade de Direito Laudo de Camargo - UNAERP- Ribeirão Preto - SP e realizou curso de extensão em relações internacionais na London Business School.

Experiência Profissional: João Paulo Pacífico gerencia as áreas financeira e de controles internos da RBSec. Participou da estruturação e gerenciamento do Rio Bravo Developer I, um Fundo de Investimento Imobiliário focado em projetos residenciais. Tem experiência na analise e gestão de carteiras de recebíveis imobiliários. Anteriormente, trabalhou como analista de empresas para Fundos de Private Equity em diferentes setores como Infraestrutura, Serviço, Logística e Tecnologia.

Experiência Acadêmica: Bacharel em Engenharia de Produção pela Escola de Engenharia da Mauá e cursa MBA em Finanças na IBMEC/SP (conclusão em dez/04).

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Fábio I. Ohara

Experiência Profissional: Fábio supervisionou a carteira de investimento dos Fundos de Pensão como diretor de investimentos da Secretaria de Previdência Complementar (SPC) entre os anos de 2001 e 2002. Foi responsável pela área de operações estruturadas do Banco Itaú SA e trabalhou por vários anos no banco de investimentos do Banco Francês e Brasileiro SA. Possui larga experiência em captação de recursos para empresas brasileiras tanto no mercado doméstico, quanto no mercado internacional.

Experiência Acadêmica: Bacharel em Engenharia de Produção pela Escola Politécnica da USP/SP, MBA pela U.C. Berkeley/USA. Também estudou Direito e Mestrado em Economia Política na PUC/SP

Mário Fleck

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RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-2201840-6

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

IAN - INFORMAÇÕES ANUAIS

Reapresentação por Exigência CVM Nº CVM RJ2005/3878

Divulgação Externa

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

04.01 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

1 - Data da Última Alteração: 11/07/2005

2- ITEM 3 - ESPÉCIE DAS AÇÕES 4 - NOMINATIVA

OU ESCRITURAL

5 - VALOR NOMINAL

(Reais)

6 - QTD. DE AÇÕES

(Unidades)

7 - SUBSCRITO

(Reais)

8 - INTEGRALIZADO

(Reais)

Data-Base - 31/12/2004

01 ORDINÁRIAS NOMINATIVA 5.996.865 13.708.283 13.708.283

02 PREFERENCIAIS 0 0 0

03 PREFERENCIAIS CLASSE A 0 0 0

04 PREFERENCIAIS CLASSE B 0 0 0

05 PREFERENCIAIS CLASSE C 0 0 0

06 PREFERENCIAIS CLASSE D 0 0 0

07 PREFERENCIAIS CLASSE E 0 0 0

08 PREFERENCIAIS CLASSE F 0 0 0

09 PREFERENCIAIS CLASSE G 0 0 0

10 PREFERENCIAIS CLASSE H 0 0 0

11 PREFER. OUTRAS CLASSES 0 0 0

99 TOTAIS 5.996.865 13.708.283 13.708.283

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02.773.542/0001-22RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A01840-6

4 - QUANTIDADE DE AÇÕES

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

IAN - INFORMAÇÕES ANUAIS

Reapresentação por Exigência CVM Nº CVM RJ2005/3878

Divulgação Externa

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

04.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL AUTORIZADO

1- ITEM 2 - ESPÉCIE

(Unidades)

04.04 - CAPITAL SOCIAL AUTORIZADO

1 - QUANTIDADE

(Unidades)

20.000.000

2 - VALOR

(Reais)

20.000.000

3 - DATA DA AUTORIZAÇÃO

09/04/2001

3 - CLASSEAUTORIZADAS À EMISSÃO

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02.773.542/0001-22RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A01840-6

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CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

IAN - INFORMAÇÕES ANUAIS

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Divulgação Externa

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

07.01 - REMUNERAÇÃO E PARTICIPAÇÃO DOS ADMINISTRADORES NO LUCRO

1 - PARTICIPAÇÃO DOS ADMINISTRADORES

4- ITEM 5 - DESCRIÇÃO DAS PARTICIPAÇÕES E CONTRIBUIÇÕES 6 - VALOR DO ÚLTIMO

(Reais)

7 - VALOR DO PENÚL-

(Reais)

8 - VALOR DO ANTEPE-

(Reais)

NÃO

07.02 - PARTICIPAÇÕES E CONTRIBUIÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS

1 - DATA FINAL DO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL:

2 - DATA FINAL DO PENÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL:

3 - DATA FINAL DO ANTEPENÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL:

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2 - VALOR DA REMUNERAÇÃO GLOBAL DOS 3 - PERIODICIDADE

ANUAL

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Data-Base - 31/12/2004

01 PARTICIPAÇÕES-DEBENTURISTAS 0 0 0

02 PARTICIPAÇÕES-EMPREGADOS 0 0 0

03 PARTICIPAÇÕES-ADMINISTRADORES 0 0 0

04 PARTIC.-PARTES BENEFICIÁRIAS 0 0 0

05 CONTRIBUIÇÕES FDO. ASSISTÊNCIA 0 0 0

06 CONTRIBUIÇÕES FDO. PREVIDÊNCIA 0 0 0

07 OUTRAS CONTRIBUIÇÕES 0 0 0

08 LUCRO LÍQUIDO NO EXERCÍCIO 0 0 0

09 PREJUÍZO LÍQUIDO NO EXERCÍCIO 0 0 0

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS IAN - Informações Anuais Data-Base - 31/12/2004

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01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

09.01 - BREVE HISTÓRICO DA EMPRESAEm novembro de 1997, a Lei 9514 criou o Sistema Financeiro Imobiliário. O sistema introduziu o conceito de fidúcia para bens imóveis, as Companhias Securitizadoras, os Certificados de Recebíveis Imobiliários (“CRIs”) e o regime fiduciário ou Patrimônio em separado de ativos. Essa legislação teve a finalidade de elevar o volume de recursos para financiamento imobiliário no país.

Dentro desse contexto, em setembro de 1998, a Rio Bravo Securitizadora S/A (“RBSec”) foi criada com o objetivo de dar liquidez aos recebíveis imobiliários, acessando o mercado de capitais, bancos, investidores institucionais e investidores externos, que buscam investimentos imobiliários, mas deparam-se com problemas de descasamento de taxas e prazos presentes no sistema atual.

Com início das atividades operacionais em 1999, a RBSec realizou, no ano de 2000, duas das primeiras operações de securitização de recebíveis imobiliários, por meio da emissão de CRIs, que totalizaram, aproximadamente, R$ 11 milhões, sendo a primeira operação de CRI a ser realizada com os recebíveis oriundos de uma Incorporadora Imobiliária.

Em 2001, a RBSec emitiu 4 (quatro) séries de CRI, no montante equivalente a R$ 157,5 milhões. Destaque para a 4a. série, a maior operação de oferta pública de CRIs já realizada até hoje (R$ 135 mm). Nos dois anos seguintes, a RBSec emitiu outras 6 (seis) séries de CRI, em um total de R$ 68,5 milhões.

Em 2003, a RBSec realizou a emissão de 3 (três) séries de CRIs, correspondentes à 10a, 11a e 12a séries, em um volume total de emissão de cerca de R$ 38 milhões, sendo a totalidade das séries colocadas junto a investidores institucionais. Outro fato relevante foi a habilitação da RBSec na Caixa Econômica Federal para aquisição de CRIs pulverizados com recursos do FGTS.

Em 2004, a RBSec, emitiu 7 (sete) novas séries de CRI. Em 31 de dezembro, o saldo devedor das emissões da RBSec valia, aproximadamente, R$ 350 milhões, todas sob regime fiduciário. Dentre as emissões destacamos o primeiro CRI com integralização parcelada do mercado. Essa emissão possibilitou a construção de um empreendimento residencial na cidade de São Paulo.

Até agosto de 2005, a RBSec realizou a emissão de 11 séries de CRI, com destaque para a 27a., a primeira lastreada em recebíveis residenciais a obter o rating “AAA” no país.

Em agosto de 2005, foi concretizada a entrada de dois novos sócios na RBSec, o International Finance Corporation (“IFC”) – braço privado do Banco Mundial – e a Residential Funding Corporation (“GMAC-RFC”) injetaram capital, passando a deter juntos cerca de 40% do capital social da RBSec.

Em relação ao cumprimento de obrigações pela RBSec, todos os pagamentos de amortização e juros de todos os CRIs emitidos desde a fundação da Empresa foram feitos de acordo com o previsto nos Termos de Securitização, não havendo nenhum problema nos pagamentos aos investidores.

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01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

09.02 - CARACTERÍSTICA DO SETOR DE ATUAÇÃO

Em novembro de 1997, a Lei 9.514 criou o Sistema Financeiro Imobiliário. O novo sistema introduz o conceito de fidúcia para bens imóveis, as Companhias Securitizadoras, os Certificados de Recebíveis Imobiliários (CRIs) e o regime fiduciário, ou Patrimônio em separado de ativos. Claramente a nova legislação tem a finalidade de elevar o volume de recursos para financiamento imobiliário no país.

Em 2004, a Lei 10.931/04 trouxe benefícios para o crédito imobiliário como a criação da Cédula de Crédito Imobiliário, dentre outras melhorias como o patrimônio de afetação de incorporações imobiliárias.

Em 30.12.2004 a CVM editou a Instrução CVM nº 414, em 30.12.2004, e revogando a antiga Instrução CVM nº 248/98.8. O principal objetivo da Instrução CVM nº 414 foi efetivamente o de permitir a emissão pública de CRIs com valor nominal inferior a R$300 mil, a serem destinados aos investidores não qualificados.

A securitização de recebíveis imobiliários, injeta liquidez no sistema, reduz os riscos dos originadores de créditos, de sua gestão e de descasamentos, portanto, cria valor. A Rio Bravo Securitizadora S/A acredita ser capaz de produzir resultados através de comissões pela emissão de CRIs.

A Rio Bravo Securitizadora S/A, através da abertura de seu capital, visa transmitir maior segurança e transparência aos investidores e originadores de créditos. A empresa acredita que a negociação dos CRIs e, eventualmente debêntures, junto a investidores institucionais, será um importante segmento do mercado de capitais e/ou financeiro no Brasil.

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311

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS IAN - Informações Anuais Data-Base - 31/12/2004

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01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

11.03 - POSICIONAMENTO NO PROCESSO COMPETITIVO

A Rio Bravo Securitizadora tem se destacado como a segunda maior securitizadora de recebíveis imobiliários do país, conforme demonstrado no gráfico abaixo:

Participação de Mercado

29,19%

23,31%7,89%

7,64%

7,62%

5,94%

8,21%

Cibrasec Rio Bravo WT Pic WT Tc WT Sec

Brazilian Altere WT Nsbc Outros

* Volume das ofertas com registro definitivo obtidas até 31 de dezembro de 2004. Fonte CVM.

312

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14.02 - INFORMAÇÕES RECOMENDÁVEIS, MAS NÃO OBRIGATÓRIAS

A Companhia possui, na data de 12/08/2005, os seguintes Certificados de Recebíveis Imobiliários (CRIs) com registro provisório:

Emissão / Série:

1 / 26 1 /27 1 /28 1/ 29 1 /30

Data da Emissão:

01/06/05 10/06/05 15/06/05 01/08/05 01/08/05

CRIdistribuídos:

2 100 16 3 7

CRI em tesouraria

0 0 0 0 0

Data do Protocolo do Pedido de Registro Definitivo

18/07/05 28/07/05 19/07/05 NA NA

313

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14.03 - OUTRAS INFORMAÇÕES CONSIDERADAS IMPORTANTES PARA MELHOR ENTENDIMENTO DA COMPANHIA

A Rio Bravo Securitizadora SA (“RBSec”) é uma companhia securitizadora de créditos imobiliários fundada em 1998 com o nome de Finpac Securitizadora, que se caracteriza por ser uma instituição não financeira, constituída sob a forma de sociedade anônima de capital aberto, com registro na SOMA - Sociedade Operadora do Mercado de Ativos, voltada para a aquisição e securitização desses créditos e emissão e colocação no mercado financeiro, de certificados de Recebíveis imobiliários e outros títulos de crédito que sejam compatíveis com as suas atividades, nos termos da Lei nº 9.514/97. A RBSec possui rating AA+, emitido pela agência LF Rating.

A operação de securitização de recebíveis, notadamente o CRI, tem se mostrado um instrumento atrativo para investidores institucionais, pois é um instrumento de renda fixa, atrelado à inflação e com estruturas sólidas de garantia e um importante meio de financiamento à habitação no Brasil.

A Rio Bravo Securitizadora SA não tem por política distribuir dividendos em percentual superior ao mínimo estatutário, adicionalmente informamos que a periodicidade de distribuição é anual.

Valores mobiliários emitidos pela Rio Bravo Securitizadora:

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14.03 - OUTRAS INFORMAÇÕES CONSIDERADAS IMPORTANTES PARA MELHOR ENTENDIMENTO DA COMPANHIA

Código (CBLC/CETIP)

Série

Número do registro

Status do Registro na

CVM Volume

Emitido (R$) Quant. Preço Unitário (R$)

Rentabilidade

(a.a.)

Data de Emissão

Vencimento

Distribuição com ou

sem regime fiduciário

Rating

BFINP A001 1 - Definitivo

5.365.790,46 01 5.365.790,46 23.2% 10/05/00 10/09/02 Com regime Fiduciário -

BFINP B001 2 - Definitivo

6.305.161,20 01 6.305.161,20 15,5% 02/10/00 28/02/05 Com regime Fiduciário -

BFINP C001 3 - Definitivo

12.964.561 05 2.592.912,28 IGPM+12% 31/01/01 02/09/09 Com regime Fiduciário -

BFINP A004 4 CVM/SRE/CRI/2001-007

Definitivo 135.639.997 452 300.088,49 IGPM+11.2% 21/05/01 21/05/11

Com regime Fiduciário Fitch Atlantic(AA+)

BFINP A005 5 CVM/SRE/CRI/2001-015

Definitivo 7.470.767 24 311.281,98 IGPM+9.0% 10/09/01 10/09/09

Com regime Fiduciário Fitch Atlantic(BBB)

BFINP A006 6 CVM/SRE/CRI/2001-016

Definitivo 1.433.076 04 358.269,13 10.0% 26/10/01 26/03/03

Sem regime Fiduciário -

BFINP A007 7 CVM/SRE/CRI/2002-001

Definitivo 2.401.377 08 300.172,24 IGPM+12.0% 04/02/02 04/03/08

Com regime Fiduciário -

BFINP A008 8 CVM/SRE/CRI/2002-004

Definitivo 4.223.021 14 301.644,39 IGPM+12.0% 04/03/02 04/12/06

Com regime Fiduciário

Fitch Atlantic(BBB+)

LF(A-)

BFINP A009 9 CVM/SRE/CRI/2002-009

Definitivo 23.852.199 79 301.927 IGPM+12. 7% 23/09/02 23/09/12

Com regime Fiduciário Fitch Atlantic(BBB)

LF(AA)

RBRA-C10 10 CVM/SRE/CRI/2003-009

Definitivo 15.442.526 51 302.794,63 IGPM+12.5% 12/02/03 12/07/13

Com regime Fiduciário Fitch Atlantic(A)

LF(A+)

BFINP A011 11 CVM/SRE/CRI/2003-010

Definitivo 15.262.782 50 305.255,64 IGPM+11.5% 18/03/03 18/03/12

Com regime Fiduciário Austin(AA)

LF(AA+)

BFINP A012 12 CVM/SRE/CRI/2003-020

Definitivo 7.267.000,08 24 302.791,67 IGPM+12.0% 15/12/03 15/12/13

Com regime Fiduciário LF(A)

Austin (AA)

RBRA A013 13 CVM/SRE/CRI/2004-003

Definitivo 6.624.863,96 22 301.130,18 IGPM+10% 21/01/04 21/07/14

Com regime Fiduciário LF(AA) Austin(AA)

BFINP A014 14 CVM/SRE/CRI/2004-008

Definitivo 3.665.652,48 12 305.471,04 DI + 2% a.a. 30/03/04 05/12/04

Com regime Fiduciário -

BFINP A015 15 CVM/SRE/CRI/2004-010

Definitivo 12.733.00,00 42 303.166,67 IGPM + 12% 15/04/04 15/04/14

Com regime Fiduciário LF(A) Austin(AA)

BFINP A016 16 CVM/SRE/CRI/2004-014

Definitivo 8.504.216,00 28 303.722,00 IGPM + 11% 05/05/04 05/11/04

Com regime Fiduciário LF(A+) Austin(AA)

BFINP A017 17 CVM/SRE/CRI/2004-022

Definitivo 20.000.000,4

6 66 303.030,31 IGPM + 12% 28/07/04 28/07/14 Com regime Fiduciário LF(A) Austin(BBB)

BFINP A018 18 CVM/SRE/CRI/2004-030

Definitivo 5.517.533,88 18 306.529.66 IGPM + 11% 24/01/05 07/02/08

Com regime Fiduciário LF(A+)

Austin(AA)

RBRA C-19 19 CVM/SRE/CRI/2004-034

Definitivo 2.747.255,58 9 305.250,62 TR + 7,89% 01/12/04 01/11/16

Com regime Fiduciário -

BFINP A020 20 CVM/SRE/CRI/2005-001

Definitivo 5.000.000,00 16 312.500,00 IPCA + 12% 18/01/05 16/11/11

Com regime Fiduciário LF (A+)

Austin (A+)

RBRA C-21 21 CVM/SRE/CRI/2005-003

Definitivo 2.057.006,94 6 342.834,49

TR + 7,89%01/02/05 01/12/16

Com regime Fiduciário -

RBRA C-22 22 CVM/SRE/CRI/2005-004

Definitivo 1.640.626,15 5 328.125,23 TR + 7,89% 01/02/05 01/12/16

Com regime Fiduciário -

RBRA C-23 23 CVM/SRE/CRI/2005-006

Definitivo 1.831.368,32 6 305.228,22 TR + 7,89% 01/03/05 01/01/17

Com regime Fiduciário -

RBRA C-24 24 CVM/SRE/CRI/2005-009

Definitivo 1.470.168,40 4 367.542,35 TR + 7,89% 01/05/05 01/12/16

Com regime Fiduciário -

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14.03 - OUTRAS INFORMAÇÕES CONSIDERADAS IMPORTANTES PARA MELHOR ENTENDIMENTO DA COMPANHIA

Código (CBLC/CETIP)

Série

Número do registro

Status do Registro na

CVM Volume

Emitido (R$) Quant. Preço Unitário (R$)

Rentabilidade

(a.a.)

