Tribunal: CVM
Processo: 19957-005789-2017-71 (SP-2017-00294)
Classe: Processo administrativo sancionador
Órgão julgador: Min Nelson Jobim
Órgão colegiado: Colegiado CVM
Assuntos: Comissão de Valores Mobiliários
Data de julgamento: 2020-08-24
Data de publicação: 2020-08-24

Ementa:
COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS / Rua Sete de Setembro, 111/2-5º e 23-34º Andares, Centro, Rio de Janeiro/RJ – CEP: 20050-901 – Brasil - Tel.: (21) 3554-8686 / www.cvm.gov.br / Processo Administrativo Sancionador CVM RJ2017/0294 – Relatório – Página 1 de 108 / PROCESSO ADMINISTRATIVO SANCIONADOR PAS CVM Nº SP2017/0294

Inteiro teor:
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Processo Administrativo Sancionador CVM RJ2017/0294 – Relatório – Página 1 de 108
PROCESSO ADMINISTRATIVO SANCIONADOR PAS CVM No SP2017/0294
(Processo Eletrônico no SEI 19957.005789/2017-71)
Reg. Col. no 0863/17

Acusados:
José Sérgio Gabrielli de Azevedo

Maria das Graças Silva Foster

Aldemir Bendine

Almir Guilherme Barbassa

Paulo Roberto Costa

Renato de Souza Duque

Jorge Luiz Zelada

José Alcides Santoro Martins

José Antônio de Figueiredo

José Carlos Cosenza

José Miranda Formigli Filho

João Adalberto Elek Júnior

Hugo Repsold Junior

Roberto Moro

Ivan de Souza Monteiro

Jorge Celestino Ramos

Solange da Silva Guedes

Guilherme de Oliveira Estrella

Guido Mantega

Luciano Galvão Coutinho

Miriam Aparecida Belchior

Fábio Colletti Barbosa

Francisco Roberto de Albuquerque

Jorge Gerdau Johannpeter

Marcio Pereira Zimmermann

Sergio Franklin Quintella

Silas Rondeau Cavalcante Silva

Josué Christiano Gomes da Silva

Silvio Sinedino Pinheiro

José Maria Ferreira Rangel

Luiz Augusto Fraga Navarro de Britto Filho

Marcus Pereira Aucélio

César Acosta Rech

Maria Lúcia de Oliveira Falcón

Nelson Rocha Augusto

Túlio Luiz Zamin

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Processo Administrativo Sancionador CVM RJ2017/0294 – Relatório – Página 2 de 108

Marisete Fátima Dadald Pereira

Paulo José dos Reis Souza

Reginaldo Ferreira Alexandre

Walter Luis Bernardes Albertoni

Assunto:
Responsabilidade de administradores e conselheiros
fiscais da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, pelo
descumprimento, pela administração da Companhia, de
norma contábil relativa à redução ao valor recuperável de
ativos (impairment), na elaboração das demonstrações
financeiras
dos
exercícios
sociais encerrados
em
31.12.2010,
31.12.2011,
31.12.2012,
31.12.2013
e
31.12.2014 – (i) membros da Diretoria: artigos 153, 176 e
177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e artigos 14 e 26 da ICVM
no
480/2009;
(ii)
membros
do
Conselho
de
Administração: artigos 142, III e V, e 153, e também art.
160, da Lei no 6.404/1976, para integrantes do Comitê de
Auditoria; e (iii) membros do Conselho Fiscal, artigo 163,
VII, e 165 da Lei no 6.404/1976.

Diretor Relator:
Henrique Machado

RELATÓRIO

I.
DO OBJETO E DA ORIGEM
1.
Trata-se de processo administrativo sancionador (“PAS”) instaurado pela
Superintendência de Relações com Empresas (“SEP” ou “Acusação”) em face de ex-
membros da Diretoria, Conselho de Administração e Conselho Fiscal da companhia
aberta Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras (“Petrobras” ou “Companhia”), por infração
a dispositivos da Lei n° 6.404/1976 e da Instrução CVM n° 480/2009, em função do
suposto descumprimento, pela administração Companhia, de norma contábil que dispõe
sobre procedimentos de verificação e reconhecimento contábil da redução ao valor
recuperável de ativos, quando da elaboração das demonstrações financeiras anuais dos
exercícios sociais encerrados em 31.12.2010, 31.12.2011, 31.12.2012, 31.12.2013 e
31.12.2014.

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2.
Para cada um dos exercícios supramencionados, foram responsabilizados
integrantes (i) da Diretoria, por infração aos artigos 1531, 1762 e 177, §3o3; (ii) do
Conselho de Administração, por infração aos artigos 142, III e V4, 153, e também ao
art. 1605, para os que eram membros do Comitê de Auditoria; e (iii) do Conselho Fiscal,
por infração aos artigos, 163, VII6, e 1657, todos eles da Lei n° 6.404 de 15 de dezembro
de 1976. Aos diretores também foi imputada a infração aos artigos 14 e 26, I8 da
Instrução CVM n° 480 de 07 de dezembro de 2009.
3.
O presente processo originou-se do Processo Administrativo CVM no
RJ2015/3346, instaurado para analisar os procedimentos empregados pela Companhia
quando reconheceu, nas demonstrações financeiras de 31.12.2014, expressivas perdas
no valor recuperável de determinados ativos, análise esta que a SEP estendeu às
demonstrações financeiras dos exercícios sociais encerrados em 31.12.2010,
31.12.2011, 31.12.2012 e 31.12.2013.

1 Art. 153. O administrador da companhia deve empregar, no exercício de suas funções, o cuidado e
diligência que todo homem ativo e probo costuma empregar na administração dos seus próprios negócios.
2 Art. 176. Ao fim de cada exercício social, a diretoria fará elaborar, com base na escrituração mercantil
da companhia, as seguintes demonstrações financeiras, que deverão exprimir com clareza a situação do
patrimônio da companhia e as mutações ocorridas no exercício: (...).
3 Art. 177. §3o As demonstrações financeiras das companhias abertas observarão, ainda, as normas
expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários e serão obrigatoriamente submetidas a auditoria por
auditores independentes nela registrados.
4 Art. 142. Compete ao conselho de administração: (...) III - fiscalizar a gestão dos diretores, examinar, a
qualquer tempo, os livros e papéis da companhia, solicitar informações sobre contratos celebrados ou em
via de celebração, e quaisquer outros atos; (...) V - manifestar-se sobre o relatório da administração e as
contas da diretoria.
5 Art. 160. As normas desta Seção aplicam-se aos membros de quaisquer órgãos, criados pelo estatuto,
com funções técnicas ou destinados a aconselhar os administradores.
6 Art. 163. Compete ao conselho fiscal (...) VII - examinar as demonstrações financeiras do exercício
social e sobre elas opinar;
7 Art. 165. Os membros do conselho fiscal têm os mesmos deveres dos administradores de que tratam os
arts. 153 a 156 e respondem pelos danos resultantes de omissão no cumprimento de seus deveres e de atos
praticados com culpa ou dolo, ou com violação da lei ou do estatuto.
8 Art. 14. O emissor deve divulgar informações verdadeiras, completas, consistentes e que não induzam o
investidor a erro. Art. 26. As demonstrações financeiras de emissores nacionais devem ser: I – elaboradas
de acordo com a Lei no 6.404, de 1976 e as normas da CVM; (...).

