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Transportadora Associada de Gás S.A.CNPJ Nº 06.248.349/0001-23 – Empresa do Sistema Petrobras

RELATÓRIO DE ADMINISTRAÇÃO 2012

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MENSAGEM DO PRESIDENTE DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃOA TAG exerce um papel estratégico no mercado de gás natural do País. Tem hoje a maior rede de gasodutos em território brasileiro, totalizando 6.571 km de extensão, participando da logística do gás nas regiões Norte, Nordeste e Sudeste.Movimenta gás de produção nacional e gás importado, quer da Bolívia, em conexão com o gasoduto da TBG, quer oriundo das importações em navios no estado liquefeito, através dos terminais de regaseificação, um no Ceará e outro no Rio de Janeiro. Em 2012, tal movimentação representou quase 80% de toda a demanda, o que permitiu a garantia do suprimento tanto ao parque industrial do País, quanto à geração termelétrica e outros usos, todos de vital relevância para a economia brasileira.Sob o aspecto financeiro, a Companhia realizou investimentos de R$ 1,5 bilhão, receita operacional bruta de R$ 5,8 bilhões, lucro líquido de R$ 996 milhões e EBITDA de R$ 4,6 bilhões, demonstrando ser uma das maiores subsidiárias do sistema Petrobras.A todos os Conselheiros que comigo decidiram as diversas matérias da gestão da Companhia durante o exercício de 2012, meus agradecimentos, extensivos aos membros do Conselho Fiscal.Cumprimento também a Diretoria e toda a Força de Trabalho que permitiram os resultados obtidos neste exercício, bem como espero que sua gestão seja aprimorada em 2013, no sentido de se alcançar metas ainda mais desafiadoras no segmento de transporte, como parte integrante da cadeia de suprimento do gás natural.

Rio de Janeiro, 31 de janeiro de 2013José Alcides Santoro Martins

Presidente do Conselho de Administração

RESUMO EXECUTIVOA Transportadora Associada de Gás - TAG - finaliza o exercício social de 2012 com R$ 28 bilhões em ativos, a malha de gasodutos de transporte de gás totaliza 6.571 quilômetros de extensão, 20 estações de compressão de gás natural e 123 pontos de entrega. O volume médio diário transportado foi de 76,6 milhões m³ por dia, representando um acréscimo de 42% sobre o volume movimentado no exercício anterior.Consolida assim a fase estruturante da malha de transporte de gás, com faturamento pleno de todos os contratos de transporte e incorporação da Transportadora GASENE S.A.. Com volume médio movimentado ascendente, estabeleceu recorde de movimentação (101 milhões de m³/dia), no dia 12/12/12, demonstrando segurança e confiabilidade no suprimento ao mercado, em especial, atendendo à demanda para geração de energia elétrica e ao setor industrial, alinhado com o objetivo de proporcionar uma estável geração de caixa, suficiente para remunerar os investimentos realizados.O volume de investimentos atingiu a marca de R$ 1,5 bilhão, refletindo a conclusão de um período de intenso crescimento da malha de gasodutos, e que consiste de projetos de adequações operacionais e encerramento de contratos. Destacam-se a entrada em operação de 7 novos Pontos de Entrega de gás natural ao mer-cado e o início da construção da variante do Gasoduto Guamaré (RN) - Pecém (CE) - o chamado Gasfor II.Os indicadores financeiros de 2012, alinhados com o início do faturamento pleno dos contratos de transporte, apresentaram crescimento em relação ao exercício de 2011, a saber:● faturamento bruto totaliza R$ 5,9 bilhões - superior em 26%;● lucro líquido de R$ 997 milhões - crescimento de 157%;● geração operacional de caixa (Indicador EBITDA) de R$ 4,6 bilhões, com um crescimento de 47%;Em 2012, a TAG distribuiu dividendos referente ao resultado de 2011 no valor de R$ 1,2 bilhão e pagou juros sobre capital próprio no montante de R$ 195 milhões. Para o exercício de 2013 está estimada a distribuição ao acionista de R$ 933 milhões, sendo R$ 300 milhões de juros sobre capital próprio - R$ 195 milhões já pagos em 2012 - e R$ 633 milhões na forma de dividendos.

1 - APRESENTAÇÃOA Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG, subsidiária integral da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro, consolidou-se como a maior transportadora de gás natural do país, movimentando um volume médio de 76,7 milhões de m³/dia, representando um acréscimo de 42% sobre o exercício anterior, com movimentação recorde no dia 12/12/12, alcançando a marca de 101 milhões de m³/dia. Aproximadamente 79%(1) de todo o gás natural comercializado pela Petrobras, entregue ao mercado é realizada pela TAG.A extensão da malha de gasodutos em operação sob a gestão da TAG passou de 6.645 km em 2011 para 6.571 km em 2012, devido à adequação da malha de gasodutos de transporte, ao realizar transferência de ativos com a Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS, cedendo o gasoduto - não mais utilizado - Gasduc II (RJ), e, em contrapartida, recebendo os gasodutos Lagoa Parda-Vitória - (ES) e Atalaia-Laranjeiras - (SE).Em 2012, a TAG consolidou a confiabilidade e flexibilidade de sua malha de gasodutos, capacidade e se-gurança operacional, alinhada a sua missão de “Assegurar o Transporte de Gás Natural, com Flexibilidade e Confiabilidade, para Atendimento aos Diversos Segmentos de Mercado”, sem interrupção ou acidente.

2 - PERFIL DA EMPRESAConforme mencionado acima, a TAG tem como acionista a Gaspetro e a missão de atuar no segmento de transporte e armazenagem de gás natural em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros. Atualmente se restringe ao negócio do transporte de gás por gasodutos.A origem da Transportadora Associada de Gás (TAG) remonta a 2002, quando sua razão social era Trans-portadora de Gás Campinas-Cubatão (TCC). Em 2004 tornou-se Transportadora Amazonense de Gás (TAG) e em 13 de dezembro de 2006 a razão social foi alterada para Transportadora Associada de Gás. Com essa nova razão social e atendendo à diretriz da Petrobras de centralizar na TAG a gestão de todas as transportadoras em que a Gaspetro detivesse 100% do capital, a TAG incorporou, em 30 de janeiro de 2008, a Transportadora Nordeste e Sudeste S.A. (TNS) e a Transportadora Capixaba de Gás S.A. (TCG), em 18 de agosto de 2010, a Transportadora Urucu Manaus S.A. (TUM).Em 30 de janeiro de 2012, a TAG incorporou a Transportadora Gasene S.A.(2), com ativos na ordem de R$ 6,3 bilhões.

3 - PLANEJAMENTO ESTRATÉGICO, MISSÃO, VISÃO E VALORESA estratégia corporativa e os planos de ação de curto e de longo prazo são conduzidos de acordo com o Plano de Negócios de seu acionista.

Missão:

Assegurar o transporte de gás natural com segurança, confiabilidade e rentabilidade.

Visão:

Ser reconhecida pela excelência na gestão do transporte de gás natural.

Valores:

ÉTICA Atuamos com profissionalismo e respeito, prezando por princípios morais e comportamentais que estejam alinhados com as melhores práticas empresariais.

SUSTENTABILIDADEAtuamos de forma sustentável, dando a devida importância aos aspectos que envolvem a Responsabilidade Social, Gestão Ambiental e Desenvolvimento Econômico.

(1) Volume Médio Entregue pela TAG dividido pela Demanda Média de Gás em território brasileiro, no ano de 2012.

(2) A Transportadora GASENE é a proprietária dos gasodutos GASCAC - Cacir GASCAV - Cabiúnas-Vitória, que, em conjunto com o gasoduto Cacimbas-Vitória, compõem o Sistema Gasene e interligam as malhas Nordeste e Sudeste.

PESSOASValorizamos o ser humano mantendo um ambiente de trabalho descontraído onde todos possam contribuir com novas ideias, estimulando a criatividade e o engajamento.

RESULTADOAtuamos com o foco no resultado, realizando uma eficiente gestão de infraestrutura de transporte de gás com total comprometimento e responsabilidade.

4 - GOVERNANÇA CORPORATIVAA estrutura de governança corporativa da TAG é composta dos Conselhos de Administração e Fiscal, Diretoria e da Auditoria Interna.Conselho de AdministraçãoÓrgão de natureza colegiada e com autonomia dentro de suas prerrogativas e responsabilidades, esta-belecidas por Lei e pelo Estatuto Social da Companhia. Tem como principais atribuições fixar as diretrizes estratégicas da Companhia e supervisionar os atos de gestão da Diretoria. O Conselho é composto por quatro integrantes, sendo três representantes do acionista controlador e um representante indicado pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, que são eleitos em Assembleia Geral Ordinária para mandatos de três anos, permitida a reeleição.Conselho FiscalColegiado permanente e independente da Administração, como prevê a Lei das Sociedades por Ações, é composto por três membros, eleitos em Assembleia Geral Ordinária, com mandatos de um ano, permitida a reeleição, sendo dois representantes do acionista controlador e um representante indicado pelo Governo Federal. Cabe ao Conselho Fiscal representar os acionistas na sua função fiscalizadora, acompanhando os atos dos administradores e verificando o cumprimento dos seus deveres legais e estatutários, bem como defender os interesses da Companhia e dos acionistas.DiretoriaExerce a gestão dos negócios, em sintonia com a missão, os objetivos, as estratégias e as diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração. É composta pelo Diretor Superintendente e três diretores, Comercial, Financeiro e Técnico-Operacional, eleitos pelo Conselho para mandatos de três anos, permitido a reeleição.AuditoriaA Auditoria Interna subordinada diretamente ao Conselho de Administração atua, prioritariamente, de forma preventiva, em assuntos relacionados aos controles internos, os quais são reforçados pelas reuniões mensais dos Conselhos de Administração e Fiscal, e pela reunião semanal da Diretoria Executiva.Atua assessorando a alta administração no alcance dos objetivos definidos no Plano Estratégico da Con-troladora através de uma abordagem sistemática e disciplinada para avaliação e melhoria da eficácia dos processos de gerenciamento de riscos, controle e governança corporativa.Planeja e executa as atividades de auditoria, realizando em 2012, 8 (oito) trabalhos de acordo com o Plano Anual de Atividades de Auditoria Interna (Paint). Propicia, dentre outros ganhos, o fortalecimento do am-biente de controles internos, por meio, principalmente, da melhoria nos procedimentos para a fiscalização e gerenciamento dos contratos de compra e/ou prestação de serviços, do aprimoramento das normas internas e do cumprimento da legislação vigente.Os assuntos referentes aos trabalhos de auditoria, realizados no exercício de 2012, foram reportados aos respectivos gestores, para as regularizações e melhorias necessárias.A Companhia se vale também de Auditoria Externa, escolhida pelo Conselho de Administração, com restrição à prestação de serviço de consultoria. A cada cinco anos, é obrigatório, a contratação de nova empresa de auditoria externa.

5 - GESTÃO EMPRESARIALNegócioCom um faturamento anual de R$ 5,9 bilhões, EBITDA de R$ 4,6 bilhões e ativos da ordem de R$ 28 bilhões a TAG se consolida como uma das maiores subsidiárias do Sistema Petrobras e a maior transportadora de gás do Brasil.O principal objetivo do corpo gestor da TAG é:Proporcionar uma estável Geração de Caixa, suficiente para remunerar seu acionista, e manter o crescimento da empresa, dentro da regulação existente.A conquista deste objetivo será alcançada através da aplicação de uma Gestão Empresarial que priorize:● A excelência nos serviços prestados;● A integridade e segurança de operação no transporte de gás;● A execução dos projetos nos prazos e custos previstos;● A eficiência e a disciplina de capital na gestão;● A manutenção da prioridade no crescimento orgânico, mas atento às oportunidades dentro do segmento

de transporte de gás.Buscando a excelência em custos e eficiência administrativa e operacional, a TAG conta com um corpo funcio-nal muito reduzido, composto por gerentes e coordenadores com reconhecida experiência em suas áreas de atuação. Além disso, a TAG captura as sinergias com a estrutura do Sistema, por intermédio de um contrato de compartilhamento de custos celebrado com a Petrobras, abrangendo processos de contabilidade, assessoria jurídica, execução financeira, além de participação em contratos de suporte às atividades administrativas.A Companhia utiliza o Sistema Integrado de Gestão Empresarial, através de uma ferramenta reconhecida no mercado como modelo para integração de processos e gestão de dados.A gestão operacional é efetuada junto à Transpetro, contratada pela TAG para operar sua infraestrutura (inclusive as unidades de compressão próprias) realizando a movimentação e entrega do gás natural e aos locadores de sistema de compressão de gás natural, atuando conforme demanda.Através do sistema BDEMQ GAS (banco de dados, estoque e movimentação e qualidade) é possível o acompanhamento e certificação do volume diário movimentado.Em complemento ao sistema BDEMQ o sistema SAGa (Sistema de Alocação de Gás), permite, através da geração de pares ordenados, a correta identificação do ponto de origem do gás entregue em cada ponto de saída, proporcionando maior controle operacional e facilidade no faturamento.Está prevista, para o ano de 2013, a integração dos dois sistemas (SAGa e BDEMQ Gás), de forma que os volumes medidos nos pontos de entrega passem a ser enviados, automaticamente, para o BDEMQ onde serão geradas as informações para faturamento do gás transportado.Quanto ao faturamento, está em implementação um processo de automatização, levando em consideração o volume transportado, origem e destino, assim como todas as demais rotinas fiscais e sistêmicas em prática nos processos de faturamento do Sistema Petrobras - (Sistemas Integrados de Gestão Empresarial - ERP).Em dezembro de 2012, foi implementado o CT-e, Conhecimento de Transporte Eletrônico nos faturamentos de serviço de transporte da TAG, atendendo ao AJUSTE SINIEF Nº 09 de 2007, emitido pelo Conselho Nacional de Política Fazendária - CONFAZ e a Secretaria da Receita Federal do Brasil.

Recursos Humanos

A TAG encerrou o ano de 2012 contando com o efetivo de 23 colaboradores, todos cedidos pela Gaspetro, sua acionista controladora. Atuando em um Modelo de Gestão Matricial, onde todo o suporte das atividades é fornecido pelo Sistema Petrobras, as pessoas que compõem a empresa possuem um perfil profissional gerencial, fundamental à viabilização de seus objetivos dentro do Modelo de Gestão proposto.O Desenvolvimento de Recursos Humanos da TAG privilegia a formação e capacitação gerenciais e está diretamente ligado às estratégias da Área de Gás & Energia da Petrobras.A TAG adota todas as políticas e orientações corporativas de Recursos Humanos da Petrobras, praticando o Código de Ética do Sistema com suas respectivas Normas de Conduta.