Data de Emissão

Vencimento

Distribuição com ou

sem regime fiduciário

Rating

BFINP A025 25 CVM/SRE/CRI/2005-010

Definitivo 42.752.696,8

6 142 301.075,33 IGPM + 9,5% 16/05/05 16/05/15 Com regime Fiduciário LF (AA-)

SR (A+)

RBRA C-26 26 CVM/SRE/CRI/2005-016

Provisório 690.761,21 2 345.380,61 TR + 7,89% 01/06/05 01/01/17

Com regime Fiduciário -

RBRA C-27 27 CVM/SRE/CRI/2005-018

Provisório 30.002.170,0

0 100 300.021,70 IGPM + 11% 10/06/05 10/07/10 Com regime Fiduciário LF (AAA)

RBRA C-28 28 CVM/SRE/CRI/2005-017

Provisório 5.033.616 16 314.601,01 IGPM+ 10,5% 15/06/05 15/10/12

Com regime Fiduciário LF (AA)

RBRA C-29 29 CVM/SRE/CRI/2005-023

Provisório 980.361,04 3 326.787,01 TR + 7,89% 01/08/05 01/12/16

Com regime Fiduciário -

RBRA C-30 30 CVM/SRE/CRI/2005-024

Provisório 2.330.835,99 7 332.976,57 TR + 7,89% 01/08/05 01/01/17

Com regime Fiduciário -

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14.05 - PROJETOS DE INVESTIMENTO

A Rio Bravo Securitizadora SA (“RBSec”) projeta para 2005 um aumento significativo nas emissões de CRI.

A RBSec planeja investir na melhoria dos sistemas e processos de forma que possibilite um controle bem apurado das emissões, bem como maior agilidade nos novos negócios.

A RBSec planeja emitir cerca de R$ 200 milhões de CRIs no ano de 2005.

317

16.01 - AÇÕES JUDICIAIS COM VALOR SUPERIOR A 5% DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO OU DO LUCRO LÍQUIDO

RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-2201840-6

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

IAN - INFORMAÇÕES ANUAIS

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Divulgação Externa

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

1- ITEM 2 - DESCRIÇÃO 3 - % PATRIMÔNIO 6 - VALOR

(Reais) LÍQUIDO

4 - % LUCRO

LÍQUIDO

5 - PROVISÃO

Data-Base - 31/12/2004

01 TRABALHISTA 0,00 00,00

02 FISCAL/TRIBUTÁRIA 0,00 00,00

03 OUTRAS 0,00 00,00

318

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17.01 - OPERAÇÕES COM EMPRESAS RELACIONADAS

No mês de abril de 2003 a Companhia adquiriu ações das empresas Fidúcia Asset Management S.A. e Solex Trading S.A., ocasião em que houve um ágio equivalente à R$ 726.195,18 e R$ 200.000,00, respectivamente, em decorrência de expectativa de lucros futuros. Tendo em vista que os auditores independentes solicitaram que os respectivos ágios fossem amortizados integralmente, a Companhia reconheceu um prejuízo de R$ 926.195,18. No entanto, no mês de agosto de 2003, a Companhia realizou a venda das ações da Fidúcia Asset Management S.A, revertendo integralmente o prejuízo com a amortização do ágio e, ainda, obtendo um ganho contábil de R$ 99.285,32. No que diz respeito às ações da Solex Trading S.A., as mesmas foram alienadas no mês de outubro, ocasião em que a Companhia reverteu integralmente o prejuízo com a amortização do ágio e, ainda, obteve um ganho contábil de R$ 19.999,00.Não existem operações com empresas relacionadas.

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

ESTATUTO SOCIAL

DA

RIO BRAVO SECURITIZADORA S.A.

NIRE 35.300.157648 CNPJ 02.773.542/0001-22

Companhia Aberta

Nome e Duração

Artigo 1º - RIO BRAVO SECURITIZADORA S.A. é uma sociedade por ações, com prazo de duração indeterminado, regida pelo presente Estatuto Social e pelas disposições legais aplicáveis, em especial a Lei n.º 6.404, de 15.12.76 (“Lei n.º 6.404/76”) e suas alterações posteriores.

Sede Social

Artigo 2º - A Sociedade tem sua sede social no Município de São Paulo, Estado de São Paulo, na Avenida Chedid Jafet, n.º 222, Bloco B, 3º andar, parte, CEP 04551-065, podendo abrir filiais, agências, escritórios e estabelecimentos em qualquer parte do território nacional ou no exterior, por deliberação do Conselho de Administração.

Objeto Social

Artigo 3º - A Sociedade tem por objeto social:

(a) Aquisição de créditos imobiliários e de títulos e valores mobiliários lastreados em créditos imobiliários;

(b) Gestão e administração de carteiras de crédito imobiliário, próprias ou de terceiros;

(c) Emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários, bem como de outros títulos e valores mobiliários lastreados em créditos imobiliários que

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

sejam compatíveis com as suas atividades;

(d) Distribuição, recompra, revenda ou resgate de títulos e valores mobiliários de sua própria emissão;

(e) Prestação de serviços de estruturação de operações de securitização próprias ou de terceiros; e

(f) Consultoria de investimentos em fundos de investimento em direitos creditórios que tenham como objetivo a aquisição de créditos imobiliários.

Capital Social

Artigo 4º - O capital social subscrito e integralizado da Sociedade é de R$ 5.342.014,00 (cinco milhões, trezentos e quarenta e dois mil e quatorze reais), dividido em 3.182.014 (três milhões, cento e oitenta e duas mil e quatorze) ações ordinárias nominativas, sem valor nominal.

Artigo 5º - Observado o disposto no Artigo 10 deste Estatuto Social, a Sociedade está autorizada a aumentar seu capital social, por deliberação do Conselho de Administração, até o limite de R$ 20.000.000,00 (vinte milhões de reais), mediante a emissão de ações ordinárias e/ou preferenciais, todas nominativas e sem valor nominal, nos termos do artigo 168 da Lei n.º 6.404/76.

Parágrafo Único - A Sociedade poderá emitir ações sem guardar proporção com as espécies e/ou classes de ações já existentes, ou que possam vir a existir, desde que o número de ações preferenciais sem direito de voto não ultrapasse 50% (cinqüenta por cento) do total das ações representativas do capital social da Sociedade.

Ações Ordinárias e Preferenciais

Artigo 6º - A cada ação ordinária corresponde um voto nas deliberações das Assembléias Gerais de Acionistas.

Artigo 7º - As ações preferenciais não terão direito a voto e conferirão a seus

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

titulares (i) prioridade no reembolso de capital, sem prêmio, na proporção de sua participação no capital social, em caso de liquidação da Sociedade e (ii) dividendo 10% (dez por cento) superior ao atribuído às ações ordinárias, não cumulativos.

Artigo 8º - A ações são nominativas escriturais e a sua propriedade será comprovada pelo registro das ações na conta de depósito das ações aberta em nome de cada acionista nos livros da instituição financeira depositária.

Assembléia Geral de Acionistas

Artigo 9º - As Assembléias Gerais de Acionistas realizar-se-ão, ordinariamente, no prazo da Lei n.º 6.404/76 e, extraordinariamente, sempre que o exigirem os interesses sociais, sendo permitida a realização simultânea de Assembléias Gerais ordinária e extraordinária.

Artigo 10 - À Assembléia Geral competem as atribuições que lhe são conferidas pela Lei n.º 6.404/76, bem como a deliberação acerca dos seguintes temas:

(i) aumento de capital da Sociedade ou de qualquer de suas subsidiárias em valor superior ao valor equivalente em reais a US$ 5.000.000,00 (cinco milhões de dólares dos Estados Unidos);

(ii) criação de nova classe ou espécie de ação na Sociedade ou em qualquer de suas subsidiárias, ou qualquer alteração nos direitos e privilégios das ações existentes na Sociedade ou em qualquer de suas subsidiárias;

(iii) alteração deste Estatuto Social ou do estatuto ou contrato social de qualquer das subsidiárias da Sociedade, excetuadas as alterações exigidas por lei ou pela regulamentação da CVM;

(iv) fusão, cisão, incorporação ou outra forma de reorganização societária envolvendo a Sociedade ou qualquer de suas subsidiárias;

(v) oferta pública ou privada de ações ou de qualquer valor mobiliário que conceda a seu titular o direito de adquirir ações de emissão da

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

Sociedade ou de qualquer de suas subsidiárias;

(vi) alienação da totalidade ou de parcela significativa dos ativos da Sociedade ou de qualquer de suas subsidiárias, excetuada a venda de direitos de crédito integrantes da carteira da Sociedade;

(vii) dissolução ou liquidação voluntária da Sociedade ou de qualquer de suas subsidiárias;

(viii) pedido de auto-falência, pedido de recuperação judicial ou extrajudicial e celebração de acordo com credores para renegociação de dívidas realizado pela Sociedade ou por qualquer de suas subsidiárias;

(ix) redução de capital da Sociedade ou de qualquer de suas subsidiárias;

(x) resgate de ações de emissão da Sociedade ou de qualquer de suas subsidiárias;

(xi) proposta para o Conselho de Administração relativa a qualquer outra forma de recompra de ações de emissão da Sociedade, bem como a posterior revenda de ações de emissão da Sociedade por ela adquiridas ou adquiridas por qualquer de suas subsidiárias;

(xii) distribuição de dividendos pela Sociedade ou por qualquer de suas subsidiárias em volume superior a 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido anual da Sociedade ou da subsidiária em questão, ajustado nos termos da lei;

(xiii) prestação de garantia, contratação de dívida ou concessão de empréstimo pela Sociedade ou por qualquer de suas subsidiárias fora do curso normal de seus negócios;

(xiv) constituição de penhor ou qualquer outro ônus sobre ações de emissão da Sociedade ou sobre ações ou quotas de qualquer das suas subsidiárias;

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

(xv) definição ou substituição dos auditores independentes da Sociedade;

(xvi) realização de operação de securitização (a) em valor superior ao montante equivalente em reais a US$ 100.000.000,00 (cem milhões de dólares dos Estados Unidos) ou (b) que seja destinada a investidores pessoa física ou jurídica que possuam investimentos em valor inferior a R$ 300.000,00 (trezentos mil reais), excetuados os originadores que tenham cedido direitos de crédito ou prestado garantia na referida operação de securitização;

(xvii) contratação pela Sociedade ou qualquer de suas subsidiárias com seus respectivos acionistas, administradores ou empregados ou com qualquer sociedade controladora, controlada ou sob controle comum com qualquer dos acionistas da Sociedade ou de qualquer de suas subsidiárias de (a) transação cujo valor seja superior ao montante equivalente em reais a US$ 5.000,00 (cinco mil dólares dos Estados Unidos) ou (b) uma série de operações que envolva, em um período de 12 (doze) meses, valor total superior ao montante em reais equivalente a US$ 15.000,00 (quinze mil dólares dos Estados Unidos);

(xviii) alteração na estrutura administrativa da Sociedade ou de qualquer de suas subsidiárias incluindo, sem limitação, alteração do número de membros do Conselho de Administração e/ou da Diretoria e dos procedimentos e critérios adotados para eleição dos respectivos membros;

(xix) alteração na política de remuneração dos administradores da Sociedade ou de qualquer das suas subsidiárias;

(xx) início, pela Sociedade ou por qualquer de suas subsidiárias, de qualquer nova atividade ou linha de negócio;

(xxi) aquisição, desinvestimento ou aumento da participação detida pela Sociedade ou por qualquer de suas subsidiárias no capital social de qualquer sociedade (inclusive aquelas de cujo capital a Sociedade ou qualquer de suas subsidiárias já participe), bem como a participação em

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

qualquer joint venture, associação ou negócio jurídico similar;

(xxii) aprovação do plano de negócios da Sociedade, bem como de qualquer alteração no referido plano;

(xxiii) contratação de dívida pela Sociedade ou por qualquer das suas subsidiárias, em uma única transação ou em uma série de transações realizadas no período de 12 (doze) meses, em valor superior ao montante equivalente em reais a US$ 15.000.000,00 (quinze milhões de dólares dos Estados Unidos);

(xxiv) participação da Sociedade ou de qualquer de suas subsidiárias, fora do curso normal de seus negócios, em qualquer contrato, acordo, transação ou compromisso (a) cujo valor supere, em uma transação individual ou em uma série de transações realizadas no período de 12 (doze) meses, o valor equivalente em reais a US$ 10.000.000,00 (dez milhões de dólares dos Estados Unidos) ou (b) cujo prazo seja superior a 12 (doze) meses;

(xxv) constituição de quaisquer ônus sobre os ativos da Sociedade ou de qualquer de suas subsidiárias, excetuados aqueles constituídos pela Sociedade ou por uma de suas subsidiárias no curso normal de suas atividades e/ou em virtude de disposição legal ou decisão judicial;

(xxvi) alteração dos critérios e práticas contábeis adotadas pela Sociedade ou por qualquer de suas subsidiárias, excetuadas as alterações exigidas por lei ou pela regulamentação da CVM; e

(xxvii) aprovação de plano de opção de compra de ações ou similar destinado aos administradores da Sociedade ou de qualquer de suas subsidiárias.

Parágrafo 1º - Para os fins deste Artigo 10, considera-se subsidiária qualquer sociedade na qual a Sociedade detenha, direta ou indiretamente, direitos de sócio que lhe assegurem preponderância nas deliberações sociais.

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

Parágrafo 2º - Para os fins do disposto neste Artigo 10, os valores em dólares dos Estados Unidos serão convertidos para reais na data da realização de qualquer dos atos descritos nos subitens (i) a (xxvi) acima, utilizando-se a taxa de câmbio do dólar norte-americano para o real, divulgada pelo Banco Central do Brasil – BACEN por meio do Sistema de Informações do Banco Central – SISBACEN, transação PTAX 800, no dia útil imediatamente anterior à data da conversão pretendida.

Artigo 11 - As Assembléias Gerais serão convocadas e instaladas na forma da Lei n.º 6.404/76. As deliberações, exceto nos casos previstos em lei ou neste Estatuto Social ou em Acordo de Acionistas devidamente arquivado na sede da Sociedade, serão tomadas pelo voto de acionistas representando a maioria absoluta dos presentes.

Parágrafo 1º - As Assembléias Gerais, ordinárias ou extraordinárias, serão presididas pelo Presidente do Conselho de Administração ou, na sua ausência, por outro Conselheiro por ele indicado, ou, na ausência de ambos, por acionista escolhido por maioria de votos dos presentes. O Presidente da Assembléia Geral deverá indicar, dentre os presentes, um secretário.

Parágrafo 2º - Somente poderão tomar parte e votar nas Assembléias Gerais os acionistas cujas ações estejam registradas nas respectivas contas de depósito das ações escriturais, abertas em seu nome pela instituição financeira depositária com 48 (quarenta e oito) horas de antecedência da data designada para realização da referida Assembléia Geral. Os acionistas poderão ser representados nas Assembléias Gerais por procurador, nos termos da Lei n.º 6.404/76, mediante procuração com poderes específicos, a qual ficará arquivada na sede da Sociedade.

Artigo 12 - Nas deliberações da Assembléia Geral serão obrigatoriamente observadas as previsões dos acordos de acionistas arquivados na sede da Sociedade. O presidente da Assembléia Geral não computará os votos proferidos com infração às disposições de tais acordos de acionistas.

Administração da Sociedade

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

Artigo 13 - A administração da Sociedade compete ao Conselho de Administração e à Diretoria, que terão as atribuições conferidas por lei e pelo presente Estatuto Social, estando os Conselheiros e Diretores dispensados de prestar garantia para o exercício de suas funções.

Parágrafo 1º - Todos os membros do Conselho de Administração e da Diretoria tomarão posse mediante assinatura dos respectivos termos no livro próprio, permanecendo em seus respectivos cargos até a posse de seus sucessores.

Parágrafo 2º - A Assembléia Geral de Acionistas deverá estabelecer a remuneração dos membros da Diretoria e do Conselho de Administração da Sociedade. A remuneração poderá ser votada em verba individual, para cada membro, ou verba global, cabendo então ao Conselho de Administração deliberar sobre a sua distribuição.

Parágrafo 3º - É expressamente vedado e será nulo de pleno direito o ato praticado por qualquer administrador, procurador ou funcionário da Sociedade que a envolva em obrigações relativas a negócios e operações estranhos ao objeto social, sem prejuízo da responsabilidade civil ou criminal, se for o caso, a que estará sujeito o infrator deste dispositivo.

Conselho de Administração

Artigo 14 - O Conselho de Administração será composto por, no mínimo, 03 (três) e, no máximo, 07 (sete) membros, todos acionistas da Sociedade, residentes ou não no País, eleitos e destituíveis a qualquer tempo pela Assembléia Geral de Acionistas.

Parágrafo 1º - Os membros do Conselho de Administração serão eleitos para um mandato de 02 (dois) anos, sendo permitida a reeleição.

Parágrafo 2º - A Assembléia Geral de Acionistas deverá nomear o Presidente e o Vice-Presidente do Conselho de Administração. Os demais Conselheiros não terão designação específica.

Artigo 15 - No caso de impedimento ou ausência temporária do Presidente do

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

Conselho de Administração, este será substituído pelo Vice-Presidente.

Parágrafo Único - No caso de impedimento ou ausência temporária de qualquer outro membro do Conselho de Administração, o Conselheiro impedido ou ausente poderá indicar, mediante comunicação por escrito ao Presidente do Conselho de Administração, dentre os demais membros do Conselho, aquele que o representará, inclusive com relação às manifestações de voto, nas reuniões do Conselho de Administração.

Artigo 16 - No caso de vacância de cargo de Conselheiro que deixe o Conselho de Administração com número de membros inferior ao número mínimo estabelecido no Artigo 14 acima, será convocada Assembléia Geral de Acionistas para eleger o(s) substituto(s).

Artigo 17 - Compete ao Conselho de Administração:

(a) fixar a orientação geral dos negócios da Sociedade;

(b) eleger, destituir e substituir os membros da Diretoria da Sociedade, bem como fixar as atribuições específicas dos Diretores, observadas as demais disposições deste Estatuto Social;

(c) fiscalizar a gestão dos Diretores, examinar, a qualquer tempo os livros, papéis e outros documentos da Sociedade, solicitar informações sobre contratos celebrados ou em vias de celebração, e sobre quaisquer outros atos;

(d) convocar a Assembléia Geral quando julgar conveniente ou necessário;

(e) manifestar-se sobre o relatório da Administração e as contas da Diretoria;

(f) apresentar à Assembléia Geral propostas sobre a distribuição de lucros sociais e alterações estatutárias;

(g) distribuir a remuneração global dos Administradores entre os seus membros e os Diretores, observando-se o disposto no Artigo 13,

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

Parágrafo 2º deste Estatuto Social;

(h) autorizar a abertura, transferência ou encerramento de filiais, agências, escritórios ou estabelecimentos comerciais;

(i) aprovar a admissão, registro e cotação de ações da Sociedade em bolsas de valores brasileiras ou em mercado de balcão devidamente autorizado a funcionar pela CVM;

(j) mediante proposta da Assembléia Geral de Acionistas, nos termos do item (xi) do artigo 10 acima, decidir sobre a aquisição de ações de emissão da Sociedade, bem como a posterior revenda de ações de emissão da Sociedade por ela adquiridas, observadas as disposições da Lei n.º 6.404/76 e da regulamentação da CVM.