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II.
DOS FATOS
II.1.
PRIMEIRA ANÁLISE DA SEP9
4.
De acordo com o item 910 do Pronunciamento Técnico CPC 01 (R1) do
Comitê de Pronunciamentos Contábeis – CPC, tornado obrigatório para as companhias
abertas, para os exercícios encerrados a partir de dezembro de 2010, pela Deliberação
CVM no 639, de 1o de outubro de 2010, as companhias abertas devem avaliar, ao fim de
cada período de reporte, se há alguma indicação de que um ativo possa ter sofrido
desvalorização e, em caso positivo, estimar o seu valor recuperável11.
5.
Nesse sentido, nas demonstrações financeiras de 31.12.2014, a Petrobras
reconheceu um montante de R$44,544 bilhões como perda do valor recuperável de
ativos, do qual a quantia de R$33.954 bilhões referia-se a ativos da área de
abastecimento (76,23% do total) e a de R$10.002 bilhões a ativos da área de exploração
e produção (22,45% do total)12.
6.
Este fato motivou a primeira análise da SEP, que, com base em informações
e documentos encaminhados pela Petrobras entre 2015 e 201613, terminou por não
identificar desvios relevantes nos procedimentos empregados pela Companhia no
reconhecimento das perdas por impairment em ativos da área de exploração e produção.
7.
Porém, em relação ao segmento de abastecimento, em sua subárea de refino,
a área técnica identificou inconsistências e indícios de irregularidades na elaboração dos
testes de recuperabilidade de três ativos ou conjunto de ativos da Companhia, não só
para as demonstrações financeiras de 31.12.2014, mas também para as de 31.12.2010,
31.12.2011, 31.12.2012 e 31.12.2013, para as quais a SEP estendeu a sua análise:
i.Unidade geradora de caixa da área de negócio de abastecimento, subárea refino
(“UGC Refino”)
ii.Refinaria Abreu e Lima (“RNEST”); e

9 Relatório no 47/2016-CVM/SEP/GEA-5, de 12.8.2016 (Doc. SEI 0301923, pp. 290-333).
10 CPC 01 (R1). Item 9. A entidade deve avaliar ao fim de cada período de reporte, se há alguma
indicação de que um ativo possa ter sofrido desvalorização. Se houver alguma indicação, a entidade deve
estimar o valor recuperável do ativo.
11 O item 6 do CPC 01 (R1) define “valor recuperável” de um ativo ou de unidade geradora de caixa
como sendo o maior montante entre o seu valor justo líquido de despesa de venda e o seu valor em uso.
12 Nota explicativa no 14 Redução ao valor recuperável dos ativos (Impairment), DFPs 31.12.2014 (Doc.
SEI 0301918, p. 293).
13 Em atenção aos Ofícios/CVM/SEP/GEA-5 no 17/2015, de 2.2.2015 (Doc. SEI 0301886, pp. 256- 258);
no 157/2015, de 29.6.2015 (Doc. SEI 0301886, pp. 2-10); e nos 10/2016 e 11/2016, de 21.1.2016 (Doc.
SEI 0301892, pp. 75-81).

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iii.Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (“Comperj”).
II.1.1.
UGC Refino
8.
O item 6 do CPC 01 (R1) define “unidade geradora de caixa” como sendo
“o menor grupo identificável de ativos que gera entradas de caixa, entradas essas que
são em grande parte independentes das entradas de caixa de outros ativos ou outros
grupos de ativos.”
9.
Na Petrobras, a UGC Refino congregava o conjunto de refinarias, terminais
e dutos da Companhia no Brasil, bem como os ativos logísticos operados pela
Transpetro no país14. Como será visto adiante, houve períodos entre 2010 e 2014 que os
ativos da RNEST e do Comperj foram incluídos na UGC Refino, para fins de
verificação de impairment, e outros em que eles foram excluídos, total ou parcialmente.
10.
Em sua primeira análise, a área técnica concluiu que a Companhia, na
avaliação do valor em uso dos ativos da UGC Refino durante todo aquele período,
deveria ter considerado os riscos de que os preços dos combustíveis praticados no
mercado interno pudessem não se alinhar aos preços internacionais ou aos custos de
produção ou de importação.
11.
A SEP apontou que o risco de que a Companhia não praticasse preços
conforme seus objetivos empresariais e econômicos estava explicitado em seus
Formulários de Referência, que traziam o alerta de que “a União Federal adotou, e pode
continuar adotando no futuro, certas políticas macroeconômicas e sociais através da
Petrobras, conforme permitido por lei” e que “a Petrobras pode fazer investimentos,
incorrer em despesas e realizar vendas, em termos que podem afetar negativamente os
resultados operacionais e financeiros da Companhia.”
12.
Esses riscos se materializariam, nos termos da análise da área técnica, “na
forma de impactos adversos nas margens operacionais brutas da UGC Refino, podendo
levar, dessa forma, à redução do valor recuperável dos ativos dessa UGC,
eventualmente para patamares abaixo dos saldos contábeis reconhecidos desses
ativos.”

14 A SEP, a Companhia e os investigados utilizam-se tanto da expressão UGC Abastecimento quanto do
termo UGC Refino para nomear o conjunto de ativos de que se trata o presente PAS, que formam o
parque de refino da sociedade, quais sejam, as refinarias, terminais e dutos da Petrobrás, e os ativos
logísticos operados pela Transpetro, localizados no Brasil. No restante deste relatório, para fins de
uniformização, esses ativos serão referenciados como UGC Refino, seguindo a classificação presente na
Nota Explicativa no 4.2, das demonstrações financeiras de 31.12.2013 – Definição das unidades geradoras
de caixa para testes de recuperabilidade de ativos (Impairment). Além da UGC Refino, a nota explicativa
elenca, como unidades geradoras de caixa da área de Abastecimento, a UGC Petroquímica e a UGC
Transporte. (Doc SEI 0301918, p. 177)