Segurança, Meio Ambiente e Saúde

A atuação com responsabilidade Ambiental e Social é premissa operacional na manutenção das operações como também no desenvolvimento de novos ativos.A TAG busca, permanentemente, a excelência operacional, respeitando os mais rigorosos padrões de segurança, além de buscar mitigar ao máximo os impactos ambientais e sociais negativos, bem como potencializar os positivos.


GASTAU - R$ 191 milhõesGasoduto Caraguatatuba-Taubaté/SP.Fechamento do processo de importação de equipamentos para estação de compressão de gás de Taubaté. Finalização de obra com desmobilizações e avaliação de adequações e divergências entre projetos básico e executivo.

GASAN II e GASPAL II - R$ 222 milhõesInterligam a estação de compressão de gás natural em Guararema/SP à RPBC (Refinaria Presidente Bernardes-Cubatão/SP).Com início de operação comercial em outubro de 2011, compreende a finalização da construção com des-mobilizações e adequações de projetos (básico e executivo), serviços de engenharia referentes ao monito-ramento e acompanhamento do projeto, interligação elétrica, além de finalização da estação de compressão de Guararema, única com turbinas elétricas, com aquisição de sobressalentes.

GASCAR - R$ 84 milhõesGasoduto Campinas/SP-Japeri/RJFechamento de processo de importação de equipamentos para estação de compressão de gás do Vale do Paraíba.Pontos de Entrega - R$ 60 milhõesA construção de novos pontos de entrega amplia a capacidade de suprimento às distribuidoras estaduais de gás natural, usinas termelétricas e unidades da Petrobras.Neste sentido, foram investidos R$ 60 Milhões em 17 pontos de entrega na Região Sudeste além de R$ 10 Milhões com manutenções de pontos já existentes e operacionais.

Região NordesteForam R$ 465 milhões em investimentos diretos, com destaque para os seguintes itens:GASFOR II (variante) - R$ 90 milhõesA construção da variante do gasoduto GASFOR, trecho de 80 quilômetros interligando os pontos de entrega de Horizonte a Caucaia, ambos no estado do Ceará, desativando o trecho original, permitindo a duplicação de rodovia com a transferência do gasoduto para área com menor densidade demográfica e exposição a risco.Pilar (BA)-Ipojuca (PB) - R$ 63 milhõesGasoduto com o propósito de reforçar o abastecimento dos estados de Alagoas, Pernambuco, Paraíba e Rio Grande do Norte. Os gastos são referentes à conclusão de obra, com adequação de projetos.Sistema GASENE - R$ 240 milhõesFechamento de processo de importação de equipamentos para estação de compressão de gás do Catu e realização com suprimentos e conclusão de pendências de construção. Pontos de Entrega - R$ 17 milhõesForam realizados investimentos em 11 pontos de entrega novos, além da adequação e manutenção em outros 4 pontos de entrega,Fibra Ótica - R$ 18 milhõesDe modo geral, na construção de um gasoduto, um sistema de fibra ótica é lançado ao longo do trajeto. Concluída a interligação junto ao gasoduto Catu (BA)-Pilar (AL), com extensão de 445 quilômetros.

Região NorteForam R$ 154 milhões em investimentos diretos, com destaque para os seguintes itens:Estações de Compressão - R$ 132 milhõesFinalização de obra, com desmobilizações e avaliação das adequações de projetos.Gasoduto GASCOM - R$ 22 milhõesGasoduto Coari-Manaus, finalização dos investimentos, com gastos referentes à parcela relativa a transporte operacional, equipamentos e serviços de engenharia com monitoramento e acompanhamento do projeto.

Manutenção da InfraestruturaDispendido R$ 155 milhões com investimentos em manutenção de pontos de entrega, melhorias em equi-pamentos periféricos e faixas de servidão de gasodutos, em estações de compressão de gás, reabilitação e reforço estrutural de dutos antigos ou em travessias de cursos d’água.

Licenciamento AmbientalO processo de licenciamento ambiental tem como objetivo permitir o desenvolvimento das atividades da Companhia em conformidade com a legislação vigente, cumprindo os preceitos legais e regulamentares durante todo ciclo de vida de uma dada instalação.Nos últimos anos, a TAG passou por um processo de expansão da sua malha dutoviária, exigindo uma atuação da Companhia nas esferas federal e estadual, a depender do órgão ambiental competente pelo licenciamento do empreendimento.A obtenção de uma Licença de Operação não representa apenas a conformidade legal da operação do empreendimento, mas atesta, também, a viabilidade ambiental do mesmo.Dentre as principais Licenças de Operação obtidas ao longo de 2012, destacam-se:● Ponto de Entrega Japeri II (RJ), emitida em 04/01/2012;● Ponto de Entrega de Suape (CE), emitida em 11/05/2012;● Ponto de Entrega de Resende II (RJ), emitida em 03/07/2012.● Ponto de Entrega Carmópolis (SE) II, emitida em 08/08/2012;● Ponto de Entrega de Caçapava (SP), emitida em 06/09/2012.● Ponto de Entrega de Linhares (ES), emitida em 20/11/2012;A rede de gasodutos de gás natural compreende uma malha de 6.571 Km, compostos de um sistema interligado de Pecém(CE) até a refinaria Presidente Arthur Bernardes (RPBC) em Cubatão(SP), com ramificações para o interior, chegando nas cidades mineiras de Belo Horizonte e Jacutinga ao sul do estado. Adicionalmente, monetizando a jazida do alto Solimões, o sistema URUCU-COARI-MANAUS, transporta Gás Natural para a capital do estado do Amazonas, suprindo as usinas Termelétricas locais, responsáveis por quase a tota-lidade da geração de energia elétrica na região. O mapa apresenta a localização e abrangência dos ativos de transporte da TAG.

Malha de Gasodutos da TAG

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ção A cada novo empreendimento, os seguintes programas são desenvolvidos nas regiões envolvidas visando mini-

mizar os impactos nas comunidades, fauna e flora, enfatizando a integração do empreendimento à localidade.● Elaboração de Estudo de Análise de Risco - EAR e de Estudo de Impacto AmbientalEstes estudos permitem a identificação dos riscos e dos impactos resultantes da instalação e operação de um dado empreendimento. Após a identificação destes sãos desenvolvidos programas e atividades que visam eliminar, mitigar e gerenciar os impactos e os riscos detectados.● Programa de Monitoramento de FaunaO programa visa o monitoramento sistemático da fauna, permitindo a avaliação dos impactos e das alterações geradas no ecossistema.● Programa de Comunicação SocialBusca estabelecer uma ligação permanente entre a TAG e as comunidades vizinhas ao empreendimento, consolidando um fluxo de comunicação contínuo e permanente com os diferentes públicos do empreen-dimento, reduzindo as dúvidas e problemas relacionados à implantação e operação do empreendimento.● Programa de Educação AmbientalVisa desenvolver ações educativas nas comunidades locais e com a força de trabalho, formuladas através de um processo participativo, difundindo novos hábitos e valores ambientalmente corretos.● Projetos de Recomposição FlorestalO projeto de recomposição florestal tem como objetivo a reposição da vegetação suprimida reconstituindo a mata com espécies nativas.Também são observadas e integram como itens a serem cumpridos pelos fornecedores de serviço as seguintes diretrizes nas atividades diárias nos diversos ativos, zelando pelo bem estar do empregado, sua segurança, saúde e meio ambiente.Dentre as principais exigências podemos relacionar:1. Programa de Prevenção de Riscos Ambientais - PPRA,2. Programa de Controle Médico e Saúde Ocupacional - PCMSO,3. Programa e Condições e Meio Ambiente do Trabalho na Indústria da Construção - PCMAT e4. Plano de Emergência Médica e Primeiros Socorros - PEMPS.● Inserção Digital e Integração SocialCom o objetivo de implantar a Rede Nacional do Plano Nacional de Banda Larga - PNBL e possibilitar a inserção digital das comunidades ao longo do trajeto dos gasodutos, a TAG e a Telecomunicações Brasilei-ras S.A. - TELEBRAS celebraram contrato em 5 de setembro de 2012, viabilizando a utilização da infraestrutura disponível de Fibras Óticas implantada pela TAG.Integridade, Manutenção e ObrasForam atendidos os planos de inspeção de integridade de 2012, com as inspeções dentro da programação planejada. Como eventos de maior relevância, destacaram-se: ● 15 passagens de PIG Instrumentado● 20 passagens de PIG de LimpezaO PIG Instrumentado verifica a perda de espessura do gasoduto, é de vital importância para verificação da integridade estrutural do duto.O PIG de Limpeza retira todas as impurezas que se encontram no interior do duto.Programas e Indicadores de ManutençãoEm 2012, foram realizadas análises críticas dos relatórios e indicadores relativos aos contratos de Manuten-ção, nesta avaliação foram analisados os desvios dos planos de manutenção e dos indicadores contratuais. Auditoria de O&M Com a finalidade de verificar a execução correta dos planos de Manutenção, Integridade, SMS e inspeção, foram realizadas auditorias na Transpetro em 2012 nas malhas:Malha Nordeste Setentrional: Auditados os seguintes segmentos: Faixa do GASALP, Estação de Distribuição de Gás (EDG) de Pilar, Ponto de Entrega de Rio Largo (AL), Ponto de Entrega Termopernambuco, e Ponto de Entrega de Cabo (PE) no período de 27 a 30/03/2012.Malha Nordeste Meridional: Auditados os seguintes segmentos no estado da Bahia, PE Down Química, EDG São Francisco, EDG Camaçari, EDG e ECOMP (estação de compressão) de Catu no período de 25 a 27/07/2012.Malha Sudeste: Auditados os seguintes segmentos no estado do Espírito Santo, Faixa TIMS-Cacimbas, PE Vitória, PE Vale, EDG TIMS, ECOMP de Piúma no período de 16 a 19 de outubro de 2012.Recebimento de obrasEm 2012, foram assinados 16 Termos de Recebimentos de Obras (obras entregues para TAG), sendo 10 Pontos de Entrega, 02 Gasodutos e 2 ramais.

Manutenção da InfraestruturaA confiabilidade e segurança operacional da infraestrutura existente para o transporte de gás natural (gaso-dutos e demais instalações) são asseguradas pela Transpetro.A operação do gasoduto possui procedimentos de manutenção visando à preservação da integridade das instalações (Programa de manutenção de faixa), com a aplicação de recursos humanos, técnicos e materiais, de forma, prioritariamente, preventiva, a fim de garantir a segurança das pessoas e instalações, a preservação do meio ambiente, a confiabilidade dos componentes e instalações, a continuidade operacional e a qualidade dos serviços de transporte de gás natural.As principais atividades de manutenção desenvolvidas nos gasodutos ao longo de sua fase operacional são: ● Inspeções periódicas,● Manutenção preventiva, ● Passagem de PIG, e● Manutenção corretiva das faixas de servidão e controle de erosão.DesmobilizaçõesAinda em 2012, foram realizados três leilões de alienação de tubos e sucatas, resultando em receita adicional, além da redução de áreas nos pátios de armazenagem.

6 - ATIVOS DE TRANSPORTECom ativos de transporte de Gás Natural distribuídos nas regiões Norte, Nordeste e Sudeste, a TAG detém capacidade total de movimentação de gás na ordem de 226 milhões de m³/dia, proporcionando confiabilidade e segurança de suprimento.Concluída a fase estruturante dos ativos, isto é, investimentos em complementação e interligação das malhas, o objetivo passa a ser a manutenção e ampliação desta capacidade de transporte, além das instalações de novos Pontos de Entrega para o mercado. InvestimentosOs investimentos em 2012 totalizam R$ 1.528 milhões, contemplando os esforços na estruturação, adequa-ção e manutenção da malha de gasodutos, destacando os encerramentos de contratos e desmobilizações.

Investimentos em Milhões de R$

Região 2008 2009 2010 2011 2012

Região Norte 156 111 341 322 154

Região Nordeste 157 739 796 179 465

Região Sudeste 1.181 3.311 2.836 1.346 754

Manutenção 43 96 56 63 155

TOTAL 1.538 4.257 4.029 1.909 1.528

Região SudesteForam R$ 754 milhões em investimentos diretos, com destaque para os seguintes ativos:

GASDUC III - R$ 132 milhõesGasoduto Cabiúnas-Duque de Caxias/RJ.Fechamento do processo de importação de equipamentos para estação de compressão de gás de Campos Elíseos. Reforço estrutural no Túnel sob a Serra dos Gaviões, no município de Silva Jardim/RJ, com projeto de avaliação e contenção do maciço.

GASAN II

GASEB

GASPAL II

GASDUC III

GASPAL(RECAP - Volta Redonda)

Caraguatatuba - Taubaté - GASTAUCampinas - Rio (Trecho Taubaté-Japeri)

Campinas - Rio(Trecho Campinas-Taubaté)

Paulínia - JacutingaGASBEL II

GASBEL

GASFOR

GASAN

Vitória Cabiúnas(Gasene - Trecho Sul)

Cacimbas - Catu(Gasene - Trecho Norte)

Catu - Itaporanga

Cacimbas - Catu (GASCAC)Santiago - Camaçari (14”)Santiago - Camaçari (18”)

Candeias - Camaçari (14”)

Candeias - Camaçari (12”)

Candeias - Aratu

Catu - Itaporanga GASEB

Itaporanga - CarmópolisCarmópolis - Pilar

Pilar - IpojucaGaslap (Pilar-Cabo)

Coari - ManausUrucu - Coari

Nordestão

Ramal FAFEN - SERGAS

Açu - Serra do Mel

Atalaia - Itaporanga

Cacimbas - Vitória

GASVOL (REDUC-Volta Redonda)Japeri-REDUC

MG

BA

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PR

SC

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Jacutinga Taubaté

Japeri

Volta

Redonda

Guararema

Brumadinho BeloHorizonte

Cabiúnas

Gasodutos TAG

Pontos NotáveisVitória

Cacimbas

Catu

Candeias

Camaçari

Cabo

Pecém

Guamaré

Ipojuca

Pilar

Carmópolis

AtalaiaItaporanga

Catu

RECAPRPBC

REPLAN

UrucuCoari

Manaus

Suriname

Venezuela

Colômbia

Colômbia

Bolívia

Argentina

Chile Paraguai

Uruguai

Peru

GuianaFrancesa

Guiana

Oceano Atlântico


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ção Malha Nordeste

Malha Nordeste SetentrionalA Malha Setentrional compreende a infraestrutura existente entre os estados de Alagoas e Ceará, totalizando 1.512 quilômetros, trinta pontos de entrega de gás e quatro pontos de suprimento, cujas localizações estão indicadas no mapa a seguir.