Artigo 18 - O Conselho de Administração reunir-se-á, ordinariamente, a cada trimestre e, extraordinariamente, sempre que necessário.

Parágrafo 1º - As reuniões do Conselho de Administração serão convocadas por qualquer Conselheiro, por escrito, por meio de notificação pessoal, de carta com aviso de recebimento ou via fax, que deve ser expedida com 05 (cinco) dias úteis de antecedência.

Parágrafo 2º - As convocações para as reuniões do Conselho de Administração deverão conter a

ordem do dia, informando as matérias que serão discutidas e deliberadas, devendo ainda indicar

que todos os documentos necessários para amparar as decisões relativas aos assuntos objeto da

ordem do dia estão disponíveis na sede da Sociedade. As matérias que não estiverem

especificadas na ordem do dia somente poderão ser levadas à discussão se todos os Conselheiros

estiverem presentes à reunião e concordarem com a inclusão da matéria na ordem do dia.

Parágrafo 3º - As reuniões do Conselho de Administração serão realizadas na sede da Sociedade.

Parágrafo 4º - As reuniões do Conselho de Administração serão consideradas instaladas com a presença da maioria dos seus membros, sendo considerado

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

como presente o Conselheiro que, na ocasião, estiver presente na reunião através de mecanismos de teleconferências, ou devidamente representado nos termos do Parágrafo Único do Artigo 15 acima ou, ainda, tiver enviado seu voto por escrito por carta ou via fax.

Parágrafo 5º - Sem prejuízo das formalidades acima mencionadas, será considerada regular a Reunião do Conselho de Administração à qual todos os Conselheiros comparecerem.

Artigo 19 - As deliberações do Conselho de Administração serão tomadas por maioria de votos dos seus membros presentes nas reuniões.

Artigo 20 - Das reuniões do Conselho de Administração serão lavradas atas em livro próprio.

Parágrafo Único - No caso de vacância do cargo de Presidente do Conselho de Administração, ou ausência do Presidente do Conselho de Administração por qualquer motivo, tais funções poderão ser desempenhadas pelo Vice-Presidente do Conselho de Administração ou, na sua falta, por qualquer outro membro do Conselho de Administração.

Artigo 21 - As atribuições específicas do Presidente do Conselho de Administração são: (a) convocar a Assembléia Geral de Acionistas em nome do Conselho de Administração; (b) presidir a Assembléia Geral de Acionistas e escolher o Secretário da mesma dentre os presentes; e (c) presidir as reuniões do Conselho de Administração.

Artigo 22 - Nas deliberações do Conselho de Administração, deverão ser observadas as previsões dos acordos de acionistas arquivados na sede da Sociedade, sendo inválidos eventuais votos manifestados em desacordo com o que houver sido ali estabelecido.

Diretoria

Artigo 23 - A Diretoria será composta por no mínimo 04 (quatro) e no máximo 06 (seis) Diretores, acionistas ou não, residentes no país, sendo um Diretor

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

Presidente, um Diretor Comercial, um Diretor de Distribuição, um Diretor Financeiro, um Diretor de Operações e um Diretor sem designação específica. Um dos membros da Diretoria deverá acumular a função de Diretor de Relações com Investidores.

Parágrafo 1º - Os Diretores serão eleitos e destituíveis a qualquer tempo pelo Conselho de

Administração, com prazo de mandato de 2 anos, sendo admitida a reeleição.

Parágrafo 2º - No caso de impedimento temporário, licença ou férias de qualquer Diretor, este deverá ser substituído interinamente por outro Diretor indicado pela Diretoria.

Parágrafo 3º - No caso de vacância no cargo de Diretor, o Diretor deverá ser substituído por outro Diretor indicado pelo Diretor Presidente até o preenchimento do cargo, o que será realizado por meio de eleição realizada pelo Conselho de Administração, em reunião que deverá ocorrer no prazo máximo de 20 (vinte) dias contados do evento, devendo o Diretor então eleito completar o mandato do Diretor substituído.

Artigo 24 - A Diretoria é o órgão executivo da Sociedade, cabendo-lhe assegurar o funcionamento regular desta, tendo poderes para praticar todos e quaisquer atos relativos aos fins sociais, exceto aqueles que, por lei ou pelo presente Estatuto Social, dependam de prévia aprovação do Conselho de Administração ou da Assembléia Geral.

Artigo 25 - Compete à Diretoria, sem prejuízo das demais competências estabelecidas pelo presente Estatuto Social ou definidas pelo Conselho de Administração ou pela Assembléia Geral:

(a) representar, ativa e passivamente, a Sociedade;

(b) praticar todos os atos necessários ou convenientes à administração dos negócios sociais, respeitados os limites previstos em lei ou neste Estatuto Social;

(c) zelar pela observância da Lei e deste Estatuto Social;

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

(d) coordenar o andamento das atividades normais da Sociedade, incluindo a implementação das diretrizes e o cumprimento das deliberações tomadas em Assembléias Gerais, nas Reuniões do Conselho de Administração e nas suas próprias reuniões; e

(e) administrar, gerir e superintender os negócios sociais.

Parágrafo Único - A Diretoria poderá ainda autorizar a emissão e a distribuição, pública ou privada, no mercado nacional, de Certificados de Recebíveis Imobiliários, desde que o valor de cada emissão não seja superior ao equivalente em reais a US$ 100.000.000,00 (cem milhões de dólares dos Estados Unidos) e desde que a emissão seja realizada no âmbito de operação de securitização nos termos do objeto social da Sociedade. Nesses casos, fica a Diretoria autorizada a tomar todas as medidas necessárias à implementação da emissão, podendo, inclusive, negociar e estabelecer os seus termos e condições.

Artigo 26 - A Diretoria reunir-se-á, ordinariamente, a cada mês e, extraordinariamente, sempre que necessário.

Parágrafo 1º - As reuniões da Diretoria serão convocadas pelo Diretor Presidente, mediante convocação por escrito, expedida com pelo menos 2 (dois) dias de antecedência, devendo dela constar o local, dia e hora da reunião, bem como a ordem do dia. A convocação poderá ser dispensada sempre que estiver presente à reunião a totalidade dos seus membros em exercício.

Parágrafo 2º - As reuniões da Diretoria realizar-se-ão preferencialmente na sede da Sociedade e das mesmas serão lavradas atas, no competente livro de Registro de Atas de Reuniões da Diretoria.

Parágrafo 3º - O quorum de instalação das reuniões da Diretoria é o da maioria dos membros em exercício. As deliberações da Diretoria serão tomadas pelo voto favorável da maioria dos diretores presentes à reunião.

Artigo 27 - O Diretor Presidente da Sociedade terá poderes específicos para:

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

(a) dirigir, coordenar e supervisionar as atividades dos outros Diretores;

(b) coordenar os trabalhos de preparação das demonstrações financeiras e o relatório anual da administração da Sociedade bem como sua apresentação aos acionistas; e

(c) supervisionar os trabalhos de auditoria interna e assessoria legal.

Artigo 28 - O Diretor Comercial da Sociedade terá poderes específicos para:

(a) prospectar os negócios relacionados com o objeto social da Sociedade; e

(b) administrar o relacionamento da Sociedade com os originadores de créditos imobiliários.

Artigo 29 - O Diretor de Distribuição da Sociedade terá como atribuição poderes específicos para:

(a) prospectar os investidores interessados em adquirir e/ou subscrever títulos e valores mobiliários emitidos pela Sociedade, observado o disposto na legislação e regulamentação em vigor; e

(b) administrar o relacionamento da Sociedade com os potenciais investidores dos títulos e valores mobiliários por ela emitidos.

Artigo 30 - O Diretor Financeiro terá as seguintes atribuições:

(a) coordenar, administrar, dirigir e supervisionar toda a área contábil e financeira da Sociedade; e

(b) administrar o relacionamento da Sociedade com instituições financeiras, exceto no que diz respeito à distribuição pública de títulos e valores mobiliários emitidos pela Sociedade.

Artigo 31 - O Diretor de Operações da Sociedade terá como atribuições:

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

(a) promover e estruturar as emissões de títulos e valores mobiliários emitidos pela Sociedade, supervisionando a sua liquidação nos termos contratados;

(b) desenvolver e estruturar a aquisição de direitos de crédito pela Sociedade; e

(c) supervisionar o desenvolvimento e os sistemas relacionados com as atividades operacionais da Sociedade.

Artigo 32 - Ao Diretor de Relações com Investidores compete representar a Sociedade perante a CVM e as instituições participantes do mercado de capitais, além de fazer cumprir as normas regulamentares aplicáveis à Sociedade no tocante aos registros mantidos junto à CVM e administrar a política de relacionamento com investidores, incluindo as seguintes atribuições:

(a) prestar informações aos investidores, à CVM e à bolsa de valores ou mercado de balcão organizado em que os valores mobiliários de emissão da Sociedade estejam admitidos à negociação; e

(b) manter atualizado o registro de companhia aberta da Sociedade perante a CVM, bem como cumprir com as obrigações estabelecidas na Instrução CVM n.º 202/1993.

Artigo 33 - Caso sejam eleitos pelo Conselho de Administração Diretores sem designação específica, o Conselho de Administração deverá, também, definir as atribuições específicas de cada Diretor eleito.

Artigo 34 - Observadas as disposições contidas neste Estatuto Social, para vincular a Sociedade, será necessária a assinatura conjunta:

(a) de dois Diretores, (b) de um Diretor e um procurador em conjunto; e (c) de dois procuradores em conjunto, desde que investidos de poderes

específicos para o ato praticado.

Parágrafo Único – Na outorga de mandatos, a Sociedade deve estar sempre

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

representada por dois Diretores, em conjunto, devendo ser especificados no instrumento de mandato os atos ou operações que podem ser praticados pelos mandatários e o prazo de sua duração, que não deverá ser superior a um (01) ano.

Comitê de Investimento

Artigo 35 - A Sociedade terá um Comitê de Investimento composto de 4 (quatro) membros, eleitos pelo Conselho de Administração, com mandato de 2 (dois) anos, sendo permitida a reeleição.

Artigo 36 - O Comitê de Investimento será um órgão consultivo, destinado a auxiliar na administração da sociedade, emitindo opiniões e sugerindo diretrizes de atuação com relação aos seguintes assuntos:

(a) política de aquisição de direitos de crédito;

(b) aprovação dos procedimentos operacionais para a realização de investimentos pela Sociedade;

(c) realização de qualquer investimento ou desinvestimento, em parcelas (tranches) subordinadas de carteiras de direitos de crédito;

(d) realização de investimento mezanino ou de capital em projetos de construção. Considera-se investimento mezanino aquele que visa remuneração mínima e que possui um ganho potencial que varia de acordo com o desempenho do projeto respectivo;

(e) outros assuntos sobre os quais o Comitê venha a ser consultado.

Artigo 37 - O Comitê de Investimento reunir-se-á, no mínimo, uma vez por trimestre e sempre que solicitado por um de seus membros ou pela Sociedade.

Artigo 38 - As reuniões do Comitê de Investimento serão convocadas com antecedência

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mínima de 03 (três) dias úteis de sua realização, por meio de carta ou de fax enviado a cada um de seus membros. O instrumento de convocação deverá conter descrição dos assuntos a serem discutidos na reunião e deve ser acompanhado dos documentos necessários à análise das propostas que serão objeto de discussão.

Artigo 39 - As reuniões do Comitê de Investimento serão instaladas com a presença da totalidade de seus membros. Serão considerados presentes os membros que, na ocasião, estiverem presentes na reunião através de mecanismos de teleconferências, ou devidamente representados ou, ainda, tiverem enviado seu voto por escrito por carta ou via fax.

Parágrafo Único - Caso não haja quorum para instalação da reunião do Comitê de Investimento após a primeira convocação, a reunião será instalada na segunda convocação, com qualquer número de membros presentes.

Artigo 40 - As deliberações do Comitê de Investimento serão tomadas por unanimidade dos membros presentes à reunião.

Parágrafo Único – As decisões do Comitê de Investimento serão formalizadas em ata, que deverá ser preparada nas línguas Portuguesa e Inglesa e enviadas à Sociedade, no prazo de 05 (cinco) dias contados da data da realização da reunião.

Conselho Fiscal

Artigo 41 - A Sociedade terá um Conselho Fiscal, de funcionamento não permanente, composto por no mínimo 3 (três) e no máximo 5 (cinco) membros e igual número de suplentes, acionistas ou não, residentes no País, eleitos pela Assembléia Geral de Acionistas, sendo permitida a reeleição.

Parágrafo 1º - O Conselho Fiscal será instalado por deliberação da Assembléia Geral, a pedido dos acionistas, conforme previsto em lei.

Parágrafo 2º - O funcionamento, competência, os deveres e as responsabilidades dos Conselheiros obedecerão ao disposto na legislação em vigor.

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Parágrafo 3º - A remuneração dos membros do Conselho Fiscal será estabelecida pela Assembléia Geral de Acionistas que os eleger, respeitado o limite legal.

Exercício Social e Lucros

Artigo 42 - O exercício social inicia-se em 1º de janeiro e termina em 31 de dezembro de cada ano.

Artigo 43 - Ao fim de cada exercício social, a Diretoria fará elaborar o balanço patrimonial e as demais demonstrações financeiras exigidas pela Lei nº 6.404/76, as quais, em conjunto, deverão exprimir com clareza a situação do patrimônio da Sociedade e as mutações ocorridas no exercício.

Parágrafo Único - A Diretoria poderá levantar balanços semestrais, observadas as disposições legais.

Artigo 44 - Do resultado apurado em cada exercício serão deduzidos, antes de qualquer outra participação, os prejuízos acumulados e a provisão para o imposto sobre a renda. O prejuízo do exercício será obrigatoriamente absorvido pelos lucros acumulados, pelas reservas de lucros e pela reserva legal, nessa ordem.

Parágrafo 1º - Do lucro líquido apurado no exercício, será deduzida a parcela de 5% (cinco por cento) para a constituição de reserva legal, que não excederá a 20% (vinte por cento) do capital social.

Parágrafo 2º - Do saldo restante, feitas as deduções e destinações referidas nos Artigos acima, será distribuído aos acionistas um dividendo mínimo obrigatório de 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido, ajustado de acordo com o artigo 202 da Lei n.º 6.404/76.

Parágrafo 3º - O saldo remanescente, após atendidas as disposições legais, terá a destinação determinada pela Assembléia Geral de Acionistas.

Artigo 45 - A Sociedade poderá pagar juros sobre o capital próprio, na forma e limite estabelecidos em lei, imputando-os ao dividendo mínimo obrigatório.

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18.01 - ESTATUTO SOCIAL

Artigo 46 - O Conselho de Administração poderá declarar e pagar, a qualquer tempo durante o exercício social, dividendos intermediários à conta de reservas de lucros e de lucros acumulados existentes nos exercícios sociais precedentes.

Artigo 47 - Observados os requisitos e limites legais, o Conselho de Administração poderá, ao final de cada trimestre ou semestre, com base em balanço intermediário específico, declarar e pagar dividendos periódicos a partir dos resultados verificados no trimestre ou semestre em questão.

Dissolução e Liquidação

Artigo 48 - A Sociedade será dissolvida ou liquidada nos casos previstos em lei ou por deliberação da Assembléia Geral de Acionistas. Compete à Assembléia Geral estabelecer a forma da liquidação e nomear o liquidante e o Conselho Fiscal que deverão funcionar no período de liquidação, fixando seus poderes e estabelecendo suas remunerações, conforme previsto em lei.

___________________________________

JOÃO PAULO DOS SANTOS PACÍFICO

Secretário

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• Súmulas de Classificação de Risco

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Finanças Estruturadas

6 de Outubro de 2005

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Ratings

Emissão ValorBRL mi

VencimentoFinal

RatingAtual

ÚltimaAlteração

CRIs –31ª 200,0 agosto 2015 AAA(bra) 12/08/05

Analistas

Finanças Estruturadas Bernardo M.P. Costa55 11 4504-2600 bernardo.costa@fitchratings.com

Jayme D. Bartling55 11 4504-2600 jayme.bartling@fitchratings.com

Corporates América Latina Ricardo Carvalho55 21 4503-2600 ricardo.carvalho@fitchratings.com

Fundamentos do RatingEsta transação é uma securitização de créditos imobiliários oriundos de pagamentos de aluguel, mediante um contrato de locação de unidades sob encomenda (“built-to-suit”) com prazo de dez anos, celebrado entre o locador, Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística (FII) e a Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras). A Fitch Ratings atribuiu o Rating Nacional de Longo Prazo ‘AAA(bra)’ à 31ª série da primeira emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários (CRIs) da Rio Bravo Securitizadora S.A. (RBSEC).

O rating atribuído considera a probabilidade de investidores receberem, de forma pontual e integral, o principal investido acrescido da taxa de juros remuneratórios de 8,45% ao ano mais o Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M).

Os elementos estruturais que asseguram a qualidade do crédito da operação incluem:

Os investidores são dependentes da qualidade creditícia da Petrobras como fonte pagadora principal dos aluguéis para fazer frente às amortizações programadas de principal e juros dos CRIs emitidos. A estrutura da transação prevê medidas adequadas de indenização na eventualidade de uma rescisão do contrato de locação, de acordo com os eventos estabelecidos.

O fluxo de caixa oriundo dos pagamentos de aluguel e o pagamento do serviço da dívida a taxas pré-fixadas estão bem equilibrados em termos de vencimentos, utilizando a mesma base para correção monetária. Além disso, a estrutura da transação foi elaborada de forma a assegurar que o fluxo de caixa oriundo dos pagamentos de aluguel seja suficiente para cobrir o serviço de dívida dos CRI, já que os recursos utilizados para cobrir as despesas operacioanais da operação e os impostos relativos são advindos de um fluxo de caixa fora de sua estrutura de capital, provido pela Petrobras.

A estrutura da transação provê medidas satisfatórias para proteção contra o risco inerente de performance na construção das unidades objeto de locação;

A Petrobras fica responsável pela conservação integral da área construída, até a conclusão da operação, pelos impostos da propriedade e pela contratação de seguro com cobertura que abrange desastres da natureza, e cuja indenização corresponda ao valor de reposição da edificação existente na superfície, incluindo responsabilidade civil;

Os créditos imobiliários vinculados aos CRIs estão mantidos sob regime fiduciário pela empresa securitizadora, segregando-os, desta forma, dos ativos consolidados da RBSEC. No caso de insolvência da RBSEC, os créditos imobiliários serão imediatamente transferidos aos detentores dos CRIs, para liquidação do saldo devedor remanescente; e

Recebíveis Imobiliários Comerciais/Brasil

Relatório Analítico

Rio Bravo Securitizadora S.A. Série 2005-31

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Finanças Estruturadas

Rio Bravo Securitizadora S.A. – Série 2005-31

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Visando mitigar o risco de desvio do fluxo de pagamentos de locação, os recebimentos anuais serão efetuados pela Petrobras em conta bancária de titularidade da RBSEC no Banco Itaú S.A.