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13.
A SEP concluiu que esse risco não teria sido incluído nas taxas de desconto
utilizadas nos testes de impairment da UGC Refino, fazendo com que os fluxos de caixa
projetados utilizada para determinar o valor em uso desse conjunto de ativos não
tivessem considerado os riscos de que os preços praticados no mercado interno
pudessem não se alinhar aos preços internacionais ou aos custos de produção ou de
importação da Companhia.
14.
Com isso, teria havido, para a SEP, o descumprimento de diversos itens do
CPC 01 (R1)15, nas demonstrações financeiras referentes de 31.12.2010, 31.12.2011,
31.12.2012, 31.12.2013 e 31.12.2014.
15.
A área técnica também concluiu que, no teste de impairment da UGC
Refino de 31.12.2012, a Companhia utilizou projeções de resultados para 2013 em
diante dissociados dos resultados negativos realizados em 2011 e 2012, o que teria
resultado em diferenças relevantes entre as margens projetadas e as efetivamente
realizadas. Em função disso, a SEP considerou ter havido infração ao item 34 do CPC
01 (R1)16 referente ao referido teste.
16.
Apesar da presença de um histórico negativo, a Companhia utilizou-se de
projeções de resultado extremamente positivas na elaboração dos testes de impairment
da UGC Refino em 31.12.2012 e, em função disso, a SEP considerou ter havido
infração ao item 34 do CPC 01 (R1)17.
II.1.2.
RNEST
17.
A RNEST, refinaria localizada no estado de Pernambuco, teve autorização
para início de execução concedida pela Diretoria da Petrobras em 25.11.2009, por meio

15 Como será visto adiante, a SEP terminou por não formular acusação em relação a esse ponto, daí a
desnecessidade de referência neste Relatório a esses itens específicos do CPC 01 (R1).
16 CPC 01 (R1). Item 34. A administração deve avaliar a razoabilidade das premissas sobre as quais as
atuais projeções de fluxos de caixa se baseiam, examinando as causas das diferenças entre as projeções
passadas de fluxos de caixa e os fluxos de caixa atuais observados. A administração deve certificar-se de
que as premissas sobre as quais suas projeções atuais de fluxos de caixa estão baseadas são consistentes
com os resultados observados no passado, garantindo que os efeitos de eventos ou circunstâncias
subsequentes, que não foram previstos quando os fluxos de caixa atuais observados foram estimados,
tornem isso adequado.
17 CPC 01 (R1). Item 34. A administração deve avaliar a razoabilidade das premissas sobre as quais as
atuais projeções de fluxos de caixa se baseiam, examinando as causas das diferenças entre as projeções
passadas de fluxos de caixa e os fluxos de caixa atuais observados. A administração deve certificar-se de
que as premissas sobre as quais suas projeções atuais de fluxos de caixa estão baseadas são consistentes
com os resultados observados no passado, garantindo que os efeitos de eventos ou circunstâncias
subsequentes, que não foram previstos quando os fluxos de caixa atuais observados foram estimados,
tornem isso adequado.

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do documento interno DIP AB-CR 327/2009 (“DIP 327/2009”)18, e os investimentos
para a sua construção foram majoritariamente realizados entre 2010 e 2014.
18.
O projeto, que começou a ser elaborado a partir de 2005, foi pensado como
uma parceria entre a Petrobras e a companhia de petróleo venezuelana PDVSA
(“PDVSA”) – com participações de 60% para a primeira e 40% para a segunda –, e
previa o processamento de 50% de petróleo brasileiro em seu 1a trem de refino e 50% de
petróleo venezuelano no 2o trem. Nesse sentido, foi criada a sociedade Refinaria Abreu
e Lima S.A. (“RNEST S.A.”), à qual foi alocada a RNEST.
19.
Anteriormente à aprovação do DIP 327/2009, foi levado à Diretoria da
Companhia, em, 3.9.2009, o DIP AB-CR 212/2009 (“DIP 212/2009“)19, que trazia, para
o cenário de Referência, um Valor Presente Líquido (“VPL”) negativo de US$3,067
bilhões para o projeto da RNEST, considerando a refinaria como uma empresa
independente e utilizando-se uma taxa mínima de atratividade (“TMA”) de 10,3% a.a.
20.
Em função disso, novo estudo foi preparado, alterando algumas premissas e
prevendo novas ações para aprimorar os critérios de avaliação econômica do projeto, a
saber, a inclusão de perpetuidade no fluxo de caixa; o aumento do Fator de Utilização
da refinaria para 96%; a redução da TMA para 9,6% a.a. (U$1,169 bilhão); a
consideração de possíveis desonerações fiscais (U$1,251 bilhão); e o valor de mercado
que seria perdido para terceiros, no caso da não construção do empreendimento
(U$0,722 bilhão).
21.
O DIP 327/2009 submeteu as seguintes proposições à Diretoria Executiva:
(i) “Autorizar a fase de execução (Fase IV) do empreendimento de implantação da
Refinaria Abreu e Lima, nos termos dispostos no presente DIP”;
(ii) “Determinar que o TRIBUTÁRIO em articulação com o ABASTECIMENTO
reforce sua atuação junto ao Ministério da Fazenda visando obter a desoneração
fiscal mencionada no item 9.7.1., no que se refere a Petróleo”; e
(iii) “Determinar que o TRIBUTÁRIO e o ABASTECIMENTO, continuem em
articulação com o Ministério da Fazenda para proposição de programa de
desonerações tributárias para novas unidades de Refino e Petroquímica no
Brasil”.
22.
A premissas adotadas no fizeram com que o VPL passasse a ser positivo, no
montante de US$0,076 bilhão, permitindo a aprovação, pela Diretoria, da execução do
empreendimento.

18 Doc. SEI 0301885, pp. 250- 257.
19 Doc. SEI 0301885, pp. 240-248.

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23.
A Companhia não realizou o teste de impairment da RNEST para as
demonstrações financeiras de 31.12.2010, por entender não haver indicativos de perda
de valor20.
24.
A SEP, no entanto, entendeu que o teste deveria ter sido realizado, nos
termos do item 12g21 do CPC 01 (R1), pois o DIP 327/2009, como visto acima,
especificou, como condição necessária para garantir a viabilidade econômico-financeira
do projeto, a obtenção de significativas desonerações fiscais – U$1,251 bilhão – que,
não obstante, ao longo de 2010 não foram conseguidas. Haveria assim, nos termos
daquele dispositivo “evidência disponível, proveniente de relatório interno, que indique
que o desempenho econômico de um ativo é ou será pior que o esperado”.
25.
O fato de a refinaria estar em construção não elidiria esta obrigação, nos
termos do item 4222 do CPC 01 (R1).
26.
Para as demonstrações financeiras de 31.12.2011, ao contrário do exercício
anterior, foi realizado o teste de impairment da RNEST, pois o seu valor contábil teria
sofrido variação de 147% no ano, o que foi considerado como um indicativo de possível
desvalorização23. O teste, porém, concluiu pela inexistência de perda por redução do
valor recuperável do ativo.
27.
A SEP, no entanto, apontou que a Companhia efetuou o teste utilizando uma
taxa de desconto de 5,36% a.a., inferior à que foi utilizada para o teste da UGC Refino,