A infraestrutura existente permite o fluxo bidirecional com suprimento de gás natural liquefeito (GNL) na extremidade superior junto ao município de Pecém (CE), como também suprimento através da UPGN Guamaré (RN) - (Unidade de processamento de gás natural). Além disso, o Nordeste Setentrional também é suprido com gás proveniente do Gasene e do Nordeste Meridional devido à grande flexibilidade da malha de gasodutos da TAG.

Gasodutos em Operação na Malha Nordeste - Setentrional

Gasoduto Localidade Origem e Destino UF Extensão (Km)

Diâmetro (pol)

GASFOR e ramais Guamaré-Pecém RN / CE 422 12/10

NORDESTÃO e ramais Guamaré-Cabo RN / PB/ PE 481 12

GASALP Pilar-Cabo PE / AL 215 12

Atalaia-Itaporanga Atalaia-Itaporanga SE / AL 29 14

Carmópolis-Pilar Carmópolis-Pilar SE / AL 176 26

Pilar-Ipojuca Pilar-Ipojuca AL/PE 189 24

Permite ao longo do trajeto o suprimento às diversas companhias distribuidoras locais e seus grandes clientes, usinas termelétricas de terceiros e unidades da Petrobras (refinarias, unidades de fertilizantes e usinas termelétricas

Malha Nordeste Setentrional - Principais Destaques

Estados PontoRecebimento

Serviço Compressão Refinarias UTE Ponto

EntregaCia.

Distribuidora

Alagoas 1 1 4 1

Pernambuco 1 1 9 1

Paraíba 1 4 1

Rio Grande do Norte 2 1 1 5 1

Ceará 1 1 2 8 1

Malha Nordeste Meridional

A Malha Meridional abrange grande trecho dos gasodutos do Sistema GASENE (interligação entre as malhas sudeste e nordeste), o complexo petroquímico de Camaçari (BA) e contará a partir de 2013 com o terceiro terminal de recebimento de gás natural liquefeito (GNL). A infraestrutura totalizando 1.666 quilômetros, trinta pontos de entrega de gás e quatro pontos de suprimento, cujas localizações estão indicadas no mapa a seguir.

Os gráficos a seguir apresentam a evolução dos principais ativos, que são constituídos dos gasodutos de transporte de gás natural, estações de compressão e pontos de entrega:

Extensão da Malha x Estações de Compressão e Entrega x Movimentação

● Região SudesteA malha da Região Sudeste é composta por um conjunto de 15 gasodutos interligados com 2.842 km de extensão, que abrange os estados do Rio de Janeiro, São Paulo, Minas Gerais e Espírito Santo.

Esta capilaridade permite o transporte de gás oriundo de jazidas nacionais, boliviano ou GNL, que é regaseificado na Baía da Guanabara. A malha conta com 48 pontos de entrega, atendendo as companhias distribuidoras locais e grandes clientes destas, usinas termelétricas e unidades da Petrobras (refinarias e usinas térmicas), além de 10 estações de compressão.

Gasodutos em Operação na Malha Sudeste


Diâmetro (pol)

GASVOL Duque de Caxias - Volta Redonda RJ 100 18

GASPAL Volta Redonda - Capuava RJ / SP 326 22

GASAN Capuava - Cubatão SP 43 12

GASBEL Duque de Caxias - Betim RJ / MG 357 16

Lagoa Parda-Vitória Lagoa Parda-Vitória ES 81 8

GASJAP Japeri - REDUC RJ 45 28

GASDUC III Cabiúnas - REDUC RJ 181 38

GASCAR Campinas-Rio SP / RJ 457 28

GASCAV + ramais Cabiúnas-Vitória RJ / ES 313 28

Cacimbas-Vitória Cacimbas-Vitória ES 130 26

Paulínia-Jacutinga Paulínia-Jacutinga SP / MG 93 14

GASBEL II Volta Redonda - Queluzito RJ / MG 269 18

GASTAU Caraguatatuba - Taubaté SP 96 28

GASAN II Capuava - Cubatão SP 39 22

GASPAL II Guararema - Capuava SP 54 22

RAMAIS DE CAMPOS ELÍSEOS Duque de Caxias RJ 5 16/20

A infraestrutura dutoviária instalada na Malha Sudeste permite o suprimento a partir de onze pontos de re-cebimento (inclusive GNL), a disponibilização de gás natural em dez usinas termelétricas, cinco companhias distribuidoras e quatro refinarias da Petrobras, além de contar com 10 instalações de compressão de gás e 51 pontos de entrega.

Malha Sudeste - Principais Destaques

Estados Ponto Recebimento


EntregaCia.

Distribuidora

Espírito Santo 2 2 1 10 1

Rio de Janeiro 4 3 1 5 16 2

Minas Gerais 2 1 2 11 1

São Paulo 5 3 4 1 14 1

● Região Nordeste

A região Nordeste dispõe de uma rede de gasodutos com 3.178 km de extensão, interligando a maior parte dos estados da região, desde o estado do Ceará até a Bahia, distribuída entre as Malhas Nordeste Seten-trional e Meridional.

MG

SP

RJ

ES

UTE Euzébio da Rocha

UTE Barbosa Lima Sobrinho

UTE Aureliano Chaves

Belo Horizonte

UTE Gov. Leonel BrizolaUTE Norte Fluminense

UTE Mario Lago

UTE Juiz de Fora

Rio de Janeiro

Arraial do Cabo

Vitória

Niterói

Campos

Macaé

Caraguatatuba

Santos

São Paulo

Paulínia

Campin

as

Jacutinga

GNL Baía de Guanabara

GASPAL II

GASPAL I

GASVOL

GASBEL II GASCAB

GASCAV

GASCAC

Cacimbas-Vitória

Lagoa Parda-Vitória

GASBEL I

GASDUC II

GASDUC III

GASBEL II

Paulínia-Jacutinga

GASPAL I

GASCAR

GASAN II

GASBOL

Merluza

GASTAU

Cidades

Navio / Terminal GNL

Refinarias

Usina Termelétrica em Operação

Ponto de Entrega em Operação

Ponto de Entrega Futuro

Ponto de Recebimento em Operação

ECOMP em Operação

SCOMP em Operação

Ponto de Interconexão

UPGN em Operação

UPGN em Construção

Gasodutos em Operação

Gasoduto TBG - GASBOL

PE UTE Euzébio Rocha

PE São Bernardo do Campo

GASTSJC GASTAUB

PE Barbacena

PE São Braz do Suaçuí IIPE São Braz do Suaçuí I

PE Brumadinho

PE Betim IIPE Betim

PE Campos

PE JaperiPE Japeri II

UTGC Cacimbas

PR Cacimbas

PE Barra do RiachoPE Spinassé

PE Dagussa

PE VB10PE Vale

PE Vitória

PE Anchieta

PE cachoeiro

PE Viana

PE REGAP

REGAP

PE Termorio IPE Termorio II

PE REDUC

PE ParacambiPE Piraí

PE VoltaRedonda

PE GuapimirimPE Lorena

PE Resende

PE Pindamonhangaba

PE Juiz de Fora PE UTE Juiz de Fora

PR campos ElíseosPE GNL Baía de GuanabaraPR REDUC

PE Igrejinha

PE Rio das Flores

PE São José dos Campos

PR Paulínia

PR REPLAN

PR UTG Sul

PR cabiúnas

UPGN cabiúnas

REPLAN

PR Caraguatatuba

PRGuararema

ECOMPGuararema

PE CubatãoPE RPBC

PR RPBCUPGN RPBC

RPBC

PE RECAP

RECAP

PE CapuavaPE Suzano

PE Jacutinga

PE GuaratinguetáPE Cruzeiro

PE Bragança Paulista

ECOMP Taubaté

ECOMP Piúma

ECOMP AracruzPE Aracruz PE SDV-02

PE UTE Linhares

PE Mucuri

SCOMP Congonhas

ECOMP Campos Elíseos

ECOMP Vale do Paraíba

PE Cidade do AçoPE Barra Mansa

SCOMP REDUC

SCOMP ESTAP

SCOMP ESMAN

REDUCPE Taubaté

PE REVAP

REVAP

UTG Sul Capixaba

PE UTE Ibirité

PE UTE Mario LagoPE UTE Norte Fluminense

Oceano Atlântico

Oceano Atlântico

Maceió

Recife

João Pessoa

Natal

Fortaleza

Ramal Termopernambuco

GASALP

Carmópolis - Pilar

Pilar - Ipojuca

Variante Nordestão

Nordestão

GNL Pecém

GASFOR

PE Pecém

PE Fortaleza

PE AquirazPE Pacajus

PE Aracati

PE Fazenda Belém

PR GNL Pecém

RNEST

SCOMP Pilar

EDG Pilar

PE Penedo

UPGN Pilar

PR Pilar

PE Rio Largo

PE Marechal Deodoro

PE São Miguel dos Campos

PE Igarassu IPE Paulista

PE Goiana

PE RecifePE Termopernambuco

UTE Termopernambuco

PE Cabo

PE Igarassu II

PE Jaboatão

PE Suape

SCOMP santa Rita

PE Santa RitaPE Mamanguape

PE Campina Grande

PE Pedras de Fogo

PE Mossoró

PE UTE TermoaçuPE Ielmo Marinho

UTE Jesus Soares Pereira

PE Macaíba

PE Goianinha

UPGN Guamaré

PR Guamaré-GASFOR PR Guamaré-Nordestão

PE UTE Termofortaleza

PE UTE TermocearáUTE Termoceará

UTE TermofortalezaPE Caucaia

UTE José de AlencarSCOMP Aracati

SCOMP Macaíba

BA

PE

CE

PI

RN

PB

AL

SE

Cidades


Refinarias


Usina Termelétrica Planejada


Ponto de Entrega Futuro


ECOMP em Operação

SCOMP em Operação

UPGN em Operação

EDG em Operação



continua

cont

inua

ção Malha Nordeste Meridional

Gasodutos em Operação na Malha Nordeste - Meridional


Diâmetro (pol)

GASEB Sergipe-Bahia SE / BA 230 14

Catu-Carmópolis Catu-Carmópolis BA / SE 287 26

Catu-Camaçari 14” Catu-Camaçari BA 32 14

Catu-Camaçari 18” Catu-Camaçari BA 34 18

Candeias-Camaçari 12” Candeias-Camaçari BA 37 12

Candeias-Camaçari 14” Candeias-Camaçari BA 42 14

Candeias-Aratu Candeias-Aratu BA 22 12

GASCAC Cacimbas-Catu ES / BA 954 28

Atalaia-Laranjeiras Atalaia-Laranjeiras SE 28 14

São supridas com gás natural sete usinas termelétricas, sete companhias distribuidoras e duas refinarias da Petrobras:

Malha Nordeste Meridional - Principais Destaques

EstadosPonto

RecebimentoServiço

CompressãoRefinarias/Unid. Fértil

UTEPonto

EntregaCia.

Distribuidora

Bahia 3 4 1 3 21 1

Sergipe 1 1 9 1

● Região Norte

Na região Norte, a TAG conta com uma malha de 803 km, interligando as jazidas da Bacia do Solimões à cidade de Manaus. O gasoduto vem produzindo uma significativa mudança na matriz energética do estado do Amazonas ao substituir o óleo diesel e o óleo combustível pelo gás natural na geração de energia elétrica em Manaus e nos diversos municípios localizados ao longo do traçado. Além da demanda térmica, atende também ao mercado não térmico da Companhia distribuidora local e à refinaria da Petrobras em Manaus.

Gasodutos em Operação na Malha Norte

Gasoduto Localidade Origem e Destino UFExtensão

(Km)Diâmetro

(pol)

GASCOM Coari-Manaus AM 383 20

GARSOL Urucu-Coari AM 280 18

Ramais Diversos Coari-Manaus AM 139 3, 4 e 14

O gasoduto Urucu-Manaus conta com 2 Estações de Compressão próprias, Coari e Juaruna, e com 12 Pontos de Entrega, distribuídos ao longo da malha, atendendo aos seguintes agentes:

Malha Norte - Principais Destaques

Estados PontoRecebimento


EntregaCia.

Distribuidora

Amazonas 1 2 1 2 12 1

7. CONTRATOS DE TRANSPORTEA relação comercial entre a TAG e seus clientes é regida por Contratos de Serviço de Transporte de Gás Natural, regulados pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP.

Por se tratar de uma atividade de capital intensivo, o retorno dos investimentos realizados pela transporta-dora na construção dos gasodutos deve ser garantido contratualmente, independentemente das eventuais flutuações da demanda de transporte de gás. Assim sendo, os Contratos de Transporte contam com cláu-sula de Encargo de Capacidade Não Utilizada (ship-or-pay), ou seja, condição contratual que garante ao transportador uma receita calculada com base na capacidade de transporte contratada e não somente no volume efetivamente movimentado.

Ao final de 2012, a TAG detinha os seguintes contratos de transporte em vigor: Malha Sudeste, Malha Nor-deste, Sistema Gasene, Novo Sistema de Transporte, Paulínia-Jacutinga, Sistema Urucu-Coari-Manaus, GASDUC III, GASTAU, Pilar-Ipojuca e Atalaia-Laranjeiras; todos assinados entre a TAG, na qualidade de Transportador, e a Petróleo Brasileiro S/A - PETROBRAS, na qualidade de Carregador.

Contratos Malha Sudeste e Malha NordesteA TAG é integrante e líder do Consórcio Malhas Sudeste Nordeste formado em 01/07/2003 para promover a expansão da infraestrutura de transporte dutoviário de gás natural nas regiões Nordeste e Sudeste do Brasil.

O Consórcio é formado pela TAG, por duas Sociedades de Propósito Específico - SPEs, denominadas Nova Transportadora do Nordeste S.A. - NTN, e Nova Transportadora do Sudeste S.A. - NTS - responsáveis pelos investimentos em novos gasodutos na Malha Nordeste e Sudeste, respectivamente - e pela Transpetro, responsável pela operação e manutenção dos gasodutos.