Resumo da EstruturaA Petrobras subscreveu 99% das cotas do FII, integralizando-as por meio de concessão dos direitos reais de superfície sobre terrenos localizados em Imbetiba e Imboassica, no município de Macaé, Estado do Rio de Janeiro. O montante da integralização de cotas é equivalente ao valor de avaliação do direito real de superfície, conduzida por empresa de avaliação independente. O agente fiduciário da operação (Pentágono S.A. DTVM), adquiriu, via transferênica de titularidade do Grupo Rio Bravo, 1% das cotas do fundo. A participação das partes neste FII é gerida por acordo de cotistas celebrado entre a Petrobras e o agente fiduciário. A aquisição de cotas do FII por parte do agente fiduciário tem como intuito fornecer proteção adicional aos investidores dos CRIs, já que o FII é o locador dos imóveis e controla os recursos para o término da construção das unidades. Para tanto, determinadas matérias dentro das assembléias do FII estão sujeitas à aprovação de 100% das cotas detidas pelos cotistas. Portanto, qualquer medida que possa ir contra o interesse dos investidores de CRIs dependerá de aprovação do agente fiduciário. No entanto, de acordo com este mesmo documento, o agente fiduciário é obrigado a seguir o voto da Petrobras em medidas que não afetem os investidores ou a performance geral da operação.

Ato contínuo, a Petrobras celebrou um contrato de locação de unidades sob encomenda com o FII. Este contrato tem prazo de dez anos, estabelecendo a locação à Petrobras das unidades a serem construídas

pelo FII, em conformidade com as especificações da Petrobras.

Através de contrato de cessão, o FII cedeu e transferiu os direitos creditórios oriundos dos pagamentos de locação pela Petrobras para a RBSEC. Com recursos levantados com a emissão de CRIs, em valor nominal total de BRL200 milhões, a RBSEC adquiriu os direitos creditórios em regime fiduciário.

Perante o contrato de locação, a Petrobras efetuará pagamentos anuais de aluguel diretamente na conta bancária designada pela securitizadora, mantida em caráter fiduciário no Banco Itaú S.A..

CRIsOs CRIs têm data de emissão de 5 de agosto de 2005. Estes têm um prazo de carência para amortização de dois anos, sendo que a primeira das oito parcelas anuais de principal e juros será amortizada ao final do terceiro ano de vigência da operação. Em base anual, o saldo devedor dos CRIs será corrigido monetariamente pelo IGP-M.

Os créditos imobiliários adquiridos, servindo como lastro para a 31ª série da primeira emissão de CRIs da RBSEC, estão sob regime fiduciário, e, portanto, segregados dos demais ativos da empresa securitizadora

Participantes da Transação Emissora: Rio Bravo Securitizadora S.A.

Locadora: Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística

Locatária: Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras

Agente Fiduciário: Pentágono S.A. DTVM

Gestor do FII: Rio Bravo Investimentos S.A. DTVM

Coordenador Líder: Banco Santander Brasil S.A.

Diagrama do Fluxo Inicial

Pentágano S.A. DTVM

Banco Itaú(Ag. Liquidante)

CRIs

Rio Bravo Securitizadora

Investidores

$

$

Direito dos Recebíveis

Imobiliários

$

Contrato de Cessão dos Direitos

Quotas

Concessão de Direito Real de

Superfície

Quotas

Petrobras

Contrato de

Locação de

Unidades Sob

Encomenda

Rio Bravo DTVMConstrutora

FundoImobiliário RB

Logística

Banco Santander(Coord. Distribuição)

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Opção de Venda Desde que não ocorra qualquer evento de inadimplemento do contrato de locação, evento de vencimento antecipado dos CRIs e/ou inadimplemento ainda não sanado das obrigações da Petrobras previstas no contrato de locação, os titulares dos CRIs desfrutam de uma opção de venda a ser exercida contra o Santander a qualquer momento durante a vigência da operação. O Santander está obrigado a adquir tais CRIs observando o cálculo de preço de exercício, que proporciona um deságio sobre seu valor nominal. Este mecanismo provê liquidez imediata aos investidores, dentro do limite máximo mensal de BRL100 milhões por parte do Santander. No entanto, a Fitch não considerou tal opção de venda em sua avaliação, já que seu exercício não ocasiona em vencimento dos CRIs, já que estes ainda estarão circulando no mercado.

PropriedadeAs unidades serão construídas em Imbetiba e Imboassica, no município de Macaé, Estado do Rio de Janeiro. Os respectivos terrenos têm área de 8.649,7m2 e 9.876,8m2. As unidades a serem construídas são dois edifícios administrativos, um refeitório e uma unidade hospitalar, que servirão para atender às operações petrolíferas da Bacia de Campos. Por meio de processo de licitação, foi celebrado um contrato de construção civil e de montagem com a Hochtief do Brasil S.A., companhia de construção de origem alemã, para realizar as obras destes imóveis. Subseqüentemente, a Petrobras cedeu o direito e as obrigações deste contrato de construção para o FII. Em conjunto, o FII celebrou contrato de gerenciamento de construção com a Petrobras para diligenciar, coordenar e fiscalizar as atividades da construtora, de forma a assegurar a conclusão da obra. A Petrobras,

contratada pelo FII, irá gerenciar a compra de equipamentos e materiais e a contratação de demais serviços para a construção. O FII é responsável pelo pagamento de despesas incorridas durante a obra. O custo estimado da obra é de cerca de BRL173 milhões, o que será ajustado ao longo da vigência da construção por um índice de inflação específico. O prazo estimado para conclusão da obra é de 18 a 24 meses.

Contrato de LocaçãoO contrato de locação celebrado entre o FII e a Petrobras tem prazo de dez anos, e teve início em agosto de 2005. Na qualidade de locatária, a Petrobras fará pagamentos anuais de aluguel, denominados de ‘parcela A’ e ‘parcela B.’ A ‘parcela A’ se refere à cobertura de despesas operacionais da transação pelo FII, cujo valor locatício é revisado anualmente para incorporar as estimativas de despesas a incorrer no período subseqüente. A ‘parcela B’ é um pagamento de aluguel pré-fixado de cerca de BRL41,6 milhões, corrigido monetariamente pelo IGP-M dos últimos doze meses. O primeiro pagamento anual de aluguel é devido no final do terceiro ano calendário do contrato (agosto de 2008).

Este contrato também estipula a data-limite de entrega das unidades em 3 de agosto de 2007, resultando no prazo de construção previamente mencionado. Até esta data, deverão estar resolvidas todas as pendências relativas a alvarás de construção, vistorias do corpo de bombeiros, habite-se e outros documentos pertinentes. Se a data-limite de entrega não for cumprida, a Petrobras poderá deliberar sobre as seguintes medidas:

1. Rescisão do contrato de locação, sendo que, neste caso, a Petrobras terá que efetuar o

Fluxo Contínuo da Transação

Investidores

$

Contrato de Cessão dos Direitos

Aluguel Parcela A

Rio Bravo DTVMConstrutora

Fundo Imobiliário RB

Logística

Aluguel Parcela B

Pentágano S.A. DTVM

Opção de Venda

de CRI

Petrobras Banco Santander(Coord. Distribuição)

Banco Itaú(Ag. Liquidante)

Rio Bravo Securitizadora

Contrato de

Locação de

Unidades Sob

Encomenda

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pagamento da multa equivalente ao saldo devedor dos CRI;

2. Assumir, por completo, o gerenciamento e a administração da construção, subtituindo a construtora se achar necessário. A Petrobras é então responsável por entregar as unidades construídas dentro do prazo adicional de 330 dias após a data de entrega estipulada anteriormente (agosto 2007). Neste caso, a Petrobrás é obrigada a pagar multa equivalente ao primeiro ano de aluguel ao FII. Ainda, caso o prazo estipulado não seja cumprido, o contrato de locação é rescindido.

Na visão da Fitch, existem dois mecanismos de linha de frente que mitigam o risco de performance inerente a esta transação. Primeiro, no acordo de cotistas do FII, a Petrobras declara-se expressamente responsável pelo equilíbrio econômico-financeiro do FII e se obriga a efetuar novos aportes no futuro, em caso de necessidade. Segundo, a Petrobras é obrigada a ressarcir os investidores do saldo remanescente dos CRIs na eventualidade da construção das unidades não ser concluída dentro dos prazos estabelecidos no contrato de locação e, conseqüentemente, os pagamentos de aluguéis não vierem a se consumar.

EmissoraRBSECA RBSEC é uma empresa securitizadora constituída nos termos da Lei 9.514/97. A empresa é gerida e controlada pelo Grupo Rio Bravo, tendo 40% do seu capital pertencente a GMAC-RFC (20%) e ao International Finance Corporation – IFC (20%). A empresa atua exclusivamente no segmento de securitização de ativos financeiros e imobiliários, através da emissão de títulos junto aos mercados financeiro e de capitais e no âmbito do Sistema Financeiro Imobiliário.

Perfil de Crédito da PetrobrasA Petrobras é uma das vinte maiores empresas de petróleo do mundo e continua sendo o maior explorador e produtor local, gerando 96% da produção de petróleo do país. A Petrobras é uma empresa internacional integrada de petróleo e gás, dedicada à exploração, desenvolvimento e produção de hidrocarbonetos e ao refino, comercialização, transporte e distribuição de petróleo e de uma vasta gama de derivados de petróleo, petroquímicos e gás liquefeito de petróleo. Pela lei, o governo federal deve deter a maioria do capital votante da Petrobras e, desde 2001, detém 40% do capital total e 58% do seu capital votante.

Em sua escala nacional, a Fitch atribui o rating ‘AAA(bra)’ à dívida sênior sem garantias da Petrobras. Os ratings da Petrobras baseiam-se nas

reservas substanciais comprovadas de hidrocarboneto e na crescente exploração e produção da empresa, que inclui um volume mais significativo de negócios internacionais, podendo levar à potencial mudança para uma posição líquida de exportações no início de 2006. A Petrobras beneficia-se, ainda, de sua posição de liderança na exploração e produção offshore, dos preços internacionais dos produtos, da bem-sucedida reestruturação da empresa e do mercado na adequação para padrões financeiros mais transparentes e da participação dominante no mercado local.

Estes fatores são atenuados pela vulnerabilidade às flutuações dos preços internacionais de commodities; exposição a interferências políticas; risco da variação cambial; concentração de receitas no mercado local; estrutura de dívida ainda fortemente atrelada a moedas estrangeiras; além da necessidade de investimentos significativos a médio prazo. A posição do governo como detentor da maioria do capital votante, garantida por lei, entretanto, reforça a possibilidade do mesmo vir a influenciar a estratégia da empresa e as decisões políticas de longo prazo. A combinação do controle do governo, em última instância, com o foco significativo no mercado local continua a influenciar o rating da empresa.

O perfil financeiro da Petrobras reflete sua crescente flexibilidade e fortes medidas de proteção ao crédito, que foram recentemente beneficiadas pelo aumento global dos preços do hidrocarboneto e outros produtos. A Fitch reconhece o efeito positivo sobre o crédito das medidas direcionadas ao mercado e implementadas nos últimos cinco anos, assim como as melhorias observadas nas práticas de governança corporativa. A abertura à participação privada, a desregulamentação, o forte compromisso da administração para aumentar a transparência financeira, a reorganização e modernização da empresa e o agressivo desenvolvimento da exploração e produção, aliados a estratégias da cadeia de valor, devem fortalecer as bases do crédito da empresa. Apesar da coordenação entre o planejamento dos negócios da empresa e as autoridades federais, isso não parece ter impactado os esforços no sentido de melhorar a eficiência operacional e aumentar os volumes de exploração e produção ou a adesão às melhores práticas financeiras. A Petrobras está em processo de conclusão da revisão anual de seu planejamento estratégico, que deverá ser anunciada nos próximos meses.

Eventos de Amortização/LiquidaçãoDe acordo com o Termo de Securitização da emissão, na ocorrência de certos eventos, conforme

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citados a seguir, o agente fiduciário da operação irá proceder com a convocação de uma assembléia de investidores para deliberar se tal evento constitui, ou não, em amortização antecipada dos CRIs. Caso os investidores decidam por liquidar antecipadamente a operação, a RBSEC deverá efetuar o pronto pagamento do saldo nominal dos CRIs em circulação, acrescido de correção monetária, juros e multas. Estes eventos incluem:

1. inadimplemento de qualquer das obrigações pecuniárias previstas no Termo de Securitização, desde que o mesmo perdure por mais de 10 (dez) dias corridos, sem prejuízo da incidência dos encargos moratórios previstos;

2. falta de cumprimento, pela securitizadora, de qualquer das obrigações não pecuniárias previstas no Termo de Securitização, desde que não sanadas em 30 (trinta) dias contados de aviso por escrito que lhe for enviado pelo agente fiduciário ou pelos titulares dos CRI;

3. extinção por qualquer forma ou motivo do Contrato de Locação, ocorrência do término antecipado do Contrato de Locação, ou ocorrência de qualquer outra hipótese de rescisão prevista no Contrato de Locação;

4. falência, insolvência, apresentação de requerimento de recuperação judicial ou propositura de plano de recuperação extrajudicial, formulado pela Securitizadora ou por qualquer credor da Securitizadora, que não seja extinto ou rejeitado dentro de até trinta dias contados da data de sua propositura, dissolução ou liquidação, alteração de controle, cisão ou incorporação da securitizadora;

5. falência, insolvência, apresentação de requerimento de recuperação judicial ou propositura de plano de recuperação extrajudicial, formulado pela Petrobras ou por qualquer credor da Petrobras, que não seja extinto ou rejeitado dentro de até noventa dias contados da data de sua propositura, dissolução, liquidação ou extinção da Petrobras;

6. no caso de vencimento antecipado de uma ou mais obrigações da Petrobras cujo o valor considerado em conjunto seja igual ou superior ao valor equivalente em moeda corrente nacional a USD 100.000.000,00 (cem milhões de dólares dos Estados Unidos da América), exceto se este vencimento antecipado ocorrer em razão da incapacidade ou impossibilidade da Petrobras de converter reais em dólares dos Estados Unidos da América ou outra moeda estrangeira para satisfazer essas obrigações, não sendo consideradas hipóteses de vencimento antecipado das obrigações aqui previstas o pré-

pagamento no instrumento evidenciando tal obrigação, por opção da Petrobras;

7. no caso de não pagamento pela Petrobras, na respectiva data de vencimento, de uma ou mais dívidas líquidas e certas, inclusive aquelas oriundas de cumprimento de garantias, cujo o valor, considerado em conjunto seja igual ou superior ao valor equivalente em moeda corrente nacional a USD 100.000.000,00 (cem milhões de dólares dos Estados Unidos da América), exceto se esse não pagamento ocorrer em razão da incapacidade ou impossibilidade da Petrobras de converter reais em dólares dos Estados Unidos da América ou outra moeda estrangeira para satisfazer essas obrigações.

8. no caso de o somatório do valor total de quaisquer ações judiciais e/ou administrativas movidas contra a securitizadora de natureza fiscal, previdenciária ou trabalhista, e quaisquer passivos de mesma natureza reportadas ao agente fiduciário, através da revisão trimestral realizada por empresa de auditoria contratada, seja superior a 15% do somatório do PL da securitizadora mais o saldo devedor da totalidade dos recebíveis objeto de lastro de emissões de CRIs realizada pela Rio Bravo que estejam em circulação. No entanto, é descaracterizado o evento de vencimento antecipado caso, quinze dias depois da data de divulgação da revisão trimestral pela empresa de auditoria, tenha sido constituída provisão pela securitizadora no montante integral dos valores reportados e/ou tenha sido efetuada a integral liquidação dos passivos e/ou das obrigações em questão sem qualquer redução do patrimônio separado.

Na ocorrência dos eventos 1 e 3 acima listados, o agente fiduciário irá automaticamente proceder com a liquidação antecipada dos CRIs, sem a necessidade de convocação de assembléia de investidores.

Análise da Cobertura do Fluxo de Caixa A Fitch analisou o fluxo de caixa da operação pelo período de dez anos, de modo a verificar sua capacidade de cobrir adequadamente o serviço anual de dívida dos CRIs emitidos. As despesas operacionais relativas à operação não foram consideradas na análise do fluxo de caixa, uma vez que serão cobertas pelo pagamento da parcela A do aluguel, diretamente ao FII.

O preço de aquisição dos créditos imobiliários pela RBSEC é equivalente ao valor da captação dos CRIs, resultando em spread zero. Conseqüentemente, a RBSEC não gerará resultados que impliquem em incidência de PIS, Cofins e imposto de renda. Assim, a incidência desses impostos não foi considerada

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pela Fitch na análise do fluxo de caixa. Em resumo, ao longo da operação, o índice de cobertura do serviço da dívida se manterá em 1,0 vez. A periodicidade e base idêntica dos ajustes pela inflação eliminam a possibilidade de desequilíbrio entre o fluxo de pagamentos das parcelas e o serviço da dívida da operação.

MonitoramentoA Fitch acompanha o desempenho desta operação em base regular e freqüente. Tal acompanhamento visa assegurar que os ratings atribuídos continuam refletindo, apropriadamente, o perfil de risco das cotas emitidas.

Os detalhes sobre o desempenho desta operação estão disponíveis na área de monitoramento de operações estruturadas da Fitch no website www.fitchratings.com.br.

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FINANÇAS ESTRUTURADAS Relatório Preliminar de Nova Emissão

Este Relatório Preliminar de Nova Emissão aborda a estrutura e as característicasda transação proposta e é baseado em informações fornecidas à Moody's em 23de agosto de 2005. Após o recebimento e revisão conclusiva de toda a docu-mentação legal, de maneira satisfatória, a Moody's irá designar um rating defini-tivo para esta transação, o qual pode vir a ser diferente do rating apresentadoneste Relatório Preliminar. A Moody's disseminará a atribuição do rating definitivoatravés de seu serviço de contato com investidores.

31ª Série da Primeira Emissão de Cert if icados de Recebíveis Imobiliários da Rio Bravo Securit izadora S.A.

DATA DE FECHAMENTO:A ser definido.