20 O item 12 do CPC 01 (R1) elenca indicativos externos e internos de uma eventual necessidade de se
proceder a um teste de valor recuperável de ativos ou teste de impairment: Fontes externas: “(i)
diminuição significativa do valor de mercado do ativo; (ii) mudanças significativas no ambiente de
mercado, tecnológico, etc., com efeito adverso sobre a Companhia; (iii) aumento nas taxas de juros ou
outras taxas de mercado; e (iv) valor contábil do patrimônio líquido superior ao seu valor de mercado”;
e Fontes internas: “(i) evidência de obsolescência ou dano físico do ativo; (ii) mudanças significativas na
extensão ou maneira em que o ativo é utilizado, com efeito adverso sobre a Companhia; e (iii) relatório
interno evidenciando desempenho econômico pior do que o esperado.”
21 CPC 01 (R1). Item 12. Ao avaliar se há alguma indicação de que um ativo possa ter sofrido
desvalorização, a entidade deve considerar, no mínimo, as seguintes indicações (...) Fontes internas de
informação (...) (g) evidência disponível, proveniente de relatório interno, que indique que o desempenho
econômico de um ativo é ou será pior que o esperado;(...).
22 CPC 01 (R1). Item 42. Quando o valor contábil de um ativo não incluir ainda todas as saídas de caixa a
serem incorridas antes de estar pronto para uso ou venda, a previsão de saídas de fluxos de caixa futuros
deve incluir uma previsão de qualquer saída de caixa adicional que se espera incorrer antes que o ativo
esteja pronto para uso ou venda. Por exemplo, esse é o caso de edifício em construção ou de projeto em
desenvolvimento que ainda não foi concluído.
23 Correspondência DFIN 00142016, de 4.3.2016, em resposta aos Ofícios nos 10 e 11/2016-
CVM/SEP/GEA-5 (Doc. SEI 0301892, pp. 76-77): “Em 2011, com base na variação significativa do ativo
imobilizado da RNEST S.A., que acumulou o montante de R$ 11,3 bilhões em dezembro de 2011
(variação de 147%), foi apontado como um indício de desvalorização. Sendo assim, o teste dos ativos da
RNEST S.A. foi realizado de forma isolada, seguindo a visão do negócio da época apresentada (...)”.

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de 6,80% a.a., que agregava refinarias maduras, e ainda menor do que a prevista na
aprovação do investimento na RNEST, em 25.11.2009, de 9,6% a.a..
28.
Teriam sido descumpridos, assim, os itens 55b24 e 5625 do CPC 01 (R1),
além do item 12g, pois as desonerações fiscais ainda não haviam sido obtidas na data do
teste.
29.
Para os exercícios sociais de 2012 e 2013, a RNEST foi inserida na UGC
Refino, com a justificativa de que suas operações futuras seriam planejadas e efetuadas
conjuntamente com as demais refinarias da Petrobras. Segundo informou a Companhia
à SEP, até 2012 havia a possibilidade da participação da PDVSA na construção da
refinaria, de modo que não seria possível, à época, afirmar que ela seria operada de
forma integrada com o restante do parque de refino da Petrobras. Porém, a partir de
2012, passou-se a se considerar que a parceria dificilmente seria concretizada, o que fez
com que se incorporasse a RNEST à UGC Refino, para fins de impairment, nos termos
dos itens 6626 e 6727 do CPC 01 (R1).
30.
Dessa forma, a Companhia não realizou, para as demonstrações financeiras
de 31.12.2012 e 31.12.2013, testes individuais de impairment da RNEST, mas somente
para a UGC Refino – que passou a incluir aquela refinaria –, testes estes que indicaram
não ter ocorrido a redução do valor recuperável do conjunto dos ativos e levaram, assim,
ao não reconhecimento de perdas para o grupo de ativos, entre os quais se incluía a
RNEST.

24 CPC 01 (R1). Item 55b. A taxa de desconto deve ser a taxa antes dos impostos, que reflita as avaliações
atuais de mercado acerca: (...) (b) dos riscos específicos do ativo para os quais as estimativas de fluxos de
caixa futuros não tenham sido ajustadas.
25 CPC 01 (R1). Item 56. Uma taxa que reflita avaliações atuais de mercado do valor do dinheiro no
tempo e dos riscos específicos do ativo é o retorno que os investidores exigiriam se eles tivessem que
escolher um investimento que gerasse fluxos de caixa de montantes, tempo de ocorrência e perfil de risco
equivalentes àqueles que a entidade espera que advenham do ativo. Essa taxa é estimada a partir de taxas
implícitas em transações correntes de mercado para ativos semelhantes, ou ainda do custo médio
ponderado de capital de companhia aberta listada em bolsa que tenha um ativo único (ou carteira de
ativos) semelhante em termos de potencial de serviço e riscos do ativo sob revisão. Entretanto, a taxa de
desconto (ou taxas) utilizada para mensurar o valor em uso do ativo não deve refletir os riscos para os
quais os fluxos de caixa futuros estimados tenham sido ajustados. De outro modo, o efeito de algumas
premissas será levado em consideração em duplicidade.
26 CPC 01 (R1). Item 66. Se houver qualquer indicação de que um ativo possa estar desvalorizado, o valor
recuperável deve ser estimado para o ativo individual. Se não for possível estimar o valor recuperável
para o ativo individual, a entidade deve determinar o valor recuperável da unidade geradora de caixa à
qual o ativo pertence (unidade geradora de caixa do ativo).
27 CPC 01 (R1). Item 67. O valor recuperável de um ativo individual não pode ser determinado se: (a) o
valor em uso do ativo não puder ser estimado como sendo próximo de seu valor justo líquido de despesas
de venda (por exemplo, quando os fluxos de caixa futuros advindos do uso contínuo do ativo não
puderem ser estimados como sendo insignificantes); e (b) o ativo não gerar entradas de caixa que são em
grande parte independentes daquelas provenientes de outros ativos. Nesses casos, o valor em uso e,
portanto, o valor recuperável, somente pode ser determinado para a unidade geradora de caixa do ativo.