O Contrato Malha Sudeste possui vigência de 20 anos, tendo iniciado em 01/01/2006, com término previsto para 31/12/2025 e engloba os seguintes gasodutos e ramais:

● Gasoduto GASVOL (REDUC - Volta Redonda)

● Gasoduto GASPAL (Volta - Redonda - RECAP)

● Gasoduto GASAN (RECAP-RPBC)

● Gasoduto GASBEL (REDUC-REGAP)

● Gasoduto GASCAR (Campinas - Japeri)

● RAMAL ESVOL-TEVOL

● RAMAL DE CAMPOS ELÍSEOS - 20” (Campos Elíseos - A-nel de Gás Residual)

● RAMAL DE CAMPOS ELÍSEOS - 16” (Trecho remanescente do GASDUC I)

A capacidade contratada é de 43,8 milhões m3/dia, tendo atingido a movimentação média de 25,9 milhões m3/dia, em 2012.

O Contrato Malha Nordeste possui vigência de 20 anos, tendo iniciado em 01/01/2006, com término previsto para 31/12/2025 e engloba os seguintes gasodutos e ramais:

● Gasoduto ATALAIA - ITAPORANGA (GAI)

● Gasoduto CANDEIAS - ARATU 12”

● Gasoduto CANDEIAS - CAMAÇARI 12”

● Gasoduto CANDEIAS - CAMAÇARI 14”

● Gasoduto CATU-PILAR - TRECHO CARMÓPOLIS-PILAR

● Gasoduto CATU-PILAR - TRECHO CATU-CARMÓPOLIS

● Gasoduto GASALP (PILAR - CABO)

● Gasoduto GASEB (SERGIPE - BAHIA)

● Gasoduto GASFOR (GUAMARÉ - PECÉM)

● Gasoduto NORDESTÃO (GUAMARÉ - CABO)

● Gasoduto SANTIAGO-CAMAÇARI 14”

● Gasoduto SANTIAGO-CAMAÇARI 18”

● LOOP NORDESTÃO (VARIANTE)

● RAMAL AÇU-SERRA DO MEL (GASMEL)

● RAMAL ARACATI

● RAMAL FAFEN II (Ramal FAFEN-SERGÁS)

● RAMAL SANTA RITA

● RAMAL TERMOFORTALEZA

● RAMAL TERMOPERNAMBUCO

A capacidade contratada é de 21,6 milhões m3/dia, tendo atingido a movimentação média de 17,4 MMm3/dia em 2012.

Sistema GASENEO Sistema GASENE interliga as malhas de gasodutos das regiões Sudeste e Nordeste do país. Esse sistema é formado por três trechos de gasodutos, conforme a seguir:

● Trecho Sul 1: Cabiúnas-RJ a Vitória-ES (GASCAV);

● Trecho Sul 2: Cacimbas-ES a Vitória-ES;

● Trecho Norte: Cacimbas-ES a Catu-BA (GASCAC).

O Contrato de Serviço de Transporte possui vigência de 25 anos, tendo seu início ocorrido em 10/11/2008, quando da entrada em operação comercial dos Trechos Sul 1 e 2. O trecho Norte (GASCAC) foi concluído em 2010, entrando em operação comercial a partir de 01/05/2010.

Em 2012, a capacidade contratada foi de 20,0 MMm³/dia para o Trecho Sul e 10,3 MMm³/dia para o Trecho Nor-te. A movimentação média total de gás, em 2012, no sistema GASENE alcançou o montante de 8,3 MMm³/dia.

Malha Sudeste IIO Contrato de Transporte para o Novo Sistema de Transporte abrange os gasodutos Japeri-Reduc(RJ), Gasbel II(RJ/MG), Gaspal II(SP) e Gasan II(SP).

O contrato teve seu início em 01/12/2009, com a entrada em operação do gasoduto Japeri-Reduc, e vigorará por um prazo de 20 anos a contar da entrada em operação da última instalação (GASAN II), que ocorreu em 14 de outubro de 2011.

A capacidade contratada é de 49,4 MMm³/dia, sendo que não houve volume movimentado faturado de gás nesta malha no ano de 2012.

Paulínia-JacutingaO Contrato de Transporte para o gasoduto Paulínia-Jacutinga teve seu início em 15/01/2010 e vigorará por um prazo de 20 anos, com término previsto para 14/01/2030.

A capacidade contratada é de 5 MMm³/dia. A movimentação de gás média, em 2012, foi de 400 mil m³/dia.

Sistema Urucu-Coari-ManausA celebração do Contrato de Transporte entre TAG e Petrobras para o Sistema Urucu-Coari-Manaus ocorreu em 01/12/2010, tendo sua operação comercial iniciada nesta mesma data.

O contrato tem vigência de 20 anos, com término previsto para 30/11/2030.

A capacidade contratada é de 6,07 MMm³/dia, tendo movimentado uma média diária de 2,6 MMm³ em 2012.

UTE Celso Furtado UTE Rômulo Almeida

UTE Camaçari

Aracaju

Salvador

GASCAC

GNL Bahia - Em Construção

Santiago - Camaçari 14”

Santiago - Camaçari 18”

Candeias - Camaçari 12”

Candeias - Aratu 12”



GASCAC

GASEB

Atalaia - Laranjeiras - GAL

Atalaia - Itaporanga

Ramal FAFEN - SERGASItaporanga - Carmópolis

Carmópolis - Pilar

Catu - Itaporanga

Catu - Itaporanga

GASEB

GASCAC

EDG CatuSCOMP Catu

PE CatuECOMP Catu

PR CatuPR Catu 14

UPGN Santiago

PE Itaporanga

PE Carmópolis

PE ManguinhosPR Atalaia

PE AracajuEDG Atalaia

PE Águas Claras

FAFEN-SEPE Socorro

PE FAFEN-SE

PE Penedo

PE SERGAS

PE Estância

PE Eunápolis

PE Mucuri

PE Fazenda Balsamo

PE Fazenda Alvorada

PE Araçás

PE Itabuna

PE Veracel

FAFEN-BA

ECOMP Prado

PE Camaçari-Manati

PE Camaçari ResidualEDG Camaçari

PE UTE Rômulo Almeida

PE Cia Salvador

EDG Aratu

PE Aratu

PR UPGN CandeiasUPGN Candeias

EDG Candeias

PE Candeias- ManatiPR Manati

PE Candeias

PE Cabotó

PE RLAM 10PE RLAM 6

RLAM

PE Cexis

SCOMP CandeiasPE UPGN Candeias

PE FAFEN-BA

PE Chesf

BABA

MG

Cidades


Refinarias




Estação de Distribuição de Gás

ECOMP em Operação

SCOMP em Operação

FAFEN

UPGN em Operação


Gasodutos de Transferência

Oceano Atlântico

Coari

CodajásAnori

Anamã

CaapirangaManacapuru

Iranduba

Manaus

Urucu - Coari

Coari - Manaus

Ramal Coari

Ramal Codajás

Ramal Anori

Ramal Anamã

Ramal CaapirangaRamal Manacapuru Ramal Iranduba

Ramal UTE AparecidaPE UTE Mauá

PE Caapiranga

PE Anamã

PE Anori

PE CodajásECOMP Coari

ECOMP Juaruna

PR Urucu

UPGN Urucu

PE Coari

PE Mauá

PE REMAN

REMANPE UTE Aparecida

PE AparecidaPE Iranduba

PE Manacapuru

AM

Cidades

Refinarias



ECOMP em Operação

UPGN em Operação


Massa D’água


continua

cont

inua

ção Considerando-se que o gasoduto no trecho de Urucu a Coari (GARSOL) é de propriedade da Petrobras, foi

firmado um contrato de aluguel para que a TAG tivesse sua posse e, dessa forma, condições para prestar o serviço de transporte. O GARSOL demandou investimentos da TAG na sua readaptação para transporte de gás natural, uma vez que era utilizado pela Petrobras para transporte de GLP (gás liquefeito de petróleo). Em contrapartida, em atendimento à necessidade da Petrobras, a transportadora TUM, incorporada pela TAG em 18 de agosto de 2010, construiu um duto para transporte de GLP (Gás Liquefeito de Petróleo) no mesmo trecho (Urucu-Coari), duto este alugado para a Petrobras, com vigência a partir de 19/11/2010.

GASDUC III

O Contrato de Transporte para o gasoduto GASDUC III teve seu início de operação comercial declarado em 12/11/2010 e vigorará por um prazo de 20 anos, com término previsto para 11/11/2030.

A capacidade contratada é de 40 MM m³/dia, sendo que, em 2012, o volume médio movimentado foi de 10,7 MMm³/dia.

Pilar-Ipojuca

O Contrato de Transporte para o Gasoduto Pilar-Ipojuca foi celebrado e entrou em operação comercial em 1º de dezembro de 2011, com vigência de 20 anos e término previsto para 30/11/2031. O Gasoduto se estende de Pilar (AL) a Ipojuca (PE), com capacidade de entrega de gás natural de 7,5 MMm³/dia. A movimentação média, em 2012, foi de 3,2 MMm³/dia.

A capacidade de transporte contratada do gasoduto é crescente, passando para 9 MMm³/dia a partir de janeiro de 2014 até dezembro de 2015 e 15 MMm³/dia a partir de janeiro de 2016.

GASTAU

O Contrato de Transporte para o Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté - GASTAU foi celebrado e entrou em operação comercial em 1º de dezembro de 2011, com vigência de 20 anos e término previsto para 30/11/2031. Com capacidade de transporte de 20 MMm³/dia, o gasoduto permite o escoamento do gás da Bacia de Santos para a Malha Sudeste, tendo apresentado uma movimentação média de 7,9 MMm³/dia em 2012.

Atalaia-Laranjeiras

O Gasoduto Atalaia-Laranjeiras é de propriedade da Petrobras e, originalmente, era classificado como Ga-soduto de Transferência. Em 2011, o mesmo foi reclassificado pela ANP para Gasoduto de Transporte, cuja prestação de serviço só pode ser exercida por uma empresa Transportadora de Gás Natural.

Assim, em 17/04/2012, TAG e Petrobras celebraram um Contrato de Aluguel, através do qual a TAG passou a ter a posse do duto e, naquela mesma data, foi celebrado o Contrato de Transporte. Os dois Contratos foram celebrados em 17/04/2012, com início de operação comercial em 18/07/2012 e vigência de 68 meses, com término para 17/03/2018.

A capacidade contratada é de 1,5 MMm³/dia, sendo que, em 2012, o volume médio movimentado foi de 600 mil m³/dia.

8. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

Lucro Líquido e EBITDA

No exercício social de 2012, a TAG apurou lucro líquido 157% superior ao ano de 2011, em função, principal-mente, do crescimento do resultado operacional, ainda que impactado pelo resultado financeiro desfavorável.

O EBITDA apresentou-se 47% acima do realizado em 2011, devido ao faturamento pleno ao longo de todo o ano dos contratos de transporte relativos ao GASTAU, Pilar-Ipojuca e Malhas II, bem como à supressão do custo relativo ao serviço de redespacho junto à Transportadora GASENE, incorporada pela TAG em 2012, conforme anteriormente mencionada.

Receita Operacional

Em 2012, a TAG registrou crescimento de 26% na receita operacional bruta em relação ao ano anterior devido, principalmente, ao faturamento durante todo o ano dos contratos comerciais referentes ao GASTAU e gasoduto Pilar-Ipojuca - operação comercial iniciada em dezembro/2011 - e ao faturamento integral ao longo do ano do contrato comercial relativo à Malha Sudeste II com base na tarifa plena, ocasionado pela entrada em operação comercial do GASAN II e GASPAL II, em outubro 2011.

Encargos sobre Vendas

Incremento nos encargos sobre venda da ordem de 45%. O crescimento de 26% no recolhimento de PIS/COFINS encontra-se em linha com o aumento da receita operacional bruta. A rubrica de ICMS/ISS teve aumento de 115% em função da maior movimentação de gás natural, visto que estes impostos incidem apenas na parcela de faturamento relativa ao volume transportado.

Custo dos Serviços Prestados

O Custo dos Serviços Prestados, no montante de R$ 1.339 milhões (R$ 1.639 milhões, em 2011), corres-pondeu a 26% da receita operacional líquida. A redução na rubrica deve-se à extinção do serviço de redespacho junto à Transportadora GASENE (R$ 615 milhões, em 2011).Destaca-se o incremento na rubrica de depreciação, originado pelos novos ativos que entraram em operação comercial no final do exercício social de 2011.O incremento nos custos referentes ao aluguel e serviços de compressão deve-se às desmobilizações e distratos contratuais de estações de compressão alugadas.O incremento na rubrica de operação e manutenção é resultado dos novos contratos de Operação e Manu-tenção firmados entre TAG e Transpetro, devido à entrada em operação de novas estações de compressão próprias e gasodutos.

Despesas Gerais e Administrativas

As despesas administrativas foram 71% superiores ao ano anterior devido, principalmente, à amortização dos gastos pré-operacionais da Transportadora GASENE e da TUM (R$ 40 milhões no ano).Em 2011, as despesas tributárias foram infladas pelo Imposto sobre Operações Financeiras - IOF incidente sobre o mútuo captado junto à Nova Transportadora do Nordeste e à Nova Transportadora do Sudeste - NTs (R$ 11 milhões), além do reconhecimento de PIS/COFINS não recuperável referente à Transportadora GASENE - contabilizado no resultado da TAG devido ao leasing financeiro (R$ 13 milhões).Resultado FinanceiroO resultado financeiro foi afetado negativamente pela atualização monetária incorrida sobre os endividamentos em moeda estrangeira, tendo como indexador o dólar norte-americano, que gerou uma variação cambial negativa de R$ 1.240 milhões.O incremento da rubrica de despesas financeiras deve-se, principalmente, à incorporação dos passivos financeiros da Transportadora GASENE, além do fato de, em 2012, todos os encargos financeiros terem sido alocados como despesa financeira - em 2011, parcela dos encargos foi capitalizada até a entrada em operação comercial dos ativos objetos dos financiamentos.As receitas financeiras (R$ 97 milhões) foram oriundas do saldo de caixa da TAG aplicado em fundos de investimento em direitos creditórios (FIDC).

Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - IRPJ e CSLLOs valores de IRPJ e CSLL apurados no exercício de 2012 totalizaram R$ 334 milhões (R$ 318 milhões, em 2011). O modesto crescimento nesta rubrica ocorreu principalmente por conta de crédito de IRPJ/CSLL em razão da inclusão dos Juros sobre Capital Próprio como despesa operacional.