AUTORA:

Maria I. MullerSenior Vice PresidentStructured Finance GroupLatin America(212) 553-4309Maria.Muller@moodys.com

CONTATOS:

Roberto WatanabeAVP/AnalystStructured Finance GroupLatin America(011 55) 11 3043-7306Roberto.Watanabe@moodys.com

Susan KnappManaging DirectorStructured Finance Group(212) 553-1405Susan.Knapp@moodys.com

CONTATO COM INVESTIDORES:

Brett HemmerlingInvestor Liaison(212) 553-4796Brett.Hemmerling@moodys.com

WEBSITE:www.moodys.com

Descrição Valor (R$)

Remuneração e Atualização

Monetária

Freqüência de

Pagamento Vencimento

Escala Nacional Brasileira

Escala Global de

Moeda Local

CRIs 200.000.000,20 8,45% a.a. (IGP-M/FGV)

Anual Agosto/2015 (P) Aaa.br (P) Baa3

OPINIÃOA Moody's América Latina (Moody's) atribuiu ratings preliminares (P)Aaa.br em suaEscala Nacional Brasileira1 e (P)Baa3 na sua Escala Global de Moeda Local para a31ª Série da Primeira Emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários (a "Emis-são") da Rio Bravo Securitizadora S.A. (a "Emissora"). Os Certificados de Rece-bíveis Imobiliários ("CRIs") terão como lastro a cessão à Emissora de créditosimobiliários (os "Créditos") decorrentes de um Contrato de Locação de Unidadessob Encomenda (o "Contrato de Locação") celebrado entre (i) o Fundo de Investi-mento Imobiliário RB Logística ("FII") como locador e cedente dos Créditos e (ii) aPetróleo Brasileiro S.A. - Petrobras ("Petrobras") como locatária. Tanto a Emissãocomo o Contrato de Locação têm prazo de 10 anos. Os recursos advindos daEmissão serão utilizados pela Emissora na aquisição dos Créditos de titularidadedo FII, que por sua vez utilizará tais recursos no desenvolvimento de um projeto deedificações sob encomenda do tipo "built-to-suit" (as "Unidades"), a ser supervi-sionado pela Petrobras.Os ratings preliminares estão baseados nos seguintes fatores principais:• A estrutura da Emissão, a qual possibilita o pagamento pontual de valores locatí-

cios pela Petrobras em valor suficiente à amortização integral do saldo devedordos CRIs;

• A capacidade da Petrobras (rating de emissor Aaa.br na Escala NacionalBrasileira e A2 na Escala Global de Moeda Local) de efetuar os pagamentos dosvalores locatícios decorrentes do Contrato de Locação, bem como de pagarquaisquer valores indenizatórios que venham a ser devidos nos termos do Con-trato de Locação, inclusive aqueles decorrentes de atraso na entrega dasUnidades; e

• As características legais e estruturais da Emissão.

1 Os Ratings da Moody's em Escala Nacional são opiniões sobre a condição de crédito relativa de emissores dentro de um país em particular e não foram concebidos para serem comparados entre países. Os Ratings em Escala Nacional têm um modificador por país, neste caso .br significa que o rating de crédito é um Rating em Escala Nacional para uma entidade brasileira.

August 26, 2005

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2 • Moody’s Investors Service 31ª Série da Primeira Emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários da Rio Bravo Securitizadora

RESUMO DO RATING

Visão Geral da EmissãoOs CRIs serão last reados por créditos imobiliár ios a serem pagos pela PetrobrasOs CRIs serão emitidos pela Rio Bravo Securitizadora S.A.2, uma companhia securitizadora criada após a pro-mulgação da Lei no 9514/97 do Sistema Financeiro Imobiliário, com o propósito específico de emitir CRIs nomercado de capitais brasileiro lastreados por créditos de natureza imobiliária. Os CRIs terão como lastro os Créditos cedidos à Emissora, os quais decorrem da Parcela B do valor locatícioprevisto no Contrato de Locação, com prazo de 10 anos. Em função da cessão, a Petrobras se obrigou apagar valores locatícios anuais à Emissora em valor suficiente e em até dois dias úteis antes das datas deamortização do saldo devedor dos CRIs. Além da Parcela B, o Contrato de Locação também prevê uma Par-cela A do valor locatício, a qual não foi cedida e será paga pela Petrobras diretamente ao FII, servindo para opagamento integral de despesas e taxas da Emissão.Os CRIs serão atualizados monetariamente pela variação do IGP-M/FGV e pagarão juros remuneratórios fixosde 8,45% ao ano, incidentes sobre o valor nominal atualizado não amortizado dos CRIs. As amortizações dosCRIs se darão após um período de carência de dois anos, e serão feitas em oito parcelas anuais e sucessivas.No âmbito da Emissão, a Petrobras, que é exclusiva proprietária dos terrenos onde as Unidades serão con-struídas3, concedeu ao FII o direito real de superfície sobre as áreas de tais terrenos ("Direito de Superfície") e,em contrapartida, recebeu quotas de emissão do FII. Através da celebração do Contrato de Locação (e dacessão, pelo FII à Emissora, dos Créditos oriundos deste Contrato), o FII será obrigado a construir as Unidadessobre a superfície dos terrenos de acordo com as especificações e a supervisão da Petrobras4, a qual se tor-nará locatária das Unidades quando da conclusão da construção. De acordo com o seu regulamento, o FII tem por objeto atuar na viabilização de projetos de natureza imobiliáriade interesse e à critério da Petrobras, que é detentora de 99% das quotas do FII (o restante das quotas é depropriedade da Pentágono S.A. DTVM, na qualidade de agente fiduciário da Emissão). O FII é administradopela Rio Bravo Investimentos S.A. DTVM ("RBI"), instituição financeira controlada pelo Grupo Rio Bravo. Nahipótese do FII vir a participar de outros projetos imobiliários, a Petrobras será responsável por todos os custose passivos decorrentes de tais outros projetos.Enquanto houverem CRIs em circulação, qualquer decisão do FII que venha a afetar os direitos dos titularesdos CRIs necessitará do voto dos titulares de 100% das quotas do FII (o que, conseqüentemente, gera anecessidade de anuência do agente fiduciário dos CRIs). Adicionalmente, tanto a Petrobras como o agentefiduciário não poderão ceder ou transferir as suas respectivas quotas do FII enquanto houverem CRIs em circu-lação.

2 A Emissora é administrada e controlada pelo Grupo Rio Bravo (com 60% de seu capital). Os demais acionistas da Emissora são o GMAC-RFC(com 20% de seu capital) e o International Finance Corporation (com 20% de seu capital).

3 Dois lotes de terreno localizados no município de Macaé, no Estado do Rio de Janeiro.4 A construtora Hochtief do Brasil S.A foi inicialmente contratada pela Petrobras através de licitação. A Petrobras cedeu ao FII seu interesse indiviso

sobre todos os direitos e obrigações oriundos do contrato de construção e montagem celebrado com a Hochtief do Brasil S.A e demais contratos relacionados à construção das Unidades (os "Contratos da Construção").

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31ª Série da Primeira Emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários da Rio Bravo Securitizadora Moody’s Investors Service • 3

ESTRUTURA DA EMISSÃO

1. A Petrobras e o agente fiduciário (Pentágono S.A. DTVM) celebram entre si um Acordo de Quotistas, o qualestabelece que: (i) qualquer decisão do FII que venha afetar os direitos dos titulares dos CRIs necessitarádo voto dos titulares de 100% das quotas e (ii) as quotas de titularidade da Petrobras e do agente fiduciárionão poderão ser cedidas ou transferidas enquanto houver CRIs em circulação.

2. Em contrapartida às quotas subscritas, a Petrobras cede ao FII o Direito de Superfície para a construçãodas Unidades, as quais serão locadas pela Petrobras após a conclusão da construção.

3. A Petrobras e o FII celebram o Contrato de Locação.4. O FII cede à Emissora os Créditos oriundos da Parcela B do valor locatício previsto no Contrato de

Locação. A Parcela A do valor locatício será utilizada para pagar as despesas da Emissão.5. A Emissora emite CRIs lastreados nos Créditos. O Banco Santander Brasil S.A. será o coordenador da

colocação dos CRIs.6. Os recursos provenientes da Emissão são utilizados para aquisição dos Créditos. 7. O FII utiliza tais recursos na construção das Unidades, sob a supervisão da Petrobras. 8. Após a conclusão da construção das Unidades, a Petrobras realiza o pagamento anual dos valores locatí-

cios à Emissora, o qual é utilizado para a amortização do saldo devedor dos CRIs.

FUNDAMENTOS DE RATINGA capacidade da Pet robras de efetuar os pagamentos de valores locat ícios A amortização do saldo devedor dos CRIs será realizada através do pagamento de valores locatícios pelaPetrobras, a qual possui rating de emissor Aaa.br na Escala Nacional Brasileira e A2 na Escala Global deMoeda Local. Conseqüentemente, os ratings preliminares atribuídos à Emissão são estritamente dependentesda qualidade de crédito da Petrobras como locatária.Um evento de inadimplemento no pagamento do valor locatício pela Petrobras, que não seja sanado em até 10dias, acarretará um evento de vencimento antecipado tanto no Contrato de Locação como no Termo de Secu-ritização da Emissão. Em tal evento, a Petrobras estará obrigada a pagar à Emissora um valor indenizatórioequivalente ao saldo devedor dos CRIs5.

5 Neste caso, os titulares de CRIs não terão direito às Unidades (as quais continuarão de propriedade do FII), bem como aos terrenos (os quais con-tinuarão de propriedade da Petrobras).

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4 • Moody’s Investors Service 31ª Série da Primeira Emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários da Rio Bravo Securitizadora

A Pet robras cobrirá os r iscos de performance da const rução das UnidadesO período de construção das Unidades será de dois anos, coincidindo com o período de carência na amortiza-ção do saldo devedor dos CRIs. Caso a construção não seja concluída até o final do período de carência,observados os períodos de cura previstos no Contrato de Locação, tal evento ensejará o vencimento anteci-pado da Emissão, onde a Petrobras se obriga a pagar à Emissora um valor indenizatório equivalente ao saldodevedor dos CRIs.

Se houver atrasos na construção, a Petrobras terá a opção de:

• Resilir o Contrato de Locação, o que representa um evento de vencimento antecipado da Emissão, onde aPetrobras deverá pagar o valor indenizatório equivalente ao saldo devedor dos CRIs; ou

• Assumir a continuidade da construção das Unidades e, se for o caso, proceder à contratação de nova con-strutora para concluir a obra no prazo máximo de 11 meses. Neste caso, a Petrobras deverá pagar multaequivalente aos valores locatícios que deveriam ter sido pagos durante este período. Se a construção dasUnidades não for concluída em até 11 meses, o Contrato de Locação será considerado automaticamenteresilido e a Petrobras deverá pagar o valor indenizatório equivalente ao saldo devedor dos CRIs.

A Petrobras também cobrirá r iscos de sinist ros, danos, acidentes, r iscos ambientais e de desapropriaçãoA Petrobras irá, às suas expensas, durante todo o prazo do Contrato de Locação, cobrir todos os riscos desinistros, danos, acidentes e riscos ambientais. No caso de desapropriação total ou parcial das Unidades, aPetrobras se obriga a pagar o valor indenizatório equivalente ao saldo devedor dos CRIs.

A Pet robras cobrirá todas as despesas, taxas, e t r ibutos relat ivos à const rução e à EmissãoA Petrobras se obriga a pagar (i) todas as despesas, taxas e tributos associadas à construção e entrega dasUnidades, bem como (ii) todas as despesas, taxas e tributos associadas à Emissão.Os titulares de CRIs se beneficiam por não assumirem qualquer responsabilidade solidária ou subsidiária por (i)quaisquer outros tributos6, e (ii) despesas e taxas nos termos do Termo de Securitização da Emissão, os quaissejam aplicáveis à Emissora, ao FII, à Petrobras, ou a qualquer outra parte da Emissão, os quais continuarãosendo de responsabilidade exclusiva das respectivas partes.

Eventos de vencimento antecipado do Cont rato de LocaçãoOs eventos de vencimento antecipado no Contrato de Locação incluem:• Falência, insolvência, apresentação de requerimento de recuperação judicial ou propositura de plano de

recuperação extrajudicial, formulado pela Petrobras ou por qualquer credor da Petrobras;• Extinção do Direito de Superfície por qualquer motivo;• Inadimplemento pela Petrobras no pagamento dos valores locatícios ou da multa compensatória na corre-

spondente data devida, sem que tal inadimplemento seja sanado em até 10 dias;• Inadimplemento pela Petrobras do cumprimento de qualquer outra de suas obrigações decorrentes do

Contrato de Locação (incluindo a supervisão da construção das Unidades), sem que tal inadimplementoseja sanado em até 60 dias; e

• Declaração do vencimento antecipado dos CRIs, nos termos do Termo de Securitização.

A Pet robras pode rescindir voluntar iamente o Cont rato de Locação a qualquer momentoA Petrobras poderá, ainda, a seu exclusivo critério, rescindir unilateralmente o Contrato de Locação, a qualquertempo, mediante comunicação com antecedência de 30 dias, ficando, neste caso, sujeita ao pagamento dovalor indenizatório equivalente ao saldo devedor dos CRIs, acrescido de prêmio pela rescisão antecipada.

Risco de que os passivos e/ou potenciais passivos de natureza f iscal, previdenciár ia e/ou t rabalhista possam concorrer de forma privilegiada com a inst ituição de regime f iduciár io sobre os CréditosApesar da Emissora ter instituído regime fiduciário sobre os Créditos, tal qual possibilita a Lei no 9.514/97, ospassivos e/ou potenciais passivos de natureza fiscal, previdenciária e/ou trabalhista que a Emissora eventual-mente venha a ter poderão concorrer de forma privilegiada com os titulares dos CRIs sobre o produto da real-ização dos Créditos, tal qual o disposto na Medida Provisória no 2.158-35, em seu artigo 76.

6 Dependendo do regime tributário aplicável a cada titular de CRIs, poderá haver o recolhimento de imposto de renda a incidir no pagamento de ren-dimento e atualização monetária.

350

31ª Série da Primeira Emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários da Rio Bravo Securitizadora Moody’s Investors Service • 5

A Moody's acredita em uma baixa probabilidade de que a Emissora venha a ter tais passivos, devido aosseguintes fatores:

• A Emissora atualmente possui apenas dois empregados, e não possui planos de aumentar o seu quadro defuncionários. Portanto, o risco de passivos de ordem trabalhista e previdenciária é baixo.

• O GMAC-RFC e o International Finance Corporation (IFC) recentemente se tornaram acionistas da Emis-sora. A Moody's acredita ser baixa a probabilidade de que estes acionistas não venham a tomar as devidasmedidas de forma a solucionar quaisquer passivos de ordem fiscal, trabalhista e/ou previdenciária da Emis-sora.

• Devido ao fato da Emissora ser companhia aberta, e atuar de acordo com a regulamentação da Comissãode Valores Mobiliários, suas demonstrações financeiras são auditadas trimestralmente. É requisito que orelatório de auditoria aponte quaisquer passivos ou potenciais passivos de natureza fiscal, previdenciária e/ou trabalhista da Emissora. Como a Petrobras possui o direito de rescindir unilateralmente o Contrato deLocação mediante comunicação com antecedência de 30 dias, acarretando o resgate antecipado dosCRIs, é possível que a Petrobras decida por fazê-lo antes de que tal passivo da Emissora venha a constituirum evento de vencimento antecipado da Emissão.

A Moody's levou em consideração o risco de credores privilegiados, tal qual previsto na MP2158-35, na atri-buição de ratings à esta Emissão. Em razão desta análise, A Moody's atribuiu à Emissão o rating (P)Baa3 nasua Escala Global de Moeda Local, equivalente ao rating (P)Aaa.br na Escala Nacional Brasileira.

ASPECTOS LEGAISA Emissão se beneficia dos seguintes aspectos legais e estruturais:

Instituição de Regime Fiduciário sobre os CréditosTal qual o disposto na Lei nº 9.514, de 20 de novembro de 1997, a Emissora instituiu o regime fiduciário sobreos Créditos, os quais serão destacados do patrimônio da Emissora a fim de lastrear a Emissão. Tais Créditosestão livres e desembaraçados de quaisquer ônus ou obrigações (i) da Emissora e/ou (ii) do cedente de taisCréditos (o FII). A Moody's receberá opinião legal fornecida pelos assessores jurídicos da Emissão confir-mando este entendimento.

Exeqüibilidade do Pagamento do Valor Indenizatório A exeqüibilidade perante a legislação em vigor do valor indenizatório equivalente ao saldo devedor dos CRIsdeve-se ao caráter personalíssimo e atípico das relações jurídicas do Contrato de Locação, constituindo con-tra-prestação e retorno pelos investimentos substanciais realizados para a construção das Unidades, a títulode perdas e danos. Tal exeqüibilidade será confirmada em opinião legal a ser fornecida pelos assessores jurídi-cos da Emissão.

Renúncia da Revisão Judicial do Valor LocatícioÉ válido o dispositivo onde as partes do Contrato de Locação declararam a renúncia, em comum acordo, dequalquer alegação de adequação dos valores locatícios a valores de mercado para fins de ação revisional dealuguel, tal qual o disposto no artigo 19 da Lei nº 8.245. A Moody's receberá opinião legal fornecida pelosassessores jurídicos da Emissão confirmando este entendimento.

A PETROBRASA Moody's atribui à Petrobras um rating A2 na Escala Global de Moeda Local e Aaa.br na Escala NacionalBrasileira.

Aspectos de Crédito Posit ivos• Substanciais ativos e receitas;• Expressivas reservas de hidrocarbonetos e capacidade de refino;• Posição de liderança no Brasil;• Natureza integrada das operações; e• Forte crescimento esperado de produção de óleo.

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6 • Moody’s Investors Service 31ª Série da Primeira Emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários da Rio Bravo Securitizadora

Desafios do Crédito• Risco de interferência governamental;• Atualmente não é um exportador significativo;• Riscos de transferência e de convertibilidade relativamente altos;• Grande proporção de dívida em moeda estrangeira; e• Risco ambiental.

Fundamentos do Rat ing da PetrobrasA Petrobras é uma empresa de petróleo integrada, com 55,7% de seu capital controlado pela República Fed-erativa do Brasil. De acordo com a metodologia de rating GRI ("Government-Related Issuers") da Moody's, orating A2 na Escala Global de Moeda Local reflete a combinação dos seguintes fatores:• Avaliação de crédito fundamental de 4 (numa escala de 1 a 6, onde 1 representa o risco de crédito mais baixo);• Rating Ba3 de Escala Global de Moeda Local da República Federativa do Brasil;• Baixa dependência; e• Elevado suporte.A avaliação de crédito fundamental em nível 4 para a Petrobras reflete seus substanciais ativos e receitas, suaposição dominante no setor de petróleo no Brasil, a natureza integrada de suas operações, suas expressivasreservas de hidrocarbonetos e as fortes perspectivas de crescimento para a sua produção de petróleo tantodomesticamente como internacionalmente. Entretanto, a análise fundamental de crédito da Petrobras tambémconsidera o seu "status" de empresa estatal sujeita a restrições orçamentárias, o fato de atualmente não serum exportador significativo, a alta proporção de dívida em moeda estrangeira em sua estrutura de capital, e osdesafios para melhorar a segurança e os impactos ambientais de suas operações.A Petrobras é a maior empresa do Brasil e detém uma dominante parcela de mercado no setor de petróleo.Suas substanciais reservas comprovadas de hidrocarbonetos e a produção existente as colocam entre asmaiores petrolíferas do mundo. Suas operações integradas proporcionam uma grande estabilidade de lucros ede fluxo de caixa.Os resultados da Petrobras estão incluídos nas metas de superávit primário da República Federativa do Brasil,o que pode representar certas restrições orçamentárias quanto à capacidade de seus níveis de investimentos.A Moody's acredita que o sucesso da Petrobras em atingir suas metas de produção dependerá de suacapacidade de limitar atrasos nos projetos e de atrair capital suficiente.Durante os períodos de (i) preços elevados de petróleo e/ou de (ii) de desvalorização cambial, a Petrobras podenão ser capaz de repassar tais aumentos aos consumidores do mercado interno do Brasil. Contudo, tal fatonão tem impactado o seu nível de lucratividade, bem como a sua capacidade de geração de caixa, a ponto deafetar os seus ratings.A alavancagem financeira da Petrobras (medida através de "RCF / Adjusted Debt") parece alto em relação àmedia de seus competidores internacionais. Contudo, em vista dos significativos saldos em caixa (medidosem U.S. GAAP), os quais são superiores à sua necessidade de liquidez (US$ 6,6 bilhões em 31-março de2005), tal nível de alavancagem permanece apropriado para seus ratings.O fato da Petrobras apresentar baixa dependência em relação à República Federativa do Brasil reflete o nívelde suporte esperado para atingir as suas metas de superávit fiscal.O rating Ba1 dos títulos de dívida em moeda estrangeira da Petrobras reflete tanto o rating na Escala Global deMoeda Local da Petrobras, bem como o grau de interferência da República Federativa do Brasil, a qual aMoody's antecipa para os eventuais períodos de estresse. Favor referir-se ao Comentário Especial daMoody's intitulado "Piercing the Country Ceiling: An Update" e datado de janeiro de 2005.