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31.
A SEP, no entanto, entendeu que, se a RNEST tivesse sido testada
individualmente e não de forma agrupada com as demais refinarias da UGC Refino,
poderia ter sido detectada a redução de seu valor recuperável. As razões seriam a já
mencionada desoneração tributária, ainda não obtida, e a existência de relatórios
internos e documentos públicos indicando o expressivo aumento dos investimentos
necessários para a conclusão da refinaria e as sucessivas postergações do início de sua
entrada em produção.
32.
A conclusão da área técnica, portanto, foi a de que os ativos da RNEST
teriam apresentado redução de seu valor recuperável, mas que essa redução não teria
sido detectada em função da Companhia ter realizado o teste de impairment da refinaria
agregando-a ao conjunto de suas demais unidades de refino.
33.
Em reforço a seu argumento, a SEP apontou que a diferença da capacidade
de produção por ativo imobilizado da RNEST e a das demais refinarias da Petrobras não
indicava a suposta sinergia entre a refinaria e o restante do parque de refino, o que
evidenciaria que ela apresentava os requisitos para ser testada individualmente, e não
dentro da UGC Refino. Acrescentou que a Companhia sempre foi capaz de elaborar
estimativas individuais do valor de uso da RNEST, conforme comprovariam as várias
projeções de VPL presentes nos autos.
34.
Por todos esses elementos, a área técnica concluiu que, no tocante às
demonstrações financeiras de 31.12.2012 e 31.12.2013, teria havido o descumprimento
dos itens 12g, 66 e 67 do CPC 01 (R1).
35.
Por fim, em 31.12.2014, o 2o trem de refino da RNEST, que apresentava um
saldo contábil de R$16,5 bilhões, teve seus ativos testados de forma isolada, com o
reconhecimento de uma perda por desvalorização de cerca de R$9,1 bilhões. O 1o trem
de refino, que tinha saldo contábil de R$18,9 bilhões foi mantido na UGC Refino, cujo
teste de impairment não detectou a necessidade de redução ao valor recuperável.
36.
Da mesma forma que nos exercícios anteriores, a SEP entendeu que, para
as demonstrações financeiras de 31.12.2014, teria havido o descumprimento dos itens
12g, 66 e 67 do CPC 01 (R1), pois relatórios internos da Companhia indicavam possível
perda do valor recuperável do 1o trem de refino, que somente não teria sido detectada
pelo fato de o ativo ter sido testado conjuntamente com as demais refinarias da UGC do
Abastecimento.
II.1.3.
Comperj
37.
O projeto do Comperj foi divulgado pela Companhia em Comunicado ao
Mercado datado de 28.3.2006 (Doc SEI 0302938, p. 230), envolvendo investimentos de
US$3,5 bilhões, que seria estendido a US$6,5 bilhões, englobando uma refinaria com

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capacidade de 165 mbpd e outras unidades petroquímicas, que produziriam itens para os
mais diversos segmentos de consumo, desde utensílios de plástico até componentes para
veículos, aviões e navios.
38.
Posteriormente, em 26.2.2010, a Diretoria da Companhia aprovou, com base
no documento interno DIP AB-PQ 2/2010 (DIP 2/2010), o “Programa Complexo
Petroquímico do Rio de Janeiro – Comperj, com Antecipação de Gastos e Autorização
para Execução do Primeiro Trem de Refino” (“Programa Comperj”), que previa, entre
outras medidas, a construção de um 2o trem de refino, com a mesma capacidade do 1o
trem, de modo a diluir os custos de infraestrutura (Doc. SEI no 0301895, pp. 208-273).
39.
Na refinaria, composta pelo 1o e o 2o trens de refino, a Petrobras detinha
participação de 100%, e nas unidades petroquímicas, entre 36 e 40%.
40.
Para as demonstrações financeiras de 31.12.2010, a Petrobras não efetuou
teste de recuperabilidade para o Comperj, individualmente ou integrado à UGC Refino,
e, diante do conjunto de informações obtidas junto à Companhia, a SEP entendeu não
haver elementos para contestar essa prática.
41.
Nas demonstrações financeiras de 31.12.2011, o teste de impairment da
UGC Refino incluiu o 1o trem de refino do Comperj. Por sua vez, nas demonstrações
financeiras de 31.12.2012, o teste da UGC Refino incluiu o 1o trem de refino e os ativos
compartilhados do Comperj, deixando de fora o 2o trem de refino, que não foi testado.
42.
A SEP, no entanto, considerou que documentos internos indicavam
deterioração da viabilidade econômico-financeira do empreendimento, o que, somado
ao aumento dos investimentos necessários para a sua execução, a fez entender que havia
indicativos de redução de seu valor recuperável, que somente não teria sido detectada
em função de o teste de impairment ter sido realizado em conjunto com os demais
ativos da UGC Refino . Teria havido, assim, nos dois exercícios, o descumprimento dos
itens 12g, 66 e 67 do CPC 01 (R1).
43.
Nas demonstrações financeiras de 31.12.2013, todo o Programa Comperj foi
incluído no teste de recuperabilidade realizado para a UGC Refino, que indicou não ter
havido redução de seu valor recuperável. Porém, de acordo com a área técnica,
evidências presentes em relatórios internos da Petrobras continuavam a indicar a
ausência de condições de viabilidade econômico-financeira do empreendimento.
44.
Além disso, assim como no caso da RNEST, a SEP argumentou que a
diferença entre a capacidade de produção por ativo imobilizado do Comperj e das
demais refinarias da Petrobras indicava que não haveria a sinergia alegada pela
Companhia, para que se considerasse aquela refinaria integrada ao restante do parque de
refino e passível de ser testada para impairment dentro da UGC Refino .

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45.
Dessa forma, a SEP entendeu que também para aquele exercício teria
havido o descumprimento dos itens 12g, 66 e 67 do CPC 01 (R1),
46.
Por fim, a área técnica consignou que, nas demonstrações financeiras de
31.12.2014, a Companhia realizou o teste de impairment do Comperj de modo isolado
da UGC Refino, em decorrência da postergação do início da operação do 1o trem de
refino para o início de 2021. Foi apurado um valor em uso de R$4 bilhões e reconhecida
uma de perda de R$21,8 bilhões pela redução do valor recuperável do ativo, equivalente
a 84,6% de seu valor contábil no encerramento do exercício.
II.2.
QUESTIONAMENTO E RESPOSTA DOS ADMINISTRADORES
47.
Nos termos previstos na Deliberação CVM no 538/2008, a SEP, solicitou a
manifestação de 42 integrantes da Diretoria, Conselho de Administração e Conselho
Fiscal da Petrobras que exerceram os respectivos cargos e funções quando da
divulgação das demonstrações financeiras de 31.12.2010, 31.12.2011, 31.12.2012,
31.12.2013 e 31.12.2014, a respeito de sua “ciência e eventual participação em
elaborar/aprovar os testes de recuperabilidade” da UGC Refino , RNEST e Comperj
para as referidas demonstrações financeiras28 (Doc. SEI 0301925, pp. 30-366 e Doc.
SEI 0301926, pp. 4-240 e 272-285).
48.
Em suas respostas, os inquiridos alegaram inicialmente que a SEP não
questionou a abordagem da unidade geradora de caixa única para a área de negócio de
refino, mas apenas os procedimentos adotados na elaboração dos testes
de impairment dos supramencionados ativos.
49.
Declararam que esse tema não havia sido suscitado até dezembro de 2013,
quando o então conselheiro de administração M. C.29 fez questionamentos a respeito da
abordagem de UGC única e da ausência de impairment para as refinarias em construção,
frente aos gastos realizados, argumentos que, todavia, não teriam prevalecido junto aos
demais administradores, que concordaram com os esclarecimentos prestados pela área
técnica da Companhia, com anuência dos auditores independentes30.
50.
Em relação ao processo de elaboração das demonstrações financeiras,
alguns dos esclarecimentos prestados indicaram que os titulares das Diretorias de