Análise Patrimonial

A TAG encerrou 2012 com saldo de caixa, bancos e aplicações, no valor de R$ 462 milhões.O ativo permanente teve incremento de 2%, alcançando o montante de R$ 24.288 milhões (R$ 23.724 milhões, em 2011), devido aos investimentos realizados ao longo do ano, descontados da depreciação acumulada no exercício social.O saldo de financiamentos com agentes externos ao Sistema Petrobras teve incremento de 71% devido à in-corporação dos passivos financeiros da Transportadora GASENE (R$ 18.310 milhões versus 10.707 milhões).Findo o ano de 2012, o saldo com a controladora GASPETRO referente aos empréstimos recebidos via mútuo era de R$ 650 milhões, além de R$ 105 milhões referentes a juros sobre capital próprio a pagar. Ademais, a TAG registra em seu passivo empréstimo de mútuo junto às NTs, totalizando o montante de R$ 603 milhões.Para o lucro líquido no montante de R$ 996 milhões, no exercício de 2012, está sendo proposta a composição de R$ 50 milhões destinados à reserva legal e R$ 13 milhões para a formação de reserva de incentivos fiscais. Descontado o montante de R$ 300 milhões a título de juros sobre capital próprio aprovado na reunião do Conselho de Administração da TAG de 19 de dezembro de 2012, restam R$ 633 milhões que estão sendo destinados a título de dividendos adicionais propostos.


continua

cont

inua

ção

BALANÇO PATRIMONIAL EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011

(Em milhões de reais)

DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011

(Em milhões de reais, exceto o lucro líquido por ação do capital social)

DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO (CONTROLADORA)EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011


As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.

Controladora ConsolidadoAtivo Nota 2012 2011 2011

Circulante

Caixa e equivalentes de caixa ........................................... 5 462 663 1.057

Contas a receber - empresas do sistema Petrobras ......... 6 1.201 965 961

Impostos e contribuições ................................................... 15.1 153 30 59

Outros ativos circulantes ................................................... 3 3 4

1.819 1.661 2.081

Não circulante

Realizável a longo prazo

Depósitos judiciais ........................................................... 18 5 6

Depósitos vinculados ......................................................... 30 20 20

Adiantamentos a fornecedores .......................................... 59 63 63

Impostos e contribuições diferidos .................................... 15.3 288 89 108

Impostos e contribuições ................................................... 15.1 947 915 919

1.342 1.092 1.116

Investimentos..................................................................... 7 – 496 –

Imobilizado......................................................................... 8 24.575 23.457 24.525

Intangível ........................................................................... 9 8 6 6

Diferido .............................................................................. 10 209 55 –

26.134 25.106 25.647

27.953 26.767 27.728

Controladora ConsolidadoNota 2012 2011 2011

Receita ......................................................................................................................................................................................................................................... 13 5.082 4.108 4.105

Custo dos serviços prestados..................................................................................................................................................................................................... 14 (1.339) (1.639) (1.639)

Lucro bruto ................................................................................................................................................................................................................................. 3.743 2.469 2.466

Receitas (despesas)

Gerais e administrativas ............................................................................................................................................................................................................. 14 (67) (39) (25)

Despesas tributárias ................................................................................................................................................................................................................... (4) (38) (57)

Outras receitas, líquidas ............................................................................................................................................................................................................. 13 62 49

Lucro operacional antes do resultado financeiro, participação e dos impostos................................................................................................................. 3.685 2.454 2.433

Resultado financeiro líquido ..................................................................................................................................................................................................... 16 (2.545) (1.455) (1.861)

Resultado de participação em investimentos relevantes....................................................................................................................................................... 190 (293) –

Lucro antes dos impostos ......................................................................................................................................................................................................... 1.330 706 572

Imposto de renda e contribuição social ...................................................................................................................................................................................... 15.4 (334) (318) (179)

Lucro líquido do exercício ......................................................................................................................................................................................................... 996 388 393

Lucro líquido por ação do capital social ao final do exercício básico e diluído (em R$) .................................................................................................... 0,19 0,08 0,08


Reservas de lucros

Nota Capital socialContribuição

adicional de capital LegalIncentivos

fiscaisRetenção de lucros

Dividendos adicionais

Lucros acumulados Total

Saldos em 1º de janeiro de 2011 .................................................................................... 3.735 170 115 – 863 – – 4.883

Aumento de capital .......................................................................................................... 1.160 – – – – – – 1.160

Aquisição de participação ................................................................................................ – 705 – – – – – 705

Reversão das reservas .................................................................................................... – – – – (863) 863 – –

Lucro líquido do exercício ................................................................................................ – – – – – – 388 388

Destinações:

Apropriações de lucros em reservas.............................................................................. – – 19 63 – – (82) –

Dividendos ..................................................................................................................... – – – – – 229 (306) (77)

Saldos em 31 de dezembro de 2011 .............................................................................. 4.895 875 134 63 – 1.092 – 7.059

Crédito para aumento de capital...................................................................................... 200 – – – – – – 200

Aumento de capital com incorporação de ativo imobilizado ............................................ 261 – – – – – – 261

Redução de capital com transferência de ativo imobilizado ............................................ (12) – – – – – – (12)

Aumento de capital com reservas.................................................................................... 1 – – (1) – – – –

Dividendos adicionais aprovados .................................................................................... – – – – – (1.092) – (1.092)

Lucro líquido do exercício ................................................................................................ – – – – – – 996 996

Destinações:

Apropriações de lucros em reservas.............................................................................. – – 50 13 – – (63) –

Dividendos ..................................................................................................................... – – – – – 633 (933) (300)

Saldos em 31 de dezembro de 2012 .............................................................................. 17 5.345 875 184 75 – 633 – 7.112


Controladora ConsolidadoPassivo Nota 2012 2011 2011

Circulante

Fornecedores..................................................................... 133 326 497

Financiamentos ................................................................. 6 e 11 2.519 469 923

Contas a pagar - empresas do sistema Petrobras ............ 6 379 729 410

Impostos e contribuições a recolher .................................. 15.2 286 139 184

Dividendos propostos ........................................................ 6 e 17 105 77 77

Outras contas a pagar ....................................................... 20 27 10

3.442 1.767 2.101

Não circulante

Contas a pagar - empresas do sistema Petrobras ............ 6 e 17 1.253 7.325 1.255

Crédito para futuro aumento de capital ............................ 6 e 17 – 200 200

Impostos e contribuições diferidos .................................... 15.3 288 109 388

Financiamentos ................................................................. 6 e 11 15.791 10.238 17.023

Provisões para processos judiciais.................................... 18 2 6 6

Outras contas a pagar ....................................................... 65 63 25

17.399 17.941 18.897

Patrimônio líquido 17

Capital realizado ................................................................ 5.345 4.895 4.895

Contribuição adicional de capital ....................................... 875 875 534

Reservas de lucros ............................................................ 259 197 209

Dividendos adicionais propostos ....................................... 633 1.092 1.092

7.112 7.059 6.730

27.953 26.767 27.728


continua

cont

inua

ção

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011

(Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário)

DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011


DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011


Controladora Consolidado2012 2011 2011

Fluxo de caixa das atividades operacionais Lucro líquido do exercício ......................................................................... 996 388 393Ajustes para Depreciação e amortização ...................................................................... 1.073 735 738 Participação em investimento relevante ................................................... (190) 293 – Encargos financeiros e variação cambial sobre financiamentos .............. 1.604 1.434 1.348 Encargos financeiros e variação cambial sobre obrigações com empresas do sistema Petrobras ............................................................. 817 (12) 471 Encargos sobre dividendos a pagar ......................................................... 66 22 22 Encargos financeiros sobre contas a pagar ............................................. – 8 8 Imposto de renda e contribuição social diferidos...................................... (367) (303) (442) Variações nos ativos e passivos (Aumento) redução de outros ativos circulantes e não circulantes ........ (22) 1 1 Redução (aumento) de impostos e contribuições a recuperar/recolher . (49) (117) (115) Redução de adiantamentos a fornecedores ........................................... 4 73 61 Aumento (redução) de outras contas a pagar......................................... (85) (27) 85 (Aumento) redução de fornecedores ...................................................... 70 (492) (465) Variação de operações com empresas do sistema Petrobras: Aumento (redução) do contas a receber ............................................... (236) (471) (471) (Redução) aumento do contas a pagar .................................................. (29) 84 84Recursos líquidos gerados nas atividades operacionais .................... 3.652 1.616 1.737Fluxo de caixa das atividades de investimentos Investimento em gás e energia................................................................. (1.030) (1.391) (1.515) Intangível .................................................................................................. (2) – – Caixa absorvido na incorporação de participação acionária .................... 267 – 367Recursos utilizados nas atividades de investimentos ......................... (765) (1.391) (1.148)Fluxo de caixa das atividades de financiamento Obrigações com contratos com transferência de riscos e benefícios ...... 110 Dividendos pagos ..................................................................................... (1.430) (211) (212) Crédito para futuro aumento de capital .................................................... – 1.020 1.020 Amortização de empréstimos com terceiros ............................................. (679) (84) (142) Financiamentos e operações de mútuo.................................................... – 623 624 Juros sobre financiamentos pagos ........................................................... (855) (874) (896) Juros pagos em operações com partes relacionadas .............................. (124) (101) (101)Recursos líquidos gerados (utilizados) nas atividades de financiamento ......................................................................................... (3.088) 373 403Variação líquida em caixa e equivalentes de caixa no exercício ......... (201) 598 992Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício ........................... 663 65 65Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício ............................... 462 663 1.057



Receitas Serviços de transporte dutoviário de gás natural ................................. 5.885 4.662 4.658 Outras receitas e despesas .................................................................. 13 62 62 Receitas relativas a construção de ativos próprios .............................. 1.030 1.551 1.677

6.928 6.275 6.397Insumos adquiridos de terceiros Custo dos serviços ............................................................................... (233) (124) (124) Materiais, energia, serviços de terceiros e outros ................................ (1.143) (2.138) (2.275)

(1.376) (2.262) (2.399)Valor adicionado bruto ......................................................................... 5.552 4.013 3.998Retenções Depreciação e amortização .................................................................. (1.073) (735) (738)Valor adicionado líquido produzido pela Sociedade ........................ 4.479 3.278 3.260Valor adicionado recebido em transferênciaParticipação em investimento relevante ................................................. 190 (293) –Receitas financeiras, variações cambiais e monetárias ......................... 106 55 76

296 (238) 76Valor adicionado a distribuir ............................................................... 4.774 3.040 3.336Distribuição do valor adicionadoPessoal Salários, vantagens e encargos ........................................................... 9 9 9 Honorários da diretoria e conselho de administração .......................... 2 2 2

11 11 11Tributos Impostos, taxas e contribuições ........................................................... 1.141 910 789

1.141 910 789Instituições financeiras e fornecedores Aluguéis ................................................................................................ 90 – 43 Juros, variações cambiais e monetárias............................................... 2.536 1.731 2.100

2.626 1.731 2.143Acionistas Dividendos propostos ........................................................................... 300 77 77 Lucros retidos ....................................................................................... 697 311 316

997 388 393Valor adicionado distribuído ............................................................... 4.774 3.040 3.336


1. A SOCIEDADE E SUAS OPERAÇÕESA Transportadora Associada de Gás S.A. ("TAG" ou "Sociedade") é uma sociedade anônima, Controlada da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro, com a missão de atuar no segmento de transporte e armazenagem de gás natural em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros. A sede social está localizada no Rio de Janeiro - RJ.

Em linha com a diretriz da Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS, de centralizar em uma única empresa todas as transportadoras na qual detenha 100% do capital, a TAG incorporou, em 30 de janeiro de 2008, a Transportadora Nordeste e Sudeste S.A. (TNS) e a Transportadora Capixaba de Gás S.A. (TCG), em 18 de agosto de 2010, a Transportadora Urucu Manaus S.A. (TUM) e em janeiro de 2012, a Transportadora Gasene S.A. (Gasene).

A extensão da malha de gasodutos em operação sob a gestão da TAG atingiu 6.571 km (6.645 km em 2011). Em 2012 ocorreu a adequação da malha de gasodutos de transporte, ao ser realizada transferência de ativos com a Petrobras, cedendo o gasoduto não mais utilizado, Gasduc II (RJ), e, em contrapartida, recebendo os gasodutos Lagoa Parda-Vitória (ES) e Atalaia-Laranjeiras (SE).

As operações da Sociedade são basicamente efetuadas com empresas do sistema Petrobras.

2. AQUISIÇÃO E INCORPORAÇÃO DE CONTROLADAA Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS ("Petrobras") tinha o direito de adquirir ou designar uma ou mais entidades para comprar a totalidade das ações da Transportadora Gasene - Gasene ("Gasene"), proprietária dos gasodutos GASCAC - Cacimbas-Catu e GASCAV - Cabiúnas-Vitória, que interligam as malhas Nordeste e Sudeste de gasodutos.

Em 11 de novembro de 2011, a Petrobras aprovou a designação da TAG para exercer esta opção de compra e, por meio de contrato de compra e venda de ações entre Gasene Participações S.A. e a TAG, a Sociedade exerceu a opção de compra e obteve o controle da Gasene, ao adquirir 100% de suas ações.

Em 30 de janeiro de 2012, as assembleias gerais extraordinárias da TAG e da Gasene aprovaram a incor-poração da Gasene pela TAG.

Saldos incorporados da Transportadora Gasene

Ativo circulante ................................................................................................. 706Ativo realizável a longo prazo........................................................................... 6.312Imobilizado ....................................................................................................... 800Diferido ............................................................................................................. 331

8.149Passivo circulante............................................................................................. 612Passivo não circulante...................................................................................... 6.851Patrimônio líquido ............................................................................................. 686

8.149

3. BASE DE APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISAs demonstrações contábeis incluem:

Demonstrações contábeis consolidadasEm 2011 a Sociedade apresentou demonstrações contábeis consolidadas, considerando a participação na empresa controlada Gasene (Nota 2).

As demonstrações contábeis consolidadas estão sendo apresentadas de acordo com os padrões interna-cionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board - IASB e também de acordo com políticas contábeis adotadas no Brasil.

Demonstrações contábeis individuaisAs demonstrações contábeis individuais estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações e incorporam

as mudanças introduzidas por intermédio das Leis nº 11.638/07 e nº 11.941/09, complementadas por pro-nunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade - CFC.