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31ª Série da Primeira Emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários da Rio Bravo Securitizadora Moody’s Investors Service • 7

Perspect iva do rat ingA perspectiva para os ratings da Petrobras é positiva.

• O Que Poderia Alterar o Rating Para CIMA• Melhora no rating B1 da República Federativa do Brasil para as suas obrigações em moeda estrangeira no

longo prazo ("country ceiling"), bem como de um significativo aumento nas receitas de exportações ouprodução internacional.

• O Que Poderia Alterar o Rating Para BAIXOExcessiva interferência da República Federativa do Brasil, prejudicando (i) o seu nível de lucratividade e (ii) a suacapacidade de geração de caixa, incluindo a imposição de impostos a título oneroso, ou uma deterioração sig-nificativa da sua posição de liquidez em relação à sua dívida ajustada.

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8 • Moody’s Investors Service 31ª Série da Primeira Emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários da Rio Bravo Securitizadora

Doc ID# SF61056

Direito Autoral: 2005 Moody’s Investors Service, Inc., 99 Church Street, Nova York, Nova York 10007 e/ou qualquer uma de suas subsidiárias, incluindo Moody’s Assurance Company, Inc., e Moody’sAmérica Latina Ltda.(conjuntamente “MOODY’S”); Av. das Nações Unidas, 12.551 — 17o andar; CEP 04578-903; São Paulo; SP — Brasil. Todos os direitos reservados. TODAS AS INFORMAÇÕESCONTIDAS NESTE DOCUMENTO SÃO PROTEGIDAS POR DIREITOS AUTORAIS EM NOME DA MOODY’S INVESTORS SERVICE, INC ou qualquer uma de suas subsidiárias, incluindo Moody’sAmérica Latina Ltda., E NENHUMA DESSAS INFORMAÇÕES PODE SER COPIADA OU DE OUTRA FORMA REPRODUZIDA, REEMBALADA, AINDA TRANSMITIDA, TRANSFERIDA, DIVULGADA,REDISTRIBUÍDA OU REVENDIDA OU ARMAZENADA PARA USO SUBSEQÜENTE PARA QUALQUER DESSES FINS, NO TODO OU EM PARTE, EM QUALQUER FORMA OU MANEIRA OU PORQUALQUER MEIO QUE SEJA, POR QUALQUER PESSOA SEM O PRÉVIO CONSENTIMENTO POR ESCRITO DA MOODY’S. Todas as informações contidas neste documento são obtidas pela MOODY’Sde fontes por ela consideradas como sendo precisas e confiáveis. Devido à possibilidade de erro humano ou mecânico bem como outros fatores, contudo, essas informações são fornecidas “como estão”sem garantia de qualquer tipo e a MOODY’S, especificamente, não faz qualquer declaração ou concede qualquer garantia, expressa ou implícita, quanto à precisão, pontualidade, inteireza,comerciabilidade ou adequação a qualquer fim específico de qualquer dessas informações. Sob nenhuma circunstância a MOODY’S terá qualquer responsabilidade perante qualquer pessoa física oujurídica por (a) quaisquer prejuízos ou danos, no todo ou em parte, sofridos por, resultantes de ou referentes a qualquer erro (por negligência ou de outra forma) ou outra circunstância ou contingência,dentro ou fora do controle da MOODY’S ou de qualquer de seus diretores, administradores, empregados ou agentes em relação à obtenção, coleta, compilação, análise, interpretação, comunicação,publicação ou entrega de qualquer dessas informações, ou (b) quaisquer danos diretos, indiretos, especiais, imprevistos, compensatórios ou inerentes de qualquer natureza (incluindo sem limitações,perda de lucros), mesmo se a MOODY’S for informada antecipadamente da possibilidade desses danos, resultantes do uso ou incapacidade de uso, de qualquer dessas informações. Os ratings de créditoe os comentários nos relatórios de análise financeira, se houver, que fazem parte das informações contidas neste documento, são e devem ser interpretados somente como declaração de opinião e nãodeclaração de fato ou recomendações de compra, venda ou detenção de quaisquer valores mobiliários. NENHUMA GARANTIA, EXPRESSA OU IMPLÍCITA, QUANTO À PRECISÃO, PONTUALIDADE,INTEIREZA, COMERCIABILIDADE OU ADEQUAÇÃO A QUALQUER FIM ESPECÍFICO DE QUALQUER RATING OU OUTRA OPINIÃO OU INFORMAÇÃO É DADA PELA MOODY’S DE QUALQUERFORMA OU MANEIRA QUE SEJA. Cada rating ou outra opinião deve ser pesada como apenas um fator em qualquer decisão de investimento tomada por, ou em nome de, qualquer usuário dasinformações contidas neste documento e cada um desses usuários deve, conseqüentemente, realizar seu próprio estudo e avaliação de cada valor mobiliário, de cada emissor e garantidor de, de cadafornecedor de apoio de crédito para, cada valor mobiliário que ele possa considerar comprar, deter ou vender.A MOODY’S neste ato divulga que a maioria dos emissores de valores mobiliários de dívida (incluindo títulos corporativos e municipais, debêntures, notes e notas promissórias) e de ações preferenciais

classificadas pela MOODY’S se obrigou, antes da atribuição de qualquer rating, a pagar a MOODY’S, por serviços de avaliação e rating por ela prestados, taxas de US$1.500 a US$2.400.000. A Moody’sCorporation (MCO) e sua subsidiária integral, a agência de classificação de risco Moody’s Investors Service (MIS), também mantêm políticas e procedimentos a fim de atender à independência dos ratingse dos processos de rating da MIS. Informações acerca de certas afiliações que possam existir entre diretores da MCO e entidades classificadas por ratings, e entre entidades que possuem ratings da MIS etambém informaram publicamente à SEC (Security and Exchange Commission — EUA) participação acionária maior que 5% na MCO, são postadas anualmente no website da Moody’s —www.moodys.com — sob o tópico “Shareholder Relations — Corporate Governance — Director and Shareholder Affiliation Policy.”

SUMÁRIO DA EMISSÃOEmissão: 31ª Série da Primeira Emissão de Certificados de Recebíveis Imobil-

iários da Rio Bravo Securitizadora S.A.Emissora: Rio Bravo Securitizadora S.A.Lastro: Créditos imobiliários decorrentes de Contrato de Locação de

Unidades sob Encomenda celebrado entre (i) Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística (FII) e (ii) Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (pelo prazo de 10 anos) e cedidos à Emissora

Agente Fiduciário: Pentágono S.A. DTVMMontande da Emissão: R$ 200.000.000,20Prazo: 10 anosAtualização Monetária: IGP-M/FGVRemuneração: Juros remuneratórios de 8,45% ao ano, incidentes sobre o valor

nominal atualizado não amortizado dos CRIAmortização Programada: Período de carência de dois anos. Após a carência, os CRIs serão

amortizados em 8 parcelas anuais e sucessivasBanco Coordenador: Banco Santander Brasil S.A.Banco Liquidante dos CRIs: Banco Itaú S.A.Assessor Jurídico: Souza, Cescon Avedissian, Barrieu e Flesch

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ABS - 2005 - 10 - 00032

Av. Nações Unidas, 12.551 – 16º - WTC CEP 04578-903 – São Paulo – SP – Brasil

Tel: (55-11) 3043-7300 Fax: (55-11) 3043-7311

www.moodys.com.br São Paulo, 17 de outubro de 2005

ÀRio Bravo Securitizadora S.A. Avenida Chedid Jafet, 222, Bloco B – 3º Andar São Paulo – SP Sr. Glauber da Cunha Santos

Ref: Trigésima Primeira Série da Primeira Emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários da Rio Bravo Securitizadora S.A. (a “Emissão”)

Prezados Senhores,

Atendendo à sua solicitação, gostaríamos de informar que, no âmbito do Contrato para Classificação de Risco de Crédito, celebrado em 29 de julho de 2005 entre a Moody's América Latina Ltda. (“Moody’s”) e a Rio Bravo Securitizadora S.A. (“Rio Bravo”), a Moody’s analisou as informações a ela fornecidas pela Rio Bravo em relação à Emissão, e conferiu à Emissão as classificações de Aaa.br na Escala Nacional Brasileira e Baa3 na Escala Global de Moeda Local.

As classificações atribuídas à Emissão, bem como qualquer revisão ou retirada destas, serão publicadas pela Moody’s através de todos os seus canais de comunicação. A Moody’s poderá publicar informações relacionadas à Emissão, incluindo informações a respeito dos ativos a serem cedidos no âmbito dos documentos comprobatórios da Emissão.

No âmbito dos documentos comprobatórios da Emissão, favor enviar todas as comunicações para:

Av. Nações Unidas, 12.551 – 16º - WTC CEP 04578-903 – São Paulo – SP – Brasil Tel: (55-11) 3043-7300 Fax: (55-11) 3043-7311 Email: LAMonitoring@moodys.com

Roberto.Watanabe@moodys.com

Atenciosamente,

Maria I. Muller Roberto Watanabe

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• Termo de Securitização

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• Contrato de Cessão

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• Contrato de Locação

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• Demonstrações Financeiras da Emissora relativas ao exercício social encerrado em 31.12.2004 e

pareceres dos auditores independentes (contendo a informações de 31.12.2003 e 31.12.2002)

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

Legislação Societária

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS

Reapresentação por Exigência CVM Nº CVM SEP 30/2005

Divulgação Externa

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA , SENDO OS SEUSADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

4 - NIRE

Data-Base - 31/12/2004

163.678.040-72

00287-9

Ricardo Baldin

PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes

01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

João Paulo dos Santos Pacífico

Rua Chedid Jafet, 222 Bloco B 3º andar

04551-065 SÃO PAULO SP

Vila Olímpia

011 2107-6695 - -

011 3039-6659 - -

01.04 - REFERÊNCIA / AUDITOR

EXERCÍCIO

1 - Último

2 - Penúltimo

3 - Antepenúltimo

01/01/2004

01/01/2003

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31/12/2004

31/12/2003

31/12/2002

1 - NOME

2 - ENDEREÇO COMPLETO 3 - BAIRRO OU DISTRITO

4 - CEP 5 - MUNICÍPIO

7 - DDD 8 - TELEFONE 9 - TELEFONE 10 - TELEFONE 11 - TELEX

12 - DDD 13 - FAX 14 - FAX 15 - FAX

01.02 - SEDE

Rua Chedid Jafet, 222 - Bloco B 3º andar Vila Olímpia

04551-065 SÃO PAULO

0011 2107-6600 - -

- -2107-6659011

SP

jpacifico@riobravo.com.br

1 - ENDEREÇO COMPLETO

3 - CEP 4 - MUNICÍPIO 5 - UF

6 - DDD 7 - TELEFONE 8 - TELEFONE 9 - TELEFONE 10 - TELEX

11 - DDD 12 - FAX 13 - FAX 14 - FAX

15 - E-MAIL

6 - UF

jpacífico@riobravo.com.br

16 - E-MAIL

1 - DATA DE INÍCIO DO EXERCÍCIO SOCIAL 2 - DATA DE TÉRMINO DO EXERCÍCIO SOCIAL

2 - BAIRRO OU DISTRITO

4 - NOME/RAZÃO SOCIAL DO AUDITOR 5 - CÓDIGO CVM

6 - NOME DO RESPONSÁVEL TÉCNICO 7 - CPF DO RESP. TÉCNICO

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CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

Legislação Societária

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

Reapresentação por Exigência CVM Nº CVM SEP 30/2005

Divulgação Externa

Data-Base - 31/12/2004

01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA

01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS

1 - ÍTEM 2 - CNPJ 3 - DENOMINAÇÃO SOCIAL

Não Apresentado

6 - TIPO DE CONSOLIDADO

Empresa Comercial, Industrial e Outras

1 - TIPO DE EMPRESA

Operacional

2 - TIPO DE SITUAÇÃO

Privada Nacional

3 - NATUREZA DO CONTROLE ACIONÁRIO

Securitização de recebíveis imobiliários

5 - ATIVIDADE PRINCIPAL

Número de Ações

(Unidades)1

31/12/20042

31/12/20033

31/12/2002

1 - Ordinárias

2 - Preferenciais

3 - Total

Em Tesouraria

4 - Ordinárias

5 - Preferenciais

6 - Total

Do Capital Integralizado

3.182.014

0

3.182.014 3.182.014

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3.182.014

01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

3.182.014

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3.182.014

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139 - Securitização de Recebíveis

4 - CÓDIGO ATIVIDADE

01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO

1 - ÍTEM 2 - EVENTO 4 - PROVENTO 5 - INÍCIO PGTO. 6 - TIPO AÇÃO 7 - VALOR DO PROVENTO P/ AÇÃO3 - APROVAÇÃO

01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

2 - ASSINATURA1 - DATA

27/05/2005

450

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

Legislação Societária

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais)

1 - CÓDIGO 2 - DESCRIÇÃO 5 - 31/12/20024 - 31/12/20033 - 31/12/2004

Reapresentação por Exigência CVM Nº CVM SEP 30/2005

Data-Base - 31/12/2004

Divulgação Externa

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

1 Ativo Total 281.189.377354.837.794 283.970.487

1.01 Ativo Circulante 48.762.93875.457.792 53.045.657

1.01.01 Disponibilidades 2.497.1746.924.588 3.804.158

1.01.01.01 Caixa e bancos 266.1602.636.379 2.149.504

1.01.01.02 Bancos conta vinculada a receb. imob. 2.231.0144.288.209 1.654.654

1.01.02 Créditos 90.0521.135.731 912.189

1.01.02.01 Impostos a Compensar 90.052375.973 267.041

1.01.02.02 Adiantamentos a empresas ligadas 00 0

1.01.02.03 Contas a Receber 0123.722 0

1.01.02.04 Recebíveis Imobiliários Próprios 0636.036 645.148

1.01.03 Estoques 00 0

1.01.04 Outros 46.175.71267.397.473 48.329.310

1.01.04.01 Recebíveis Imobiliários 46.175.71267.397.473 48.329.310

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 230.868.491277.837.675 229.424.830

1.02.01 Créditos Diversos 00 321.258

1.02.01.01 Recebíveis Imobiliários Próprios 00 321.258

1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 1.790.0000 0

1.02.02.01 Com Coligadas 00 0

1.02.02.02 Com Controladas 00 0

1.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 1.790.0000 0

1.02.03 Outros 229.078.491277.837.675 229.103.572

1.02.03.01 Recebíveis Imobiliários 229.078.491277.837.675 229.103.572

1.03 Ativo Permanente 1.557.9481.542.327 1.500.000

1.03.01 Investimentos 1.500.0001.542.327 1.500.000

1.03.01.01 Participações em Coligadas 00 0

1.03.01.02 Participações em Controladas 00 0

1.03.01.03 Outros Investimentos 1.500.0001.542.327 1.500.000

1.03.02 Imobilizado 57.9480 0

1.03.03 Diferido 00 0

451

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

Legislação Societária

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais)

1 - CÓDIGO 2 - DESCRIÇÃO 5 - 31/12/20024 - 31/12/20033 - 31/12/2004

Reapresentação por Exigência CVM Nº CVM SEP 30/2005

Data-Base - 31/12/2004

Divulgação Externa

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

2 Passivo Total 281.189.377354.837.794 283.970.487

2.01 Passivo Circulante 48.555.78072.079.944 50.435.789

2.01.01 Empréstimos e Financiamentos 00 0

2.01.02 Debêntures 00 0

2.01.03 Fornecedores 00 0

2.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 5.593407.857 293.344

2.01.05 Dividendos a Pagar 00 0

2.01.06 Provisões 00 0

2.01.06.01 Provisão para férias 00 0

2.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 00 0

2.01.08 Outros 48.550.18771.672.087 50.142.445

2.01.08.01 Serviços Prestados a Pagar 00 0

2.01.08.02 Aluguel a Pagar 00 0

2.01.08.03 Outras Contas a Pagar 16.502220.795 31.900

2.01.08.04 Certificado de Recebíveis Imobiliários 48.461.90771.451.292 50.043.717

2.01.08.05 Receitas Antecipadas 71.7780 66.828

2.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 229.202.857277.837.675 229.161.110

2.02.01 Empréstimos e Financiamentos 00 0

2.02.02 Debêntures 00 0

2.02.03 Provisões 00 0

2.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 00 0

2.02.05 Outros 229.202.857277.837.675 229.161.110

2.02.05.01 Certificado de Recebíveis Imobiliários 229.078.491277.837.675 229.103.572

2.02.05.02 Receitas Antecipadas 124.3660 57.538

2.03 Resultados de Exercícios Futuros 00 0

2.05 Patrimônio Líquido 3.430.7404.920.175 4.373.588

2.05.01 Capital Social Realizado 5.342.0145.342.014 5.342.014

2.05.02 Reservas de Capital 00 0

2.05.03 Reservas de Reavaliação 00 0

2.05.03.01 Ativos Próprios 00 0

2.05.03.02 Controladas/Coligadas 00 0

2.05.04 Reservas de Lucro 00 0

2.05.04.01 Legal 00 0

2.05.04.02 Estatutária 00 0

2.05.04.03 Para Contingências 00 0

2.05.04.04 De Lucros a Realizar 00 0

2.05.04.05 Retenção de Lucros 00 0

2.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 00 0

2.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 00 0

2.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados (1.911.274)(421.839) (968.426)

452

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

Legislação Societária

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais)

1 - CÓDIGO 2 - DESCRIÇÃO 5 - 01/01/2002 a 31/12/20024 - 01/01/2003 a 31/12/20033 - 01/01/2004 a 31/12/2004

Reapresentação por Exigência CVM Nº CVM SEP 30/2005

Data-Base - 31/12/2004

Divulgação Externa

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

3.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 1.016.422879.134 2.173.488