28 Dos 42, apenas não responderam à SEP os ex-administradores Renato de Souza Duque, Jorge Luiz
Zelada e José Antônio de Figueiredo.
29 Reuniões nos 69 e 70 do Comitê de Auditoria, em 5.12.2013 e 20.12.2013 (Doc. SEI 0302893, pp. 163-
184 e 185-195).
30 Reunião do Conselho de Administração (i) de 25.2.2014 – aprovação das demonstrações financeiras de
31.12.2013 (Doc. SEI 0302893, pp. 163-184) com voto contrário do conselheiro M. C. (Doc. SEI
0301958, p. 124); e (ii) de 21.3.2014 –manifestação conjunta dos conselheiros de administração Sérgio
Franklin Quintella e Francisco Roberto de Albuquerque (Doc. SEI 0301949, pp. 9-10).

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Abastecimento e Financeira e Relações com Investidores eram os mais envolvidos com
a questão das informações necessárias para o teste de recuperabilidade dos ativos da
área de refino/abastecimento.
51.
Nessa direção a própria manifestação do ex-Diretor de Abastecimento Paulo
Roberto Costa, de que o acompanhamento do teste de impairment, inclusive da
definição da taxa de desconto, era feito pela Diretoria Financeira e pelas Gerências
Executivas de Estratégia Corporativa e de Abastecimento, antes de serem levadas a
conhecimento e aprovação da Diretoria Executiva (Doc. SEI 0301926, pp. 302-304).
52.
Já o ex-Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, Almir
Guilherme Barbassa, afirmou que, no caso das UGCs, as áreas pertinentes da
Companhia informavam o valor de uso de seus ativos à área contábil, que, por sua vez,
compilava as informações e elaborava as demonstrações financeiras, cabendo a ele,
como Diretor Financeiro, supervisionar essa elaboração, sendo que dúvidas ou questões
mais sensíveis eram levadas ao seu conhecimento e amplamente debatidas com a equipe
técnica da Petrobras (Doc. SEI no 03011945, pp. 176-177).
53.
Aduziu que não cabia a ele, como Diretor Financeiro, estabelecer se
determinado ativo deveria ou não integrar a UGC, o que seria atribuição do diretor
responsável pela área de negócio, citando, nesse sentido, o Manual Financeiro ou de
Políticas Contábeis da Companhia (Doc. SEI no 03011947, pp. 40-56), pelo qual
competia “à ÁREA DE NEGÓCIO avaliar o conteúdo da Unidade Geradora de Caixa e
verificar se há alguma indicação de que seus ativos ou conjunto de ativos possam ter
sofrido desvalorização”, além de “avaliar, anualmente, se as Unidades Geradoras de
Caixa apresentam indícios de perda ou reversão. Caso não haja indícios, deve formalizar
o resultado da análise à CONTABILIDADE, justificando a não realização do teste de
impairment.”
54.
O Manual também estabelecia que, “caso haja indício de perda, a ÁREA DE
NEGÓCIO deve apurar o valor em uso das Unidades Geradoras de Caixa e encaminhar
à Contabilidade para comparação com o valor contábil e apuração do valor da perda ou
reversão.”
55.
Os requeridos também alegaram que os temas questionados pela SEP eram
complexos e que a área técnica da Companhia e os auditores independentes
asseguravam a regularidade dos procedimentos adotados nos testes de recuperabilidade
de ativos, inclusive para RNEST e Comperj, e que teriam dessa forma, o legítimo
direito de confiar nas informações que lhes eram prestadas.
56.
Os conselheiros de administração alegaram que não se poderia exigir que
eles, ao analisarem as demonstrações financeiras da Companhia, chegassem ao nível de
minúcia técnica questionado pela SEP em relação a pontos muito específicos e técnicos
da elaboração das demonstrações financeiras da Petrobras, até mesmo por não

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necessariamente conhecerem ou serem obrigados a conhecer os meandros da
contabilidade, acrescentando que a apreciação das demonstrações financeiras da
Companhia pelos auditores independentes nunca resultou em ressalvas nos períodos de
referência.
57.
Nesse sentido, os inquiridos alegaram que não existiam sinais de alerta
(“red flags”) que indicassem a presença de irregularidades na elaboração dos testes
de impairment de ativos e lhes impusesse o dever de pesquisar mais profundamente as
informações disponibilizadas, e que, dessa forma, o nível de diligência empregado na
elaboração e aprovação das demonstrações financeiras da Companhia teria sido
adequado.
58.
Na mesma linha, os conselheiros fiscais declararam que a elaboração das
demonstrações, em especial os testes de impairment, eram feitas por profissionais
altamente especializados e aprovadas pela administração da Companhia e pela auditoria
externa, não cabendo a eles entrar no mérito dos critérios adotados no testes de
recuperabilidade, se não houvesse indícios de irregularidades.
59.
Por fim, os inquiridos argumentaram que os pontos questionados
configurariam, na verdade, mera divergência de entendimento entre a Companhia e a
SEP quanto à aplicação dos requerimentos do CPC 01 (R1) que, como toda norma, seria
passível de interpretação.
60.
Nesse sentido, não se poderia concluir que a interpretação dos técnicos da
Companhia estivesse equivocada somente pelo fato de a área técnica da CVM
interpretar de outra forma aquela norma, podendo-se, no máximo, discordar dos
procedimentos adotados pela área contábil da Petrobras, por mera divergência de
interpretação, mas sem concluir que os mesmos não pudessem ser aceitos.
II.3.
NOTA TÉCNICA 2016
61.
Além das alegações anteriores, os administradores e conselheiros fiscais
protocolaram nota técnica preparada pela própria Petrobras (“Nota Técnica 2016”),
defendendo, sob a ótica contábil, a regularidade dos procedimentos adotados nos testes
de impairment da UGC Refino, RNEST e Comperj (Doc. SEI 0301928, pp. 185-219).
II.3.1.
UGC Refino
62.
Em relação à alegação de que a Petrobras desconsiderou, no teste de
impairment da UGC Refino em 31.12.2012, resultados adversos efetivamente realizados
em 2011 e 2012, em descumprimento ao item 34 do CPC 01 (R1), a Nota Técnica 2016
apontou que as diferenças adversas foram causadas por diferenças entre os custos