As demonstrações contábeis foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, sendo que os ativos e passivos financeiros, após o reconhecimento inicial, estão mensurados ao custo amortizado.

A autorização para conclusão da preparação destas demonstrações contábeis ocorreu na reunião do Conselho de Administração realizada em 30 de janeiro de 2013.

3.1. Moeda funcional e moeda de apresentaçãoA moeda funcional da Sociedade e de sua controlada é o Real.

3.2. Uso de estimativas e julgamentosNa elaboração das demonstrações contábeis é necessário utilizar estimativas para certos ativos, passivos e outras transações. Essas estimativas incluem depreciação e amortização, provisões para processos judiciais, imposto de renda e contribuição social.

Embora a Administração utilize premissas e julgamentos que são revisados periodicamente, os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

3.3. Demonstração do valor adicionadoA demonstração do valor adicionado - DVA apresenta informações relativas à riqueza criada pela entidade e a forma como tais riquezas foram distribuídas, de acordo com o CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado, e é apresentada como informação adicional.

4. SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEISAs práticas contábeis descritas abaixo foram aplicadas de maneira consistente pela Sociedade nas demons-trações contábeis individuais e consolidadas apresentadas.

4.1. Base de consolidaçãoAs demonstrações contábeis consolidadas abrangem informações da Sociedade e de sua controlada, em 2011, a Transportadora Gasene S.A. (Nota 2).

O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado corresponde à soma dos saldos das contas de ativo, passivo, receitas e despesas, segundo a sua natureza, complementada com as eliminações das operações realizadas entre as empresas consolidadas, bem como dos saldos e resultados não realizados economicamente entre as referidas empresas.

Reconciliação do patrimônio líquido e lucro liquído do exercício do consolidado com o da controladora em 31 de dezembro de 2011

Patrimônio líquido

Lucro líquido

Consolidado - IFRS ................................................................................................. 6.730 393Ativo diferido ............................................................................................................ 389 (15)Outros ...................................................................................................................... (60) 10Controladora - CPC ............................................................................................... 7.059 388

4.2. Reconhecimento de receitas, custos e despesasA receita compreende o valor da contraprestação recebida ou a receber pela prestação de serviços, líquida de descontos e respectivos encargos. A receita de serviços de fretes é reconhecida em função de sua rea-lização. Os custos e as despesas são contabilizados pelo regime de competência.

O resultado financeiro líquido inclui principalmente receitas de juros sobre aplicações financeiras e títulos e valores mobiliários, despesas com juros sobre financiamentos, encargos financeiros de arrendamento mercantil financeiro, além das variações cambiais e monetárias líquidas.

As receitas, custos e despesas são reconhecidos pelo regime de competência.


cont

inua

ção

continua

Os lucros auferidos entre entidades de controle comum são registradas no patrimônio líquido, como contri-buição ao capital social, líquidos de impostos.

4.3. Ativos e passivos financeiros

4.3.1. Caixa e equivalentes de caixa

Incluem dinheiro em caixa, depósitos bancários e outros investimentos de curto prazo com alta liquidez, vencíveis em até três meses, contados da data da contratação original, com montante conhecido de caixa e risco insignificante de mudança de valor.

4.3.2. Contas a receber

São contabilizados inicialmente pelo valor da contraprestação a ser recebida e subsequentemente pelo custo amortizado, sendo deduzidos das perdas em crédito de liquidação duvidosa.

4.3.3. Empréstimos e financiamentos

São reconhecidos pelo valor justo menos os custos de transação incorridos e, após o reconhecimento inicial, são mensurados pelo custo amortizado utilizando-se do método da taxa de juros efetiva.

4.3.4. Capital social

As ações ordinárias são classificadas como patrimônio líquido.

4.4. Investimento societário

O investimento em controlada, incorporada em 30 de janeiro de 2012, era avaliado pelo método da equi-valência patrimonial.

4.5. Imobilizado

Está demonstrado pelo custo de aquisição, formação ou construção, inclusive encargos financeiros capi-talizados, deduzidos de depreciação acumulada e perdas por impairment. A depreciação é calculada pelo método linear às taxas que consideram o tempo de vida útil-econômica estimado dos bens.

Os direitos que tenham por objetos bens corpóreos destinados à manutenção das atividades da Sociedade, decorrentes de operações que transfiram os benefícios, riscos e controles desses bens, estão demonstrados pelo valor justo ou, se inferior, pelo valor presente dos pagamentos mínimos do contrato. A partir da incor-poração da Transportadora Gasene S.A., esses ativos encontram-se somados aos demais bens, conforme a sua natureza e classificação.

4.6. Intangíveis

Estão demonstrados pelo custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada e perdas por impairment. São compostos, basicamente, por direitos de concessões e softwares.

Os itens intangíveis são amortizados linearmente pela vida útil estimada, exceto o ágio que não é amortizado e tem seu valor recuperável testado anualmente.

4.7. Diferido

A Sociedade manteve o saldo de ativo diferido de 2008, que foi amortizado, em até 5 anos, sujeito ao teste de impairment, o que foi adotado pela Sociedade nas demonstrações contábeis individuais, em conformi-dade com a Lei nº 11.941/2009. O valor do diferido decorrente da incorporação em 2012 da Gasene será amortizado, até 2015.

De acordo com o IFRS gastos e ganhos pré-operacionais devem ser registrados como despesas e receitas, respectivamente, quando incorridos.

4.8. Redução ao valor recuperável - impairment

A Sociedade avalia os ativos do imobilizado, do intangível com vida útil definida e do diferido (individual) quando há indicativos de não recuperação do seu valor contábil.

Na aplicação do teste de redução ao valor recuperável de ativos, o valor contábil de um ativo ou unidade geradora de caixa é comparado com o seu valor recuperável. O valor recuperável é o maior valor entre o líquido de venda de um ativo e o de uso.

4.9. Arrendamentos mercantisAté 2011 as obrigações de contratos de arrendamentos com transferência de benefícios, riscos e controle dos bens são reconhecidas no passivo como arrendamentos mercantis financeiros. Nos casos em que a Sociedade é arrendadora, esses contratos são reconhecidos como recebíveis no ativo. Os demais contratos de arrendamentos são classificados como operacionais e os pagamentos são reconhecidos como despesa no resultado durante o prazo do contrato. Conforme mencionado na Nota 12 essas operações foram liquidadas quando da incorporação da controlada Gasene.

4.10. Subvenções governamentaisSubvenções governamentais são reconhecidas como receita ao longo do período, confrontada com as despesas que pretende compensar em uma base sistemática, aplicando-se da seguinte forma:

● Subvenções com reinvestimentos: na mesma proporção da depreciação do bem.

● Subvenções diretas relacionadas ao lucro da exploração: diretamente no resultado.

● Os valores apropriados no resultado serão destinados à reserva de incentivos fiscais, no patrimônio líquido.

4.11. Imposto de renda e contribuição socialPara fins de apuração do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro corrente, a Sociedade adotou o Regime Tributário de Transição - RTT, conforme previsto na Lei nº 11.941/09, ou seja, na determi-nação do lucro tributável considerou os critérios contábeis da Lei nº 6.404/76, antes da alteração da Lei nº 11.638/07. As despesas de imposto de renda e contribuição social do período compreendem os impostos corrente e diferido. Os impostos sobre diferenças temporárias, geradas pela adoção da nova lei societária, foram registrados como impostos e contribuições diferidos ativos e passivos.

Os impostos e contribuições diferidos são reconhecidos em função de diferenças temporárias entre o lucro contábil e o lucro fiscal, prejuízo fiscal e base negativa da contribuição social, quando aplicável. Os reco-nhecimentos no ativo são realizados na proporção da probabilidade de que lucro não tributável futuro esteja disponível e contra o qual as diferenças temporárias possam ser usadas.

4.12. Novas normas e interpretações ainda não adotadasDiversas normas, emendas a normas e interpretações IFRS emitidas pelo IASB ainda não entraram em vigor para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012.

Novos pronunciamentos, emendas aos pronunciamentos e interpretações são efetivos para os períodos anuais iniciados a partir de 15 de dezembro de 2013, e não foram aplicados na preparação destas demons-trações contábeis. É esperado que nenhum desses novos pronunciamentos tenha efeito material sobre as demonstrações contábeis da Sociedade exceto pelo IFRS 9 Instrumentos Financeiros que pode modificar a classificação e mensuração de ativos financeiros mantidos pela Sociedade. A Sociedade não espera adotar esse pronunciamento antecipadamente.

O CPC ainda não emitiu pronunciamentos equivalentes aos IFRSs acima citados, mas existe expectativa de que o faça antes da data requerida de sua entrada em vigor. A adoção antecipada dos pronunciamentos do IFRSs está condicionada à aprovação prévia em ato normativo do Conselho Federal de Contabilidade.

5. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXAControladora Consolidado

2012 2011 2011Fundo de investimentos financeiros -DI e de direitos creditórios ......... 460 662 1.056Poupança - Banco do Brasil ................................................................. 2 1 1

462 663 1.057

As aplicações financeiras são de alta liquidez e prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa, não estando sujeitas a um significante risco de mudança de valor.

As aplicações financeiras são representadas por fundos de investimentos cujos recursos estão aplicados em títulos públicos federais e aplicações em quotas do Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios (FIDC) do Sistema Petrobras. A rentabilidade do fundo foi de 8,41% em 2012 (11,59% em 2011).

A exposição da Sociedade ao risco de crédito associado às instituições financeiras está divulgada na Nota 20.

6. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

Controladora ConsolidadoPetrobras Gaspetro Gasene Transpetro PGT NTN NTS 2012 2011 2011

Ativo circulante: Contas a receber por transporte de gás natural .............................................................. – – – – – – – 1.201 965 961Passivo circulante: Contas a pagar por serviços de operação e manutenção ............................................... – – – 39 – – – 39 58 – Serviço de gerenciamento das obras dos gasodutos ...................................................... 308 – – – – – – 308 233 – Obrigações de direito de uso ........................................................................................... – – – – – – – – 405 – Financiamentos ............................................................................................................... – – – – 1.579 – – 1.579 – – Outras contas a pagar ..................................................................................................... 30 2 – – – – – 32 33 119

– – – – – – – 1.958 729 410

Dividendos propostos ........................................................................................................ – – – – – – – – 77 77Dividendos a pagar............................................................................................................ – 105 – – – – – 105 – –

– – – – – – – 105 77 77Passivo não circulante: Créditos para futuro aumento de capital.......................................................................... – – – – – – – – 200 200 Contas a pagar por contrato de mútuo ............................................................................ – 650 – – – 251 352 1.504 1.255 1.255 Obrigações de Direito de Uso.......................................................................................... – – – – – – – – 6.070 – Financiamentos ............................................................................................................... – – – – 3.262 – – 3.262 1.425 4.344

– – – – – – – 4.766 8.950 5.799Patrimônio líquido:Dividendos adicionais propostos ....................................................................................... – 633 – – – – – 633 1.092 1.092Resultado do exercício: Receita bruta de serviços de transporte de gás natural .................................................. 5.771 – – – – – – 5.771 4.551 4.551 Receita de aluguel de equipamentos .............................................................................. 114 – – – – – – 114 105 105 Receita bruta de serviços de assessoria ......................................................................... – – – – – – – – 6 – Custos de aluguel equipamentos e serviços de operação e manutenção ...................... (90) – – (233) – – – (323) (841) (667) Receitas (despesas) financeiras e encargos financeiros ................................................ – (141) – – (98) (20) (28) (287) (282) (579) Encargos com direito de uso de bens ............................................................................. – – (36) – – – – (36) (73) (109)

A controladora final da Sociedade é a Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS.

As operações comerciais da Sociedade com a Petrobras e demais empresas do sistema Petrobras são realizadas por preços ajustados em contratos.

Em 2009 foram assinados contratos de mútuo com a Gaspetro, no montante de R$ 650, visando saldar compromissos da Sociedade relacionados aos investimentos na ampliação da malha dutoviária, a ser pago em 4 anos em uma única parcela. Os juros mensais, calculados com base em 139% do CDI, são pagos mensalmente.

Em 2011 foram assinados contratos de mútuo com a Nova Tranportadora do Nordeste - NTN e com a Nova Transportadora do Sudeste - NTS, no montante de R$ 250 e R$ 350, respectivamente, visando recompor o caixa da TAG e financiar seus investimentos relacionados ao Projeto Malhas. Os juros mensais, calculados com base na Selic, são pagos mensalmente.

A remuneração dos membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal da Sociedade foi objeto de deliberação da Assembleia Geral Ordinária, realizada em 13 de março de 2012. Foi deliberada a fixação do montante global de R$ 3, válida para o período compreendido entre abril de 2012 e março de 2013.

7. INVESTIMENTOS

7.1. Mutação dos investimentosTransportadora

Gasene S.A.Aquisição de participação em 11 de novembro de 2011 Contribuição adicional de capital .................................................................................... 789 Equivalência patrimonial ................................................................................................. (293)Saldo em 31 de dezembro de 2011 ............................................................................... 496 Equivalência patrimonial ................................................................................................. 190 Incorporação ................................................................................................................... (686)Saldo em 30 de janeiro de 2012 .................................................................................... –

7.2. Informações sobre a controlada em 30 de janeiro de 2012Valores em milhares

de reais do capital subscrito

Milhares de ações

ordináriasPatrimônio

líquidoLucro do exercício

Transportadora Gasene S.A. ....................... 10 10 686 190


continua

cont

inua

ção Conforme já mencionado na Nota 2, a Gasene foi incorporada na TAG em 30 de janeiro de 2012.