3.02 Deduções da Receita Bruta (47.958)(97.271) (111.818)

3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 968.464781.863 2.061.670

3.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos 00 0

3.05 Resultado Bruto 968.464781.863 2.061.670

3.06 Despesas/Receitas Operacionais (1.165.426)(87.732) (1.023.807)

3.06.01 Com Vendas 00 0

3.06.02 Gerais e Administrativas (1.077.137)(1.130.920) (1.353.341)

3.06.02.01 Despesas com pessoal (422.109)(60.000) 0

3.06.02.02 Despesas administrativas (593.400)(1.070.920) (1.353.341)

3.06.02.03 Remuneração dos administradores (38.653)0 0

3.06.02.04 Despesas com depreciação (22.975)0 0

3.06.03 Financeiras (88.289)1.043.188 368.819

3.06.03.01 Receitas Financeiras 5.5991.111.368 466.384

3.06.03.02 Despesas Financeiras (93.888)(68.180) (97.565)

3.06.04 Outras Receitas Operacionais 00 0

3.06.05 Outras Despesas Operacionais 00 0

3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 00 (39.285)

3.07 Resultado Operacional (196.962)694.131 1.037.863

3.08 Resultado Não Operacional 00 180.245

3.08.01 Receitas 00 180.245

3.08.02 Despesas 00 0

3.09 Resultado Antes Tributação/Participações (196.962)694.131 1.218.108

3.10 Provisão para IR e Contribuição Social 0(147.544) (275.260)

3.11 IR Diferido 00 0

3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 00 0

3.12.01 Participações 00 0

3.12.02 Contribuições 00 0

3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 00 0

3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício (196.962)546.587 942.848

PREJUÍZO POR AÇÃO

LUCRO POR AÇÃO

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Unidades)

0,17177 0,29631

(0,06190)

3.182.014 3.182.014 3.182.014

453

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

Legislação Societária

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS

04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais)

1 - CÓDIGO 2 - DESCRIÇÃO 5 - 01/01/2002 a 31/12/20024 - 01/01/2003 a 31/12/20033 - 01/01/2004 a 31/12/2004

Reapresentação por Exigência CVM Nº CVM SEP 30/2005

Data-Base - 31/12/2004

Divulgação Externa

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

4.01 Origens 88.608.62149.223.152 2.444.457

4.01.01 Das Operações (173.987)546.587 942.848

4.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício (196.962)546.587 942.848

4.01.01.02 Vls. que não repr. mov. Cap. Circulante 22.9750 0

4.01.01.02.01 Depreciações 22.9750 0

4.01.02 Dos Acionistas 00 0

4.01.02.01 Integralização de capital 00 0

4.01.03 De Terceiros 88.782.60848.676.565 1.501.609

4.01.03.01 Aumento do exigível a longo prazo 88.782.60848.676.565 0

4.01.03.02 Diminuição do Realizável a Longo Prazo 00 1.443.661

4.01.03.03 Baixa de Bens do Ativo Permanente 00 57.948

4.02 Aplicações 88.206.25348.455.172 41.747

4.02.01 Adições ao imobilizado 00 0

4.02.02 Aumento do realizável a longo prazo 88.206.25348.412.845 0

4.02.03 Adições em investimentos 042.327 0

4.02.04 Diminuição do Exigível a Longo Prazo 00 41.747

4.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante 402.368767.980 2.402.710

4.04 Variação do Ativo Circulante 18.714.17422.412.135 4.282.719

4.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 30.048.76553.045.657 48.762.938

4.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 48.762.93975.457.792 53.045.657

4.05 Variação do Passivo Circulante 18.311.80621.644.155 1.880.009

4.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício 30.243.97450.435.789 48.555.780

4.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 48.555.78072.079.944 50.435.789

454

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09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVA

Aos Administradores e Acionistas Rio Bravo Securitizadora S.A.

1 Examinamos os balanços patrimoniais da Rio Bravo Securitizadora S.A. em 31 de dezembro de 2004 e de 2003 e as correspondentes demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens e aplicações de recursos dos exercícios findos nessas datas, elaborados sob a responsabilidade da sua administração. Nossa responsabilidade é a de emitir parecer sobre essas demonstrações financeiras.

2 Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil, as quais requerem que os exames sejam realizados com o objetivo de comprovar a adequada apresentação das demonstrações financeiras em todos os seus aspectos relevantes. Portanto, nossos exames compreenderam, entre outros procedimentos: (a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles internos da companhia, (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados e (c) a avaliação das práticas e estimativas contábeis mais representativas adotadas pela administração da companhia, bem como da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

3 Somos de parecer que as referidas demonstrações financeiras apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Rio Bravo Securitizadora S.A. em 31 de dezembro de 2004 e de 2003 e o resultado das operações, as mutações do patrimônio líquido e as origens e aplicações de recursos dos exercícios findos nessas datas, de acordo com práticas contábeis adotadas no Brasil.

São Paulo, 18 de março de 2005

PricewaterhouseCoopers Ricardo BaldinAuditores Independentes Contador CRC 1SP110374/O-0CRC 2SP000160/O-5

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10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO

Seguindo o planejamento estratégico de 2003, a Rio Bravo Securitizadora SA (“RBSec”), atingiu em 2004 as metas previamente traçadas.

Pelo segundo ano consecutivo a RBSec apresentou lucro líquido. Os R$ 547 mil referentes à 2004, equivaleram à 11% do Patrimônio Líquido do final do exercício. Não houve distribuição de dividendos pois o lucro do exercício foi utilizado para compensar prejuízos acumulados.

A RBSec, que entre 1999 e 2003 emitiu 12 (doze) CRI (Certificado de Recebíveis Imobiliários), incrementou significativamente o número de operações durante o ano de 2004 com a emissão de 7 (sete) novas séries. Em 31 de dezembro o saldo devedor das emissões da RBSec valia, aproximadamente, R$ 350 milhões, todas sob regime fiduciário.

Do ponto de vista qualitativo, pode-se destacar a emissão realizada pela RBSec do primeiro CRI com integralização parcelada do mercado. Esta emissão possibilitou a construção de um empreendimento residencial na cidade de São Paulo, além da manutenção do rating corporativo da RBSec em AA+ (LF Rating).

Em relação ao cumprimento de obrigações pela RBSec, todos os pagamentos de amortização e juros dos CRIs foram feitos de acordo com o previsto nos Termos de Securitização, não havendo nenhum problema nos pagamentos aos investidores.

Para o ano de 2005, a RBSec pretende ampliar sua base de capital e manter sua posição de liderança nas emissões de títulos lastreados em operações imobiliárias.

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11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS1 Contexto operacional

A Companhia foi constituída em 9 de setembro de 1998 e iniciou suas atividades operacionais a partir do mês de janeiro de 1999. Em 2 de agosto de 1999 teve seu pedido registrado como companhia aberta deferido pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM para fins de negociação de seus valores no mercado de balcão não organizado. A Companhia tem como objeto social a aquisição e securitização de recebíveis imobiliários, bem como a emissão e colocação, no mercado financeiro, de Certificados de Recebíveis Imobiliários, ou qualquer outro título de crédito que seja compatível com as suas atividades, nos termos da Lei no. 9.514, de 20 de novembro de 1997, e a realização de negócios e prestação de serviços que sejam compatíveis com as suas atividades de securitização e emissão de títulos lastreados em créditos imobiliários.

No decorrer dos últimos exercícios, a Companhia concentrou seus esforços na consolidação da liderança no mercado de securitização imobiliária. As principais fontes de receita da Rio Bravo Securitizadora são a taxa de administração, os spreads obtidos nas operações e os rendimentos das aplicações financeiras.

2 Principais práticas contábeis

As práticas contábeis adotadas para contabilização das operações e apresentação das demonstrações financeiras emanam da Lei das Sociedades por Ações, associadas às normas e instruções da Comissão de Valores Mobiliários - CVM. As principais práticas contábeis adotadas para a elaboração dessas demonstrações financeiras são as seguintes:

(a) As receitas e despesas são apropriadas pelo regime de competência.

(b) Os recebíveis imobiliários e os certificados de recebíveis imobiliários são registrados pelo valor de aquisição e captação, respectivamente, acrescidos dos rendimentos e/ou encargos auferidos até a data de encerramento do período, as quais não são incorporadas ao resultado e patrimônio da entidade, por se constituírem em patrimônio em separado nos termos da Lei no. 9.514, de 20 de novembro de 1997.

(c) As demais contas a receber são demonstradas ao valor de realização e os passivos são demonstrados pelos valores conhecidos ou calculáveis.

(d) O investimento em empresa controlada é avaliado pelo método de equivalência patrimonial. Os demais investimentos estão avaliados pelo valor de custo de aquisição.

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11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS(e) Conforme OFÍCIO - CVM/SNC/NO. 011/2005, de 17 de março de 2005, a Comissão de

Valores Mobiliários - CVM autorizou a exclusão da sociedade controlada, Rio Bravo Investimentos Ltda., das demonstrações contábeis consolidadas da Rio Bravo Securitizadora S.A., tendo em vista que, conforme informações apresentadas, não representa alteração relevante na unidade econômica consolidada. Por ser este o único investimento em empresa controlada, não estão sendo apresentadas demonstrações financeiras consolidadas.

3 Recebíveis imobiliários

Referem-se a operações de aquisição de recebíveis imobiliários, efetuadas de acordo com a Lei no. 9.514, de 20 de novembro de 1997, que dispõe sobre o Sistema Financeiro Imobiliário. As principais características desses recebíveis são as seguintes:

(a) Foram instituídos sob regime fiduciário e, conseqüentemente, constituem patrimônio separado com o propósito exclusivo de responder pela realização de certos direitos, não se confundindo com o patrimônio da Companhia, e constituem o lastro do Certificado de Recebíveis Imobiliários - CRI emitido pela empresa. Foram adquiridos mediante escritura pública de cessão, sem garantia flutuante e em alguns casos com coobrigação da cedente, com prazo final de vencimento até o ano 2016, estando sujeitos a juros de mercado. Os valores a receber a longo prazo, por ano de vencimento, são os seguintes:

2004 2003

2005 45.550 2006 59.882 40.701 2007 51.454 35.324 2008 44.575 30.880 2009 39.190 27.058 2010 32.967 22.504 2011 29.621 20.191 2012 11.444 5.893 2013 4.938 1.003 2014 2.966 2015 396 2016 405

277.838 229.104

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11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS(b) Até a presente data não houve retrocessão de créditos.

(c) O total de créditos já recebidos antecipadamente (pagos pelos clientes) montam em R$ 4.288 (2003 - R$ 1.655), os quais encontram-se contabilizados em bancos conta vinculada a recebíveis imobiliários.

4 Investimentos

(a) Composição dos investimentos

2004 2003

RB Investimentos Ltda. (i) 42 Outros Investimentos (ii) 1.500 1.500

1.542 1.500

(i) Em 31 de dezembro de 2004, a companhia adquiriu 100% das quotas do capital social da RB Investimentos Ltda. pelo valor patrimonial de R$ 42.

(ii) Refere-se a participação de 9,99% das quotas do capital social da empresa SBF Participações Ltda., as quais foram adquiridas em 4 de abril de 2001. O investimentos está avaliado pelo método de custo.

(b) Dados da Controlada Rio Bravo Investimentos Ltda.

Resultado Capital Patrimônio líquido do social líquido exercício 31 de dezembro de 2004 282 42 (86) 31 de dezembro de 2003 2.479 128 (154)

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11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS(c) Dados dos investimentos em controladas

Valor de Valor de investimentos investimentos Resultado de em 31 de em 31 de Percentual de equivalência dezembro dezembro Controlada/coligada participação patrimonial de 2004 de 2003 Rio Bravo Investimentos Ltda. 99,99 42 42

5 Certificado de Recebíveis Imobiliários - CRI

Refere-se a operação de captação de recursos junto ao mercado financeiro, através de título de emissão da própria Empresa, com prazo final de vencimento até o ano 2016 com taxa de juros de mercado. O CRI emitido está lastreado por créditos imobiliários vinculados ao regime fiduciário, os quais ficam excluídos do patrimônio comum da Empresa. O acompanhamento desse CRI é efetuado por agente fiduciário, legitimado a praticar todos os atos necessários à proteção dos direitos dos investidores.

Os valores a pagar a longo prazo, são os mesmos apresentados com a receber decorrentes de recebíveis imobiliários. Por ano de vencimento, são os seguintes:

2004 2003

2005 45.550 2006 59.882 40.701 2007 51.454 35.324 2008 44.575 30.880 2009 39.190 27.058 2010 32.967 22.504 2011 29.621 20.191 2012 11.444 5.893 2013 4.938 1.003 2014 2.966 2015 396 2016 405

277.838 229.104

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11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS6 Capital social

O capital social, subscrito e integralizado está dividido em 3.182.014 ações ordinárias nominativas, sem valor nominal no montante de R$ 5.342.014.

Conforme Estatuto Social da Companhia, o lucro líquido do exercício terá a seguinte destinação:

. 5% para a constituição da reserva legal, até atingir 20% do capital social.

. 25% será distribuído a título de dividendos.

. o saldo remanescente será destinado de acordo com as decisões em Assembléia Geral por proposta da Diretoria.

7 Prejuízos fiscais

Em 31 de dezembro de 2004, o montante acumulado dos prejuízos fiscais monta em aproximadamente R$ 968 (2003 - R$ 993), sobre os quais não foram reconhecidos créditos tributários no montante de R$ 329 (2003 - R$ 338), os quais serão reconhecidos quando e se as condições para sua realização tornarem-se efetivas.

8 Instrumentos financeiros derivativos

Em 31 de dezembro de 2004, a companhia não possuía operações com instrumentos financeiros derivativos registrados em contas patrimoniais ou de compensação.

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11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS9 Conciliação do imposto de renda e da

contribuição social no resultado

31 de dezembro de 2004 31 de dezembro de 2003

Impostode renda

Contribuiçãosocial

Impostode renda

Contribuiçãosocial

Resultado antes do imposto de renda

e da contribuição social 694 694 1.218 1.218 Adições (exclusões) permanentes Despesas não dedutíveis 27 27 Equivalência patrimonial 39 39 Lucro real antes da compensação 721 721 1.257 1.257 Compensação de prejuízos

fiscais/base negativa (216) (216) (377 ) (377) Base de cálculo 505 505 880 880 Alíquota base 76 45 132 79 Alíquota adicional 26 64 Despesa de imposto de renda e

contribuição social 102 45 196 79

10 Outras informações

Durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2003, a companhia adquiriu recebíveis imobiliários, conforme abaixo, sendo que estes são atualizados de acordo com as práticas contábeis (Nota 2), contabilizados na rubrica "Outras contas a receber - recebíveis imobiliários próprios".

2004 2003

Curto prazo Longo prazo Curto prazo Longo prazo

Palladio/Avant Gard 636 645 321

Durante o mês de janeiro de 2005, o referido crédito foi integralmente recebido.

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01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

12.01 - DESCRIÇÃO DAS INFORMAÇÕES ALTERADAS

Alteração do relatório da administração no quesito retenção de dividendos.

466

• Formulário de Informações Trimestrais da Emissora relativas ao trimestre encerrado em 30.06.2005

467

(Está página foi intencionalmente deixada em branco)

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

ITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

Legislação Societária

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS

Divulgação Externa

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA , SENDO OS SEUSADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

35300157648

4 - NIRE

Data-Base - 30/06/2005

Ricardo Baldin

PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes 00287-9

163.678.040-72

01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

João Paulo dos Santos Pacifico

Rua Chedid Jafet, 222 Bloco B 3º andar

04551-065 SÃO PAULO SP

Vila Olimpia

011 2107-6600 - -

011 2107-6659 - -

01.04 - REFERÊNCIA / AUDITOR

EXERCÍCIO SOCIAL EM CURSO

01/01/2005

1 - NOME

2 - ENDEREÇO COMPLETO 3 - BAIRRO OU DISTRITO

4 - CEP 5 - MUNICÍPIO

7 - DDD 8 - TELEFONE 9 - TELEFONE 10 - TELEFONE 11 - TELEX

12 - DDD 13 - FAX 14 - FAX 15 - FAX

01.02 - SEDE

Rua Chedid Jafet, 222 Bloco B 3º andar Vila Olímpia

04551-065 SÃO PAULO

0011 2107-6600 - -

- -2107-6659011

SP

jpacifico@riobravo.com.br

1 - ENDEREÇO COMPLETO

3 - CEP 4 - MUNICÍPIO 5 - UF

6 - DDD 7 - TELEFONE 8 - TELEFONE 9 - TELEFONE 10 - TELEX

11 - DDD 12 - FAX 13 - FAX 14 - FAX

15 - E-MAIL

6 - UF

jpacifico@riobravo.com.br

16 - E-MAIL

2 - BAIRRO OU DISTRITO

1 - INÍCIO 2 - TÉRMINO

TRIMESTRE ATUAL

3 - NÚMERO 4 - INÍCIO 5 - TÉRMINO

TRIMESTRE ANTERIOR

6 - NÚMERO 7 - INÍCIO 8 - TÉRMINO

31/12/2005 01/04/2005 30/06/2005 01/01/2005 31/03/20052 19 - NOME/RAZÃO SOCIAL DO AUDITOR

11 - NOME DO RESPONSÁVEL TÉCNICO

10 - CÓDIGO CVM

12 - CPF DO RESP. TÉCNICO

469

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

ITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

Legislação Societária

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa

Data-Base - 30/06/2005

Sem Ressalva

30/06/200431/03/200530/06/2005

01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA

01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS

1 - ITEM 2 - CNPJ 3 - DENOMINAÇÃO SOCIAL

Não Apresentado

6 - TIPO DE CONSOLIDADO

Empresa Comercial, Industrial e Outras

1 - TIPO DE EMPRESA

Operacional

2 - TIPO DE SITUAÇÃO

Privada Nacional

3 - NATUREZA DO CONTROLE ACIONÁRIO

Securitização de créditos imobiliários

5 - ATIVIDADE PRINCIPAL

Número de Ações

(Unidades)

1 - TRIMESTRE ATUAL 2 - TRIMESTRE ANTERIOR

1 - Ordinárias

2 - Preferenciais

3 - Total

Em Tesouraria

4 - Ordinárias

5 - Preferenciais

6 - Total

Do Capital Integralizado

3.182.014

0

3.182.014

01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

3.182.014

0

3.182.014

0

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0

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0

139 - Securitização de Recebíveis

4 - CÓDIGO ATIVIDADE

3 - IGUAL TRIMESTRE EX. ANTERIOR

3.182.014

0

3.182.014

0

0

0

7 - TIPO DO RELATÓRIO DOS AUDITORES

01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO DELIBERADOS E/OU PAGOS DURANTE E APÓS O TRIMESTRE

1 - ITEM 2 - EVENTO 4 - PROVENTO 5 - INÍCIO PGTO. 6 - TIPO AÇÃO 7 - VALOR DO PROVENTO P/ AÇÃO3 - APROVAÇÃO

470

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

ITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

Legislação Societária

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais)