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realizados e os custos projetados, pelo fato de que o mercado de petróleo passava por
um período de alta de preços, o que contradiz a tese de que a Companhia projetava
vendas em termos mais vantajosos do que praticava.
63.
Acrescentou que se a Companhia for conservadora na projeção do preço de
petróleo utilizado no custo para a área do refino, produzirá resultados otimistas para as
projeções da receita da área de exploração e produção, sendo fundamental, portanto,
adotar uma estratégia de neutralidade.
64.
Quanto à possibilidade de incorporação, na taxa de desconto para cálculo do
valor em uso da UGC Refino, do risco de a Companhia realizar vendas em termos
desvantajosos, a Nota Técnica 2016 defendeu que, nos termos do item 55b do CPC 01
(R1), a taxa de desconto deve refletir a forma como o mercado avaliaria riscos
específicos do ativo e que o risco de realização de vendas em termos desvantajosos seria
específico da Petrobras e não dos ativos que compõem a UGC Refino.
II.3.2.
RNEST
65.
Em relação a não realização de teste de impairment da RNEST para as
demonstrações financeiras de 31.12.2010, a Nota Técnica 2016 apontou que a
Companhia já havia informado a SEP, em sua resposta ao item 11c do Ofício no
157/2015/CVM/SEP/GEA-5, que em 2010 não foram identificados indícios de
desvalorização para a RNEST e, por este motivo, o teste de impairment não foi
realizado.
66.
Essa conclusão sido obtida através de estudo contratado à Ernst & Young
em 2009, em que foram utilizados dados públicos da Empresa de Pesquisa Energética –
EPE que chegou a um VPL positivo para o empreendimento. O monitoramento de suas
principais variáveis (taxa do dólar, custo do petróleo, preço de derivados) não teria
demonstrado variações significativas entre 2009 e 2010 (fls. xxx).
67.
Sobre a não obtenção das desonerações fiscais previstas na aprovação da
execução do projeto, a Nota Técnica 2016 alegou que a metodologia adotada no cálculo
do VPL de aprovação de um empreendimento diverge em alguns aspectos da
metodologia requerida pelo CPC 01 (R1).
68.
Por exemplo, a taxa de desconto aplicável ao cálculo do valor em uso de
uma refinaria da Petrobras em 2009 seria de 8,2% a.a., enquanto a taxa utilizada no
cálculo do VPL de aprovação da RNEST, no valor de US$0,076 bilhão, foi de 9,6% a.a.
O ajuste dessa diferença seria suficiente para fazer com que o VPL da RNEST em 2009,
desconsiderando-se os efeitos da desoneração de PIS e COFINS de petróleo, fosse de
aproximadamente US$0,521 bilhão.

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69.
Para as demonstrações financeiras de 31.12.2011, a Nota Técnica 2016
confirmou serem diferentes a taxa de desconto utilizada no teste de impairment da
RNEST (5,36%) e a utilizada para o teste do conjunto das refinarias da UGC Refino
(6,80%), conforme o quadro demonstrativo dos respectivos custos médios ponderados
do capital (WACC, na sigla em inglês):
Tabela 01: Comparação entre as taxas de desconto RNEST/UGC Refino para 2011
WACC da RNEST em 2011
WACC dos ativos de refino da Petrobras em
2011
Custo nominal da dívida c/
tributação
4,90%
Custo nominal da dívida c/
tributação
3,88%
Custo nominal do capital próprio
14,19%
Custo nominal do capital próprio
11,64%
Estrutura de capital
41,00%
Estrutura de capital
30,00%
Custo médio ponderado de capital
10,38%
WACC nominal
9,31%
Inflação brasileira (IPCA)
4,76%
Inflação americana
2,35%
WACC real
5,36%
WACC real
6,80

70.
Quanto à conclusão da SEP de que a não obtenção das desonerações
tributárias representaria indicativo de perda no valor recuperável da RNEST, a Nota
Técnica 2016 remeteu ao anteriormente alegado para o exercício de 2010,
acrescentando que, na medida em que o teste de recuperabilidade da RNEST foi de fato
efetuado em 2011, seriam inócuas quaisquer discussões quanto à existência ou não de
indicativos de perda de recuperabilidade para este ativo nesse ano e eventual infração ao
item 12g do CPC 01 (R1).
71.
Em relação à realização de teste de impairment da RNEST agrupado com os
demais ativos da UGC Refino, nas demonstrações financeiras de 31.12.2012 e
31.12.2013, a Nota Técnica 2016 contestou o entendimento da SEP de que o ativo
deveria ter sido testado individualmente, pois o item 66 do CPC (R1) diz que isto deve
ser feito somente se possível.
72.
O fato de a Petrobras elaborar projeções de fluxos de caixa para o cálculo do
VPL do investimento não indicaria, como entendeu a SEP, que o ativo poderia ter sido
testado individualmente, pois o valor em uso não guardaria relação com o VPL
elaborado para fins de avaliação do projeto, que é obtido por meio de uma análise
incremental que visa identificar a agregação de valor do projeto da refinaria para o
restante do parque de refino da Petrobras.

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73.
As condições sob as quais o valor recuperável de um ativo individual não
pode ser determinado estão relacionadas no item 67 do CPC (R1), que preconiza, em
síntese, que deve ser definido se o ativo gerará ou não entradas de caixa que serão em
grande parte independentes daquelas provenientes de outros ativos. A Nota Técnica
2016 traz, em seu Anexo 2, vários trechos de manuais de empresas de auditoria
corroborando esta condição.
74.
Nesse sentido, a geração de entrada de caixa da RNEST em 31.12.2012 não
poderia ser considerada em grande parte independente das gerações provenientes de
outros ativos da UGC Refino, em vista das movimentações anuais de produtos
intermediários (recebimento e envio) entre elas, projetadas em 31.12.2012 para o ano de
2015 e seguintes, que teriam sido, inclusive, superadas quando o seu 1o trem de refino
entrou em operação.
75.
A Nota Técnica 2016 em seu Anexo 3 descreveu a forma de gestão
centralizada do parque de refino da Petrobras, onde se buscaria otimizar o resultado
conjunto das refinarias e não maximizar o lucro individual de cada uma. O parecer
emitido em 20.4.2015 pelo Prof. E. M. (“Parecer Contábil 2015”), para subsidiar a
Petrobras na elaboração das demonstrações financeiras de 31.12.2014, avaliou e
descreveu essa sistemática de gestão do parque de refino, concluindo a favor da prática
da Companhia em efetuar os testes de recuperabilidade de suas refinarias de forma
conjunta (Doc SEI xxx, fls. xxx) 31.
76.
Com base nessas características de seu sistema de refino e considerando os
requerimentos contidos nos itens 66 e 67 do CPC 01 (R1), a Petrobras concluiu que o
valor recuperável da RNEST para o exercício findo em 31.12.2012 não poderia ser
determinado individualmente e que qualquer teste de recuperabilidade desse ativo
deveria ser realizado no nível da UGC Refino.
77.
Quanto ao exercício findo em 31.12.2013, a Nota Técnica 2016 reportou-se
ao item 7232 do CPC 01 (R1), que estabelece que as unidades geradoras de caixa devem
ser identificadas de maneira consistente de período para período para o mesmo ativo ou