8. IMOBILIZADOTerrenos, edificações

e benfeitoriasGasodutos transporte

Obras em andamento Total

Custo Em 1º de janeiro de 2011 ............................. 150 10.157 6.392 16.699 Adições ......................................................... 1 – 1.642 1.643 Juros capitalizados ....................................... – – 160 160 Baixas ........................................................... – – (1) (1) Transferência ................................................ 87 11.801 (5.582) 6.305 Depreciação (10) (1.339) – (1.349)

Em 31 de dezembro de 2011 ........................ 228 20.387 2.611 23.457

Custo ............................................................ 238 21.726 2.611 24.806 Depreciação.................................................. (10) (1.339) – (1.349)Em 31 de dezembro de 2011 ........................ 228 20.387 2.611 23.457

Em 1º de janeiro de 2012 ............................. 228 20.387 2.611 23.457 Adições ......................................................... – – 1.030 1.030 Juros capitalizados Transferência ................................................ 3 4.130 (2.894) 1.007 Depreciação.................................................. (12) (907) – (919)Em 31 de dezembro de 2012........................ 219 23.609 747 24.575

Custo ............................................................ 241 25.855 747 26.843 Depreciação.................................................. (22) (2.246) – (2.268)Saldo em 31 de dezembro de 2012 ............. 219 23.609 747 24.575

Tempo de vida útil média ponderada em anos 25 30

11. FINANCIAMENTOS

Circulante Não circulanteControladora Consolidado Controladora Consolidado

Variação 2012 2011 2011 2012 2011 2011No País Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Gasodutos de Transporte do PAC - (11.1) .... dólar, 7,43% a.a. 133 123 123 6.136 5.633 5.633 Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Projetos Amazônia - (11.2) ............................ TJLP+1,76% a.a. 345 346 346 2.845 3.180 3.180 Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Projetos Gasene - China Dev. Bank - (11.3) . dólar, 3,2% a.a. 129 – 114 1.149 – 1.124 Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Projetos Gasene - (11.3) ............................... TJLP+1,96%a.a. 333 – 340 2.399 – 2.742

940 469 923 12.529 8.813 12.679No exterior

BB Fund - Projetos Amazônia (11.2) ...........................................................................................................................dólar, libor 6 m + 0,60% a.a. até 1,20% a.a. 1.579 – – – 1.425 1.425

BB Fund - Projetos Gasene (11.3) ............................................................................................................................... dólar, libor 3 m + 2,45% a.a. – – – 3.262 – 2.9191.579 – – 3.262 1.425 4.344

Total ............................................................................................................................................................................... 2.519 469 923 15.791 10.238 17.023

11.1. Gasodutos - Programa de Aceleração do Crescimento (PAC)

Em 30 de julho de 2009, a TAG captou R$ 5.700 junto ao BNDES, com cessão onerosa de títulos da Dí-vida Pública Mobiliária Federal (Letras Financeiras do Tesouro - LFT e Letras do Tesouro Nacional - LTN), destinados ao Plano de investimentos até 2010 em projetos de gasodutos enquadrados no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) do Governo Federal.

O contrato, com prazo de 20 anos, prevê amortizações em parcelas semestrais, a partir de setembro de 2016 e juros à taxa de 7,43% a.a., sujeito à atualização monetária conforme a flutuação da cotação do Dólar norte-americano.

11.2. Projetos de Gás Natural na Amazônia

Em 2012, a Sociedade mantinha um saldo de financiamento junto ao BNDES de R$ 3.190, para financiar os projetos de gás natural na Amazônia com vencimento em 15 de junho de 2022 e juros calculados a TJLP + 1,76% a.a.

As dívidas com o BB Fund para os projetos de gás natural na Amazônia alcançaram R$ 1.579, com ven-cimento repactuado para 17 de junho de 2013 e juros calculados a taxa libor 6 meses + spread de 0,75% a.a. até 1,20% a.a.

11.3. Projeto Gasene

Com a aquisição da Gasene, a TAG consolidou os financiamentos obtidos com o BNDES, destinados as construções dos gasodutos GASCAC (Cacimbas-Catu) e GASCAV (Cabiúnas-Vitória), no montante de R$ 2.732, com juros calculados a TJLP + 1,96% a.a. e o montante de R$ 1.278, com juros de 2,4% mais 0,8% a título de encargos de repasse, sujeito à atualização monetária conforme a flutuação da cotação do Dólar norte-americano.

Também foram absorvidas dívidas com o BB Fund, no montante de R$ 3.262, com vencimento repactuado para 15 de dezembro de 2022 e juros calculados a taxa libor 3 meses + spread de 2,45% a.a.

Todos os empréstimos são garantidos pela controladora final, Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS.

11.4. Vencimentos do principal e juros dos financiamentos no passivo não circulante


2013..................................................................................................... – 1.760 2.1632014..................................................................................................... 753 335 7382015..................................................................................................... 753 335 7382016..................................................................................................... 989 551 9552017 em diante .................................................................................... 13.296 7.257 12.429

15.791 10.238 17.023

12. ARRENDAMENTO MERCANTIL

Em 2011, como resultado da compra das ações da Gasene pela Sociedade, esta passou a ter benefícios, riscos e controle dos bens da Gasene, reconhecendo-os em suas demonstrações contábeis como arrenda-mento mercantil financeiro. Com a incorporação da Gasene em 30 de janeiro de 2012, os saldos relativos às operações do arrendamento mercantil financeiro foram encerradas.

13. RECEITA SERVIÇOS PRESTADOS


Receita bruta serviços prestados ........................................................ 5.885 4.662 4.658Encargos de vendas ............................................................................ (803) (554) (553)Receita líquida serviços prestados ...................................................... 5.082 4.108 4.105

14. DESPESAS POR NATUREZA


Serviço de redespacho de transporte de gás natural - Gasene (*) ..... – 615 615Aluguel de equipamentos, compressores e serviços de compressão 175 166 166Depreciação e amortização ................................................................. 959 732 718Operação e manutenção ..................................................................... 233 124 124Despesas com pessoal ....................................................................... 11 11 11Serviços contratados, fretes, aluguéis e encargos sociais .................. 28 30 30

1.406 1.678 1.664Custo dos serviços prestados ............................................................. 1.339 1.639 1.639Gerais e administrativas ...................................................................... 67 39 25

1.406 1.678 1.664

(*) O custo de redespacho corresponde ao período até a data de aquisição da Gasene pela Sociedade (Nota 2).

15. IMPOSTOS, CONTRIBUIÇÕES E PARTICIPAÇÕES15.1. Impostos a recuperar


ICMS .................................................................................................... – – 20Imposto de renda e contribuição social ............................................... 87 18 29PIS/COFINS ........................................................................................ 1.005 919 920Outros impostos .................................................................................. 8 8 9

1.100 945 978Circulante ............................................................................................ 153 30 59Não circulante...................................................................................... 947 915 919

Os créditos de ICMS e PIS/COFINS são originados das aquisições de ativos imobilizados de acordo com a Lei Complementar nº 87/1996. A Administração da Sociedade espera realizar estes créditos com as ope-rações futuras.

15.2. Impostos e contribuições a recolherControladora Consolidado

2012 2011 2011Imposto de renda e contribuição social ............................................... 184 73 108PIS/COFINS ........................................................................................ 28 44 51ISS ....................................................................................................... 11 3 4ICMS .................................................................................................... 58 8 11Outros .................................................................................................. 5 11 10Circulante ............................................................................................ 286 139 184

15.3. Imposto de renda e contribuição social diferidos Imposto de renda e contribuição social diferido ativo

Controladora ConsolidadoNatureza 2012 2011 2011Variação cambial ................................................................................. 818 31 31Provisões temporárias de gastos ........................................................ 29 44 44Reversão diferido controladora ........................................................... – – 55Reconhecimento leasing financeiro - imobilizado direito de uso ......... – 222 222Depreciação imobilizado direito de uso ............................................... – 110 110Juros leasing financeiro ....................................................................... – 15 15Reversão redespacho Gasene ............................................................ – (160) (160)

847 262 317Alíquota fiscal combinada de imposto de renda e contribuição social 34% 34% 34%Imposto de renda e contribuição social diferido ativo.......................... 288 89 108

Em 2012 a depreciação dos gasodutos e equipamentos conexos, no valor de R$ 919 (R$ 717 em 2011), foi classificada como custo dos serviços prestados.

9. INTANGÍVEL

2012 2011Taxa anual de

amortização CustoAmortização

acumulada Líquido LíquidoServidão de passagem ............................ 5% 6 – 6 5Software .................................................. 20% 2 – 2 1

8 – 8 6

10. DIFERIDO

Gastos pré-operacionais

Saldo em 1º de janeiro de 2011 ................................................................................. 70Amortização.................................................................................................................. (15)Saldo em 31 de dezembro de 2011 ........................................................................... 55Incorporação gastos pré-operacionais da Gasene....................................................... 331Amortização.................................................................................................................. (170)Baixa por transferência................................................................................................. (7)Saldo em 31 de dezembro de 2012 ........................................................................... 209Taxa anual de amortização........................................................................................... 20%

Os gastos pré-operacionais são relacionados à despesas com pessoal, estudos de impactos ambientais, resultados financeiros e outros gastos de organização e manutenção.


continua

cont

inua

ção Imposto de renda e contribuição social diferido passivo

Controladora ConsolidadoNatureza 2012 2011 2011Variação cambial ................................................................................. 42 204 204Provisões temporárias de gastos ........................................................ – 4 –Ajuste de juros capitalizados - depreciação ........................................ 116 – –Diferença de depreciação vida útil ...................................................... 687 – –Reversão receita diferida controladora................................................ – – 63Ajustes da Lei nº 11.638/07 ................................................................. 3 115 871

848 323 1.138Alíquota fiscal combinada de imposto de renda e contribuição social 34% 34% 34%Imposto de renda e contribuição social diferido passivo ..................... 288 109 387

15.4. Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucroA reconciliação dos impostos pela aplicação das alíquotas fiscais combinadas e da despesa de imposto de renda e contribuição social registradas nos exercícios de 2012 e 2011 estão apresentados a seguir:


Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social ................. 1.330 706 572Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (452) (240) (194)Ajuste para apuração da alíquota efetiva Efeito reversão ativo diferido e receita diferida.................................. – – 3 Adições e exclusões permanentes .................................................... 10 (78) 12 Incentivos fiscais................................................................................ 4 – – Juros sobre o capital próprio ............................................................. 102 – – Outros ................................................................................................ 2 – –

(334) (318) (179)Imposto de renda e contribuição social diferidos ................................ 367 260 399Imposto de renda e contribuição social corrente ................................. (701) (578) (578)Despesa com formação de provisão para imposto de renda e contribuição social ............................................................................. (334) (318) (179)Alíquota efetiva 25,11% 45,04% 31,29%

16. RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO


Despesas financeiras: Despesas com endividamento........................................................... (1.042) (531) (589) Encargos sobre obrigações arrendamento financeiro ....................... (36) (73) – Outras despesas................................................................................ (113) – –

(1.191) (604) (589)Receitas financeiras: Com aplicações financeiras ............................................................... 81 42 49 Amortização receita diferida .............................................................. – 17 – Outras receitas .................................................................................. – 7 5

81 66 54Variações monetárias e cambiais líquidas .......................................... (1.435) (917) (1.326)

(2.545) (1.455) (1.861)

17. PATRIMÔNIO LÍQUIDO17.1. Capital social Em 28 de março de 2011, a Assembleia Geral Extraordinária autorizou o aumento de capital social da So-ciedade, com os Créditos para Futuro Aumento de Capital (AFAC), no valor de R$ 1.160.

Em 31 de dezembro de 2011, o capital subscrito e integralizado no valor de R$ 4.895 está representado por 4.894.656 mil ações ordinárias, sem valor nominal.

A Assembleia Geral Extraordinária da TAG, de 30 de janeiro de 2012, aprovou a utilização integral do saldo de Adiantamento para Futuro Aumento de Capital - AFAC, no montante de R$ 200, para aumento de capital

Em 15 de junho de 2012, foram realizadas duas Assembleias Gerais Extraordinárias , sendo que a primeira aprovou aumento de capital de R$ 261, com a transferência de ativos de transporte da Petrobras para a TAG, e a segunda, a redução capital de R$ 12, pela transferência de ativos da TAG para a Petrobras.

Em 29 de junho de 2012, a Assembleia Geral Extraordinária aprovou o aumento de capital no valor de R$ 1, pela incorporação de reservas de incentivo fiscal.

Em 31 de dezembro de 2012, o capital social era de R$ 5.345, dividido em 5.344.408.de ações ordinárias de classe única nominativa, sem valor nominal.

17.2. Reserva legalConstituída mediante apropriação de 5% do lucro líquido de cada exercício, em conformidade com o Artigo 193 da Lei nº 6.404/76.

17.3. Reserva de incentivos fiscaisÉ constituída mediante destinação de parcela do resultado do exercício equivalente aos incentivos fiscais, decorrentes de subvenções governamentais, em conformidade com o artigo 195-A da Lei das Sociedades por Ações. Essa reserva somente poderá ser utilizada para absorção de prejuízos ou aumento de capital social.

Em 2012, foram destinados do lucro líquido R$ 13, referentes ao incentivo para subvenção de investimentos no âmbito da Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE).

17.4. DividendosAos acionistas é garantido um dividendo e/ou juros sobre o capital próprio de pelo menos 25% do lucro líquido do exercício ajustado, calculado nos termos do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações. O estatuto prevê que o Conselho de Administração poderá aprovar dividendos adicionais ao mínimo obrigatório.

A proposta do dividendo relativo ao exercício de 2012, que será encaminhado pela Administração da Socie-dade à aprovação dos acionistas na Assembleia Geral Ordinária - AGO de 2013, no montante de R$ 933, atende aos direitos garantidos aos acionistas, podendo ser assim demonstrada:

2012 2011Lucro líquido do exercício.............................................................................................. 996 388Apropriação Reserva legal (art. 193 da Lei nº 6.404/76) ................................................................. (50) (19) Reserva de incentivos fiscais (art. 195-A da Lei nº 6.404/76) ..................................... (13) (63) Lucro básico para determinação de dividendos .......................................................... 933 306Dividendos mínimos obrigatórios .................................................................................. – 77Juros sobre o capital próprio aprovado na reunião do Conselho de Administração de 19 de dezembro de 2012 ........................................................................................ 300 –Dividendos adicionais propostos ................................................................................... 633 229Reversão da reserva de retenção de lucros.................................................................. – 863Dividendos propostos .................................................................................................... 933 1.169

Os dividendos propostos em 31 de dezembro de 2012, no montante de R$ 933, incluem juros sobre o capital próprio no total de R$ 300, aprovados pelo Conselho de Administração em 19 de dezembro de 2012, sendo que a 1º parcela, no montante de R$ 195, foi paga em 20 de dezembro de 2012.

A parcela de juros sobre o capital próprio distribuídas antecipadamente em 2012 serão descontadas dos dividendos propostos para este exercício, corrigidas pela taxa Selic desde a data de seu pagamento até 31 de dezembro de 2012. A segunda parcela de juros sobre o capital próprio será disponibilizada ao longo do exercício de 2013 e os dividendos serão pagos na data a que vier a ser fixada em Assembleia Geral Ordinária de Acionistas e terão seus valores atualizados monetariamente, a partir de 31 de dezembro de 2012 até a data de pagamento, de acordo com a variação da taxa Selic.