1 - CÓDIGO 2 - DESCRIÇÃO 4 - 31/03/20053 - 30/06/2005

Data-Base - 30/06/2005

Divulgação Externa

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

1 Ativo Total 366.432.665 374.441.972

1.01 Ativo Circulante 83.543.055 80.673.475

1.01.01 Disponibilidades 6.209.291 6.059.958

1.01.01.01 Caixa e bancos 111.042 65.343

1.01.01.02 Bancos conta vinculada a receb. imob. 2.975.443 3.747.317

1.01.01.03 Aplicações Financeiras 3.122.806 2.247.298

1.01.02 Créditos 237.196 687.892

1.01.02.02 Contas a Receber 60.380 3.883

1.01.02.03 Impostos a Compensar 176.816 147.298

1.01.02.04 Provisão para Perdas em Recebimentos 0 0

1.01.02.05 Adiantamentos 0 0

1.01.02.06 Recebíveis Imobiliários Próprios 0 536.711

1.01.03 Estoques 0 0

1.01.04 Outros 77.096.568 73.925.625

1.01.04.01 Recebíveis Imobiliários 77.096.568 73.925.625

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 281.389.610 292.228.170

1.02.01 Créditos Diversos 0 0

1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 0 0

1.02.02.01 Com Coligadas 0 0

1.02.02.02 Com Controladas 0 0

1.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0

1.02.03 Outros 281.389.610 292.228.170

1.02.03.01 Recebíveis Imobiliários 281.389.610 291.874.603

1.02.03.02 Recebíveis Imobiliários Próprios 0 353.567

1.03 Ativo Permanente 1.500.000 1.540.327

1.03.01 Investimentos 1.500.000 1.540.327

1.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0

1.03.01.02 Participações em Controladas 0 0

1.03.01.03 Outros Investimentos 1.500.000 1.540.327

1.03.02 Imobilizado 0 0

1.03.03 Diferido 0 0

472

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

ITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

Legislação Societária

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais)

1 - CÓDIGO 2 - DESCRIÇÃO 4 - 31/03/20053 - 30/06/2005

Data-Base - 30/06/2005

Divulgação Externa

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

2 Passivo Total 366.432.665 374.441.972

2.01 Passivo Circulante 80.707.716 78.052.842

2.01.01 Empréstimos e Financiamentos 0 0

2.01.02 Debêntures 0 0

2.01.03 Fornecedores 0 0

2.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 153.553 152.230

2.01.05 Dividendos a Pagar 0 0

2.01.06 Provisões 14.477 9.033

2.01.06.01 Provisão para férias 9.811 6.701

2.01.06.02 Provisão para 13º salário 4.666 2.332

2.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0

2.01.08 Outros 80.539.686 77.891.579

2.01.08.01 Serviços Prestados a Pagar 0 0

2.01.08.02 Aluguel a Pagar 0 0

2.01.08.03 Outras Contas a Pagar 444.854 6.250.755

2.01.08.04 Certificado de Recebíveis Imobiliários 80.094.832 71.640.824

2.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 281.389.610 291.947.410

2.02.01 Empréstimos e Financiamentos 0 0

2.02.02 Debêntures 0 0

2.02.03 Provisões 0 0

2.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0

2.02.05 Outros 281.389.610 291.947.410

2.02.05.01 Certificado de Recebíveis Imobiliários 281.389.610 291.874.596

2.02.05.02 Outras Contas a Pagar 0 72.814

2.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0

2.05 Patrimônio Líquido 4.335.339 4.441.720

2.05.01 Capital Social Realizado 5.342.014 5.342.014

2.05.02 Reservas de Capital 0 0

2.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0

2.05.03.01 Ativos Próprios 0 0

2.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0

2.05.04 Reservas de Lucro 0 0

2.05.04.01 Legal 0 0

2.05.04.02 Estatutária 0 0

2.05.04.03 Para Contingências 0 0

2.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0

2.05.04.05 Retenção de Lucros 0 0

2.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 0

2.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0

2.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados (1.006.675) (900.294)

473

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS ITR - Informações Trimestrais Legislação Societária EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 30/06/2005

01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

04.01 - NOTAS EXPLICATIVAS1 Contexto operacional

A Companhia foi constituída em 9 de setembro de 1998 e iniciou suas atividades operacionais a partir do mês de janeiro de 1999. Em 2 de agosto de 1999 teve seu pedido registrado como companhia aberta deferido pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM para fins de negociação de seus valores no mercado de balcão não organizado. A Companhia tem como objeto social a aquisição e securitização de recebíveis imobiliários, bem como a emissão e colocação, no mercado financeiro, de Certificados de Recebíveis Imobiliários, ou qualquer outro título de crédito que seja compatível com as suas atividades, nos termos da Lei no. 9.514, de 20 de novembro de 1997, e a realização de negócios e prestação de serviços que sejam compatíveis com as suas atividades de securitização e emissão de títulos lastreados em créditos imobiliários.

No decorrer dos últimos exercícios, a Companhia concentrou seus esforços na consolidação da liderança no mercado de securitização imobiliária. As principais fontes de receita da Rio Bravo Securitizadora são a taxa de administração, os spreads obtidos nas operações e os rendimentos das aplicações financeiras.

2 Principais práticas contábeis

As práticas contábeis adotadas para contabilização das operações e apresentação das demonstrações financeiras emanam da Lei das Sociedades por Ações, associadas às normas e instruções da Comissão de Valores Mobiliários - CVM. As principais práticas contábeis adotadas para a elaboração dessas demonstrações financeiras são as seguintes:

(a) As receitas e despesas são apropriadas pelo regime de competência.

(b) Os recebíveis imobiliários e os certificados de recebíveis imobiliários são registrados pelo valor de aquisição e captação, respectivamente, acrescidos dos rendimentos e/ou encargos auferidos até a data de encerramento do período, as quais não são incorporadas ao resultado e patrimônio da entidade, por se constituírem em patrimônio em separado nos termos da Lei no. 9.514, de 20 de novembro de 1997.

(c) As demais contas a receber são demonstradas ao valor de realização e os passivos são demonstrados pelos valores conhecidos ou calculáveis.

(d) Os investimentos estão avaliados pelo valor de custo de aquisição.

(e) A administração da companhia está em processo de análise quanto à melhor forma de apresentação e divulgação de informações financeiras previstas na instrução CVM nº 414

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04.01 - NOTAS EXPLICATIVASde 30 de dezembro de 2004, visando o aprimoramento, que porventura venha a ser requerido em relação às divulgações já apresentadas na nota 3 destas Informações Trimestrais.

3 Recebíveis imobiliários

Referem-se a operações de aquisição de recebíveis imobiliários, efetuadas de acordo com a Lei no. 9.514, de 20 de novembro de 1997, que dispõe sobre o Sistema Financeiro Imobiliário. As principais características desses recebíveis são as seguintes:

(a) Foram instituídos sob regime fiduciário e, conseqüentemente, constituem patrimônio separado com o propósito exclusivo de responder pela realização de certos direitos, não se confundindo com o patrimônio da Companhia, e constituem o lastro do Certificado de Recebíveis Imobiliários - CRI emitido pela empresa. Foram adquiridos mediante escritura pública de cessão, sem garantia flutuante e em alguns casos com coobrigação da cedente, com prazo final de vencimento até o ano 2016, estando sujeitos a juros de mercado. Os valores a receber a longo prazo, por ano de vencimento, são os seguintes:

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01840-6 RIO BRAVO SECURITIZADORA S/A 02.773.542/0001-22

04.01 - NOTAS EXPLICATIVAS(b) Até a presente data não houve retrocessão nem inadimplência dos créditos.

(c) O total de créditos já recebidos antecipadamente (pagos pelos clientes) montam em R$ 2.975, os quais encontram-se contabilizados em bancos conta vinculada a recebíveis imobiliários.

4 Investimentos

(a) Composição dos investimentos

30/06/2005 31/03/2005

RB Investimentos Ltda. (i) - 40 Outros Investimentos (ii) 1.500 1.500

1.500 1.540

(i) Em 1 de abril de 2005, a companhia alienou o investimento nessa controlada pelo montante de R$ 42 mil.

(ii) Refere-se a participação de 9,99% das quotas do capital social da empresa SBF Participações Ltda., as quais foram adquiridas em 4 de abril de 2001. O investimento está avaliado pelo método de custo.

5 Certificado de Recebíveis Imobiliários - CRI

Refere-se a operação de captação de recursos junto ao mercado financeiro, através de título de emissão da própria Empresa, com prazo final de vencimento até o ano 2016 com taxa de juros de mercado. O CRI emitido está lastreado por créditos imobiliários vinculados ao regime fiduciário, os quais ficam excluídos do patrimônio comum da Empresa. O acompanhamento desse CRI é efetuado por agente fiduciário, legitimado a praticar todos os atos necessários à proteção dos direitos dos investidores.

Os valores a pagar a longo prazo, são os mesmos apresentados com a receber decorrentes de recebíveis imobiliários. Por ano de vencimento, são os seguintes:

478

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04.01 - NOTAS EXPLICATIVAS 30/06/2005 31/03/2005

2005 2006 19.318 56.095 2007 64.201 54.981 2008 55.664 47.859 2009 47.795 41.998 2010 38.638 35.589 2011 33.205 32.038 2012 12.697 12.393 2013 5.543 5.574 2014 3.371 3.578 2015 495 837 2016 463 932

281.390 291.874

6 Capital social

O capital social, subscrito e integralizado está dividido em 3.182.014 ações ordinárias nominativas, sem valor nominal no montante de R$ 5.342.

Conforme Estatuto Social da Companhia, o lucro líquido do exercício terá a seguinte destinação:

. 5% para a constituição da reserva legal, até atingir 20% do capital social.

. 25% será distribuído a título de dividendos.

. o saldo remanescente será destinado de acordo com as decisões em Assembléia Geral por proposta da Diretoria.

7 Prejuízos fiscais

Em 30 de junho de 2005, o montante acumulado dos prejuízos fiscais monta em aproximadamente R$ 1.921, sobre os quais não foram reconhecidos créditos tributários no montante de R$ 653, os quais serão reconhecidos quando e se as condições para sua realização tornarem-se efetivas.

8 Instrumentos financeiros derivativos

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04.01 - NOTAS EXPLICATIVASEm 30 de junho de 2005, a companhia não possuía operações com instrumentos financeiros derivativos registrados em contas patrimoniais ou de compensação.

9 Conciliação do imposto de renda e da contribuição social no resultado

30 de junho de 2005 31 de março de 2005

Impostode renda

Contribuiçãosocial

Impostode renda

Contribuiçãosocial

Resultado antes do imposto de renda

e da contribuição social (585) (585) (478) (478) Adições (exclusões) permanentes Despesas não dedutíveis 5 5 2 2 Equivalência patrimonial 2 2 2 2 Lucro(Prejuízo) real antes da

compensação (578) (578) (474) (474) Compensação de prejuízos

fiscais/base negativa ) Base de cálculo (578) (578) (474) (474) Alíquota base 0 0 0 0 Alíquota adicional 0 0 0 Despesa de imposto de renda e

contribuição social 0 0 0 0

10 Outras informações

Em março de 2005 a companhia adquiriu recebíveis imobiliários, conforme abaixo, sendo que estes são atualizados de acordo com as práticas contábeis (Nota 2), contabilizados na rubrica "Outras contas a receber - recebíveis imobiliários próprios".

30/06/2005 31/03/2005

Curto prazo Longo prazo Curto prazo Longo prazo

Graciosa (i) - - 537 357

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04.01 - NOTAS EXPLICATIVAS

(i) Em 22 de junho de 2005 a companhia alienou os referidos recebíveis próprios pelo seu valor contábil, atualizado até a data da venda, pelo montante de R$ 629.

11 Eventos Subseqüentes

Conforme Ata de Reunião do Conselho de Administração realizada em 11 de julho de 2005, foram emitidas 2.814.851 ações ordinárias, sem valor nominal, com valor total de emissão de R$ 8.366. As ações serão subscritas até a data de encerramento do prazo para exercício do direito de preferência, 30 dias a contar da data da referida ata.

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05.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO DA COMPANHIA NO TRIMESTRENo segundo trimestre de 2005, a Rio Bravo Securitizadora SA (“RBSec”) emitiu 4 novas séries de Certificado de Recebíveis Imobiliários (“CRI”) totalizando aproximadamente R$ 80 milhões. No período houve a liquidação de duas séries de CRI, a 27a. e a 28a.

Destaque para a 27a. série, que foi a primeira no Brasil lastreada em recebíveis residenciais a obter um rating “AAA” (LF Rating). A totalidade da emissão já foi adquirida por investidores institucionais e há a perspectiva de mercado secundário nesse titulo que poderá negociado na BovespaFix

No período compreendendo entre os dias 31 de março e 30 de junho, outras três séries de CRI da RBSec obtiveram registro definitivo da CVM. Vale ressaltar que a RBSec foi a única Companhia Securitizadora a obter registros definitivos no trimestre.

As perspectivas para o segundo semestre de 2005 são bastante positivas. Além da emissão de novas séries de CRI, duas foram emitidas em 01 de agosto e uma de R$ 200 milhões deverá ser concretizada no mesmo mês. A entrada de dois importantes sócios proporcionará uma significativa melhoria no desenvolvimento dos negócios da Companhia.

A RBSec irá receber aporte de capital do International Finance Corporation (“IFC”) – braço privado do Banco Mundial – e da Residential Funding Corporation (“GMAC-RFC”). Com isso, IFC e GMAC-RFC vão deter cerca de 40% do capital social da RBSec.

A RBSec também introduzirá novos produtos, em parceria com a GMAC-RFC, para oferecer crédito ao mercado imobiliário residencial no País.

Seguem abaixo a descrição da GMAC-RFC e do IFC.

GMAC-RFC (www.gmacrfc.com)

A GMAC-RFC é uma subsidiária integral da General Motors Acceptance Corporation, braço financeiro da General Motors, e um dos principais emissores privados de mortgage-backedsecurities no mercado americano (equivalentes aos CRIs do mercado brasileiro), além de ser o maior provedor de linhas de créditos a bancos e originadores hipotecários nos Estados Unidos. A empresa possui três linhas de negócio, securitização, financiamento e investimento, oferecendo uma ampla gama de soluções financeiras a empresas do mercado imobiliário em diversos países. A sede da empresa está localizada em Minneapolis, EUA, e opera nos Estados Unidos, Canadá, México, Reino Unido, Holanda, Alemanha, Espanha e Brasil.

The International Finance Corporation (www.ifc.org)

A missão do IFC é promover investimentos sustentáveis no setor privado em países em desenvolvimento, ajudando a reduzir pobreza e a melhorar as condições de vida das populações. O IFC financia investimentos no setor privado de países em desenvolvimento, mobiliza capital nos mercados financeiros internacionais, ajuda seus clientes a aumentar a sustentabilidade social e ambiental e oferece consultoria técnica e assessoria a governos e empresas. Desde sua fundação em 1956 até o ano fiscal de 2004, o IFC aplicou mais de US$ 44 bilhões de seus recursos próprios e levantou mais US$ 23 bilhões em empréstimos sindicalizados para 3.143 empresas em 140 países em desenvolvimento. A carteira de empréstimos mundial do IFC comprometida era, no ano

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05.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO DA COMPANHIA NO TRIMESTREfiscal de 2004, de US$ 17,9 bilhões em recursos próprios e US$ 5,5 bilhões relativos a participantes em empréstimos sindicalizados.

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17.01 - RELATÓRIO DA REVISÃO ESPECIAL - SEM RESSALVA

10 de agosto de 2005

Aos Administradores e Acionistas Rio Bravo Securitizadora S.A.

1 Efetuamos revisões limitadas das informações contábeis contidas nas Informações Trimestrais - ITR da Rio Bravo Securitizadora S.A., referentes aos trimestres e períodos findos em 30 de junho e 31 de março de 2005 e 30 de junho de 2004, elaboradas sob a responsabilidade de sua administração.

2 Nossas revisões foram efetuadas de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON – Instituto dos Auditores Independentes do Brasil, em conjunto com o Conselho Federal de Contabilidade - CFC, e consistiram, principalmente, em: (a) indagação e discussão com os administradores responsávis pelas áreas contábil, financeira e operacional da companhia, quanto aos principais critérios adotados na elaboração das Informações Trimestrais e (b) revisão das informações relevantes e dos eventos subseqüentes que tenham, ou possam vir a ter, efeitos relevantes sobre a posição financeira e as operações da companhia.

3 Com base em nossas revisões limitadas, não temos conhecimento de qualquer modificação relevante que deva ser feita nas informações trimestrais acima referidas, para que as mesmas estejam de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, aplicáveis à preparação das informações trimestrais, de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM.

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17.01 - RELATÓRIO DA REVISÃO ESPECIAL - SEM RESSALVA

4 Conforme descrito na nota 2e, a administração da companhia está em processo de análise quanto à melhor forma de apresentação e divulgação de informações financeiras previstas na Instrução CVM no. 414 de 30 de dezembro de 2004, para providenciar os eventuais aprimoramentos, que porventura sejam requeridos, nas notas explicativas ou demonstrações financeiras futuras da companhia.

PricewaterhouseCoopersAuditores Independentes CRC 2SP000160/O-5

Ricardo Baldin SócioContador CRC 1SP110374-O-0

485

(Está página foi intencionalmente deixada em branco)

EMISSORA

PETROBRAS

COORDENADOR

CONSULTOR JURÍDICO DA EMISSORA

CONSULTOR JURÍDICO DO COORDENADOR

AUDITOR DA EMISSORA

AUDITOR DA PETROBRAS

AGENTE FIDUCIÁRIO

BANCO LIQUIDANTE

Rio Bravo Securitizadora S.A.

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras

Banco Santander Brasil S.A.

Souza, Cescon Avedissian, Barrieu Flesch - Advogados

Pinheiro Guimarães - Advogados

Price ater ouse oopers Auditores Independentes

Ernst & Young Auditores Independentes S/C

Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários

Banco Itaú S.A.

Rua Chedid Jafet, 222, Bloco B, 3º andar

São Paulo, SP 04551-065

Avenida República do Chile, 65, 23º andar

Rio de Janeiro, RJ 20035-900

Rua Amador Bueno, 474, 3º andar

São Paulo, SP 04752-005

e

Praia de Botafogo, 228, 11º andar

Rio de Janeiro, RJ 22250-040

Avenida Rio Branco, 181, 27º andar

Rio de Janeiro, RJ 20040-918

W H C

Avenida Francisco Matarazzo, 1400

São Paulo, SP 05001-400

Praia de Botafogo, 300, 13º andar

Rio de Janeiro, RJ 22250-040

Avenida das Américas, 4.200, Bloco 04, Grupo 514

Rio de Janeiro, RJ 22640-102

Rua Boa Vista, 176, 4º andar, Corpo V

São Paulo, SP 01014-001