31 Aponta o parecer que “nenhum gestor de qualquer refinaria da Companhia tem autonomia para
administrá-la, procurando maximizar seu próprio benefício individual, escolhendo o petróleo com que
vai trabalhar, deliberar se vai produzir mais gasolina ou mais óleo diesel, etc. A gestão de todas as
refinarias é centralizada, visando-se o máximo benefício do seu conjunto. Uma poderia até cessar de
produzir, por decisão centralizada, se houvesse uma redução de demanda, caso essa fosse a melhor
estratégia para benefício global da Companhia. Com isso, não parece mesmo fazer sentido em se ter
análise individualizada da capacidade de geração de caixa de cada unidade de refinaria de forma
isolada. Consequentemente, não faz sentido e nem é tecnicamente correto testar-se a possível
irrecuperabilidade do valor contábil de cada uma das refinarias, tomada individualmente”.
32 CPC 01 (R1). Item 72. As unidades geradoras de caixa devem ser identificadas de maneira consistente
de período para período para o mesmo ativo ou tipos de ativos, a menos que haja justificativa para
mudança.

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tipos de ativos, a menos que haja justificativa para mudança, o que não teria ocorrido
durante 2013, mantendo-se, assim, a RNEST na UGC Refino. O mesmo raciocínio se
aplicaria na manutenção do 1o trem de refino da refinaria na UGC em 2014, pois
durante aquele exercício a Companhia também não identificou qualquer evento
significante que pudesse alterar seu entendimento quanto à impossibilidade de apuração
do valor recuperável daquele ativo de forma individual.
78.
Acrescentou que, quando se decidiu postergar a construção do 2o trem de
refino da RNEST, chegou-se à conclusão que a descontinuidade das obras por um
extenso período de tempo enfraquecia a premissa de uso integrado desse ativo, de forma
que, naquele momento, não era possível afirmar com razoável certeza que seu valor
recuperável não poderia ser determinado, conforme previsto no item 67 do CPC 01
(R1).
79.
Em função desse fato, no último trimestre de 2014, o 2o trem de refino da
RNEST deixou de fazer parte da UGC Refino, procedimento contábil referendado pelo
mencionado Parecer Contábil 2015, elaborado para assessorar a Companhia em alguns
aspectos contábeis das referidas demonstrações financeiras, entre eles a questão dos
testes de impairment de seus ativos.
II.3.3.
Comperj
80.
Para justificar a realização do teste de impairment do Comperj agrupado aos
demais ativos da UGC Refino, nas demonstrações financeiras de 31.12.2011, a Nota
Técnica 2016 alegou novamente que, de acordo com o item 67 do CPC 01 (R1), não
seria possível determinar o valor recuperável do ativo individual, pois sua geração de
entrada de caixa não poderia ser considerada em grande parte independente das
gerações provenientes de outros ativos da UGC Refino.
81.
A nota apresenta projeções de movimentações anuais futuras de produtos
intermediários entre o Comperj e as outras refinarias, elaboradas em 31.12.2012, que
comprovariam que ela seria gerida dentro do supramencionado sistema de gestão
integrado e centralizado do parque de refino da Petrobras.
82.
Quanto ao teste de impairment do Comperj para as demonstrações
financeiras de 31.12.2012 e 31.12.2013, também realizado de forma agrupada com os
demais ativos da UGC Refino, a Nota Técnica 2016 utilizou-se do novamente disposto
no item 72 do CPC 01 (R1), alegando que, entre 31.12.2011 e 31.12.2013, a Companhia
não identificou qualquer evento significante que pudesse alterar seu entendimento
quanto à impossibilidade de apuração do valor recuperável individual do ativo.

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II.4.
SEGUNDA ANÁLISE DA SEP33
83.
Após receber as manifestações e explicações relatadas acima, a SEP
realizou nova análise, ressaltando primeiramente que a sua abordagem teve como foco o
“quando fazer” e o “como fazer” os testes de impairment, à luz do que preconizam as
normas contábeis aplicáveis e em vista da realidade econômica dos ativos imobilizados
da Petrobras, notadamente àqueles alocados à área de negócio de abastecimento,
subárea de refino (refinarias), em especial RNEST e Comperj.
84.
Delimitado esse escopo, a SEP reconheceu, inicialmente, em vista do
sistema de gestão do parque de refino da Petrobras, descrito pela Nota Técnica 2016 e
pelo Parecer Contábil 201534, que a abordagem de unidade geradora de caixa única
utilizada para o conjunto de refinarias era adequada e se justificaria, inclusive, pela
absoluta preponderância da participação de mercado da Companhia nesse segmento de
atividade, a nível nacional. Não teria se configurado, assim, nos testes de impairment da
UGC Refino de 31.12.2011, 31.12.2012, 31.12.2013 e 31.12.2014, o descumprimento
dos itens 66 e 67 do CPC 01 (R1) apontado pela primeira análise da área técnica.
85.
A área técnica também reverteu seu entendimento prévio de que as taxas de
desconto utilizadas nos testes de impairment da UGC Refino deveriam ter incluído o
risco de a Companhia privilegiar os objetivos do governo federal em vez de seus
próprios objetivos econômicos e empresariais, concluindo, à vista do disposto no CPC
01 (R1), “que o que deve prevalecer é a ótica do mercado no que concerne à taxa de
desconto para fins de avaliação dos riscos específicos associados aos fluxos de caixa
estimados do ativo.”
86.
Acrescentou que as referidas taxas contemplavam, entre seus componentes
constitutivos, o “Prêmio de Risco de Crédito (PRC)”, que vem a ser o “Prêmio de Risco
Petrobras (PRP)”, que “engloba o risco país e o risco de crédito da Companhia
(estimado para 20 anos)” (Doc. SEI 0301892, pp. 89-93).
87.
Em relação aos outros pontos abordados em sua primeira análise, a SEP
manteve o entendimento de que procedimentos preconizados pelo CPC 01 (R1)
deixaram de ser atendidos pela Companhia. Dessa forma, foi apresentado o termo de
acusação contra os supostos responsáveis, conforme a seguir relatado.

33 Relatório no 58/2017-CVM/SEP/GEA-5, de 9.6.2017 (Doc. SEI 0302940, fls. 103-189).
34 A SEP acrescentou que a descrição e as premissas da UGC Refino também constaram da Nota
Explicativa no 4.2, das demonstrações financeiras