Os juros sobre o capital próprio estão sujeitos à retenção de imposto de renda na fonte de 15%, conforme estabelecido na Lei nº 9.249/95. Esses juros foram imputados aos dividendos do exercício, e contabilizados no resultado, conforme requerido pela legislação fiscal, e foram revertidos contra lucros acumulados, resultando em um crédito tributário de imposto de renda e contribuição social no montante de R$ 102.

17.5. Contribuição adicional de capital

Em 11 de novembro de 2011, a Transportadora Associada de Gás S.A.- TAG exerceu a opção de compra de 100% das ações da Sociedade de Propósito Específico (SPE) Transportadora Gasene S.A. - Gasene.

O ganho de capital relacionado à diferença do valor do patrimônio líquido da Gasene e o valor contratualmente estipulado e pago pela TAG (R$ 705) foi reconhecido como uma contribuição adicional de capital, considerando que esta SPE já fazia parte do grupo de empresas consolidadas no Sistema Petrobras.

17.6. Lucro por ação


Lucro líquido do exercício........................................................... 996 388 393Quantidade de ações ordinárias................................................. 5.344.408 4.894.656 4.894.656Lucro líquido por ação ................................................................ 0,19 0,08 0,08

18. PROCESSOS JUDICIAIS E CONTINGÊNCIAS

A Sociedade é parte em ações judiciais e processos administrativos perante vários tribunais e órgãos go-vernamentais, decorrentes do curso normal das operações, envolvendo questões tributárias, trabalhistas, aspectos cíveis e outros assuntos.

A Administração, com base em informações de seus assessores jurídicos, analisa todos os litígios, recla-mações de impostos, ações trabalhistas e quaisquer outros processos, a favor ou contra a Sociedade, bem como de qualquer outro fato que possa ser considerado como contingência.

Em 31 de dezembro de 2012 e 2011, as provisões atingiram R$ 2 e R$ 6, respectivamente, cujos processos foram classificados quanto a sua expectativa de perda, na opinião dos assessores jurídicos, como provável.

Os processos judiciais não provisionados cujas expectativa de perda foi classificada como possível são como seguem:

DescriçãoNatureza e valor

Situação atual

Autor: Transportadora Associada de Gás S.A. - TAGProcesso: 2006.001.120416-3Perdas e danos pelo inadimplemento do contrato.

CívelR$ 184

Ação movida pela TAG contra o Consórcio Masa em função de inadimplemento de contrato. Todavia, em 8 de março de 2010, apesar de ser autora da ação, a TAG foi condenada em 1ª instância ao pagamento dos prejuízos do Consórcio no ano de 2005 e a devolução do seguro recebido após o ajuizamento da causa. Em 28 de maio de 2012, a TAG entrou com ação de embargos de declaração impugnando o acórdão.

Autor: Secretaria de Fazenda do Estado do Rio de JaneiroAuto de Infração nº 03.328592-5Recolhimento incorreto de DIFAL

Tributário R$ 17

Aguardando a análise do Fisco Estadual quanto à impugnação apresentada pela TAG.

Autor: Secretaria de Fazenda do Estado do Rio de JaneiroAuto de Infração nº 03.257598-7Aproveitamento indevido de crédito de ICMS

Tributário R$ 14

Recurso interposto perante instância administrativa

19. COBERTURA DE SEGUROS

A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras. Em 2012, a Sociedade pos-suía cobertura de seguros para os bens sujeitos a riscos por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais sinistros, considerando a natureza de sua atividade.

20. GERENCIAMENTO DE RISCOS E INSTRUMENTOS FINANCEIROS

A Sociedade mantém operações com instrumentos financeiros. A Administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégias operacionais e controles internos visando assegurar sua liquidez e renta-bilidade. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condições contratadas versus condições vigentes no mercado.

Em 31 de dezembro de 2012 e 2011, a Sociedade não possuía nenhum instrumento financeiro derivativo para mitigar os riscos associados aos seus instrumentos financeiros e durante os exercícios também não efetuou aplicações de caráter especulativo ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da Sociedade.

Os controles para identificação de eventuais derivativos embutidos nas operações da Sociedade são corpo-rativos e aplicados por sua controladora final, Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS. Tais controles estão relacionados principalmente à identificação de possíveis derivativos embutidos e orientação relacionada ao tratamento contábil a ser dado pelas empresas do sistema Petrobras. Durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012 e 2011 não foram identificados derivativos embutidos nas operações da Sociedade.

Todas as operações com instrumentos financeiros estão reconhecidas nas demonstrações contábeis da Sociedade e estão demonstradas abaixo em 31 de dezembro de 2012 e 2011:


Ativo circulante Caixa e equivalente de caixa .......................................................... 462 663 1.057 Contas a receber - empresas do sistema Petrobras ...................... 1.201 965 961Ativo não circulante Depósitos vinculados ...................................................................... 30 20 20Passivo circulante Financiamentos .............................................................................. 2.519 469 923 Fornecedores.................................................................................. 133 326 497 Contas a pagar - empresas do sistema Petrobras ......................... 379 729 410 Outras contas a pagar .................................................................... 20 27 10Passivo não circulante Contas a pagar ............................................................................... 1.253 7.325 1.255 Financiamentos .............................................................................. 15.791 10.238 17.023 Outras contas a pagar .................................................................... 65 63 25


continua

cont

inua

ção

ANTONIO SÉRGIO DE CAJUEIRO COSTADiretor Superintendente

ANA PAULA LOPES DO VALE FERNANDO JOSÉ ENNES DE SENNA JOSÉ ORLANDO MELO DE AZEVEDO Diretora Administrativo-Financeira Diretor Técnico-Operacional Diretor Comercial

DIRETORIA

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃOJOSE ALCIDES SANTORO MARTINS

Presidente LUCIANA BASTOS DE FREITAS RACHID HUGO REPSOLD JUNIOR Conselheira Conselheiro

Ao Conselho de Administração e aos acionistasTransportadora Associada de Gás S.A. - TAGRio de Janeiro - RJ

Examinamos as demonstrações contábeis da Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG (a “Sociedade”) que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2012 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, assim como o resumo das principais políticas contábeis e as demais notas explicativas.

Responsabilidade da administração sobre as demonstrações contábeis

A Administração da Sociedade é responsável pela elaboração e adequada apresentação dessas demons-trações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou por erro.

Responsabilidade dos auditores independentes

Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelo auditor e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis estão livres de distorção relevante.

Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e das divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstra-ções contábeis, independentemente se causada por fraude ou por erro.

Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis da Sociedade para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Sociedade. Uma auditoria inclui também a avaliação da adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião.

OpiniãoEm nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Transportadora Associada de Gás S.A. em 31 de dezembro de 2012, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

ÊnfaseChamamos a atenção para a Nota 1 às demonstrações contábeis, que descreve que as operações da So-ciedade são basicamente efetuadas com empresas do Sistema Petrobras e, portanto, estas demonstrações contábeis devem ser lidas nesse contexto. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto.

Outros assuntosInformação suplementar - demonstração do valor adicionado Examinamos também a demonstração do valor adicionado (DVA), referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2012, preparada sob a responsabilidade da administração da Sociedade e apresentada como informação suplementar. Essa demonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, está adequadamente apresentada, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Auditoria dos valores correspondentes ao exercício anteriorO exame das demonstrações contábeis do exercício findo em 31 de dezembro de 2011, apresentadas para fins de comparação, foi conduzido sob a responsabilidade de outros auditores independentes, que emitiram relatório de auditoria, com data de 10 de fevereiro de 2012, sem ressalvas, com parágrafo de ênfase do mesmo teor do incluído neste relatório, e também em relação às diferenças entre as práticas contábeis adotadas no Brasil e as normas internacionais de relatórios financeiros (IFRS) das demonstrações contábeis individuais, especificamente quanto (i) ao critério de avaliação pelo método de equivalência patrimonial das participações em empresas investidas, enquanto que para fins de IFRS seria ao custo ou valor justo, e (ii) pela opção da sociedade na manutenção do saldo do ativo diferido registrado ao custo amortizado conforme mencionado na Nota 4.7.

Rio de Janeiro, 30 de janeiro de 2013

PricewaterhouseCoopers Maria Salete Garcia PinheiroAuditores Independentes ContadoraCRC 2SP000160/O-5 “F” RJ CRC 1RJ048568/O-7

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

PARECER DO CONSELHO FISCAL

JOSÉ SILVIO PETRUNGARO - Contador - CRC-RJ - 054431/O-7

Senhores Acionistas,

O Conselho Fiscal da Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG, no uso de suas atribuições legais e estatutárias, procedeu ao exame do Relatório da Administração e das Demonstrações Contábeis referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2012, tendo por base o Relatório da PricewhaterhouseCoopers Auditores Independentes, de 30 de janeiro de 2013, sem ressalvas, elaborado de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil.

Tomou ainda conhecimento das seguintes proposições a serem encaminhadas à deliberação da Assembleia Geral de Acionistas, correspondente a destinação do Lucro Líquido do Exercício Social de 2012, no montante de R$ 996.586.295,76 (novecentos e noventa e seis milhões, quinhentos e oitenta e seis mil, duzentos e noventa e cinco reais e setenta e seis centavos), assim distribuídos:

a) Constituição de reserva legal no montante de R$ 49.829.314,79 (quarenta e nove milhões, oitocentos e vinte e nove mil, trezentos e quatorze reais e setenta e nove centavos), em conformidade com o artigo 193, da Lei nº 6.404/76;

b) Constituição de Reserva de Incentivos Fiscais no montante de R$ 12.616.008,49 (doze milhões, seis-centos e dezesseis mil, oito reais e quarenta e nove centavos), em conformidade com o artigo 195, da Lei nº 6.404/76; e

c) Distribuição de dividendos totais no montante de R$ 934.140.972,48 (novecentos e trinta e quatro milhões, cento e quarenta mil, novecentos e setenta e dois reais e quarenta e oito centavos), estando incluídos, nesse valor, os juros sobre o capital próprio no montante de R$ 300.000.000,00 (trezentos milhões de reais), a ser submetida à deliberação da Assembleia Geral Ordinária - AGO em 15 de março de 2013.

O Conselho Fiscal é de opinião que os referidos documentos societários refletem adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a situação patrimonial, financeira e de gestão da Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG.

Adicionalmente, manifesta-se favorável à submissão da proposta de destinação do resultado do exercício à Assembleia Geral dos Acionistas na forma apresentada pelo Conselho de Administração.

Rio de Janeiro, 6 de fevereiro de 2013.

Carla Maria de Oliveira Castro GonçalvesPresidente

Gilmar Alanis Leandro Giacomazzo Conselheiro Conselheiro

As operações da Sociedade estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos:

20.1. Risco de crédito

A Sociedade está exposta ao risco de crédito das instituições financeiras decorrentes da administração de seu caixa, que é feita com base nas orientações corporativas de sua controladora final Petrobras. Tal risco consiste na possibilidade de não saque ou resgate dos valores depositados, aplicados ou garantidos por instituições financeiras. A exposição máxima ao risco de crédito está representada pelos saldos de caixa de equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários em 31 de dezembro de 2012 e 2011.

A Administração avalia que os riscos de crédito associados aos saldos de caixa e equivalente de caixa e títulos e títulos e valores mobiliários são reduzidos, em função de suas operações serem realizadas com base em análise e orientações corporativas de sua controladora final Petrobras e com instituições financeiras brasileiras de reconhecida reputação.

20.2. Risco de liquidez

A Sociedade utiliza seus recursos principalmente com despesas de capital, pagamentos de dividendos e refinanciamento da dívida. O risco de liquidez da Sociedade é administrado de forma corporativa pela controladora final Petrobras.

20.3. Risco de taxa de juros

Decorre da possibilidade de a Sociedade sofrer ganhos ou perdas decorrentes de oscilações de taxas de juros incidentes sobre seus ativos e passivos financeiros. Visando à mitigação desse tipo de risco, a Sociedade segue as orientações corporativas para as empresas do sistema Petrobras.

20.4. Risco de taxa de câmbio

O gerenciamento dos riscos cambiais é feito de forma corporativa pela controladora final Petrobras, que busca identificá-los e tratá-los de forma integrada, visando garantir alocação eficiente dos recursos destinados à proteção patrimonial.

O risco cambial decorre da possibilidade de oscilações das taxas de câmbio das moedas estrangeiras utilizadas pela Sociedade para a aquisição de equipamentos ou serviços e a contratação de instrumentos financeiros. Além de valores a pagar e a receber em moedas estrangeiras, a Sociedade não tem fluxos operacionais em outras moedas. A Sociedade avalia permanentemente essas oscilações, procurando renegociar suas dívidas na medida em que essas impactam significativamente seus fluxos financeiros.

A Sociedade possui financiamento sujeito à variação cambial do Dólar norte-americano, conforme mencionado na Nota 12, cujo saldo está valorizado pela taxa de fechamento de R$ 2,0435, em 31 de dezembro de 2012.

20.5. Análise de sensibilidadeA seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de taxa de câmbio, considerando que o cenário provável é o valor dos financiamentos em 31 de dezembro de 2012 e 2011, respectivamente, que os cenários possível e remoto consideram a variação de risco de 25% e 50% dos valores dos financiamentos, respectivamente, em relação a estas mesmas datas.

Em 2012Cenários

Provável Possível RemotoFinanciamentos (Dólar norte-americano) ....................................... 12.388 3.097 6.194

Em 2011Cenários

Provável Possível RemotoFinanciamentos (Dólar norte-americano) ....................................... 11.338 2.835 5.669

A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de juros variáveis, considerando que o cenário provável é a atualização do valor dos financiamentos em 31 de dezembro de 2012 pelas mesmas taxas de juros nesta data, que os cenários possível e remoto consideram a variação de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data.

Em 2012Cenários

Provável Possível RemotoFinanciamentos (TJLP) .................................................................. 6.397 6.448 6.580Financiamentos (Libor) ................................................................... 4.782 4.871 4.959

Em 2011Cenários

Provável Possível RemotoFinanciamentos (TJLP) .................................................................. 7.138 7.240 7.342Financiamentos (Libor) ................................................................... 4.782 4.871 4.959

20.6. Mensuração dos instrumentos financeirosOs instrumentos financeiros da Sociedade estão mensurados ao custo amortizado. Os valores justos destes instrumentos financeiros são equivalentes aos seus valores contábeis.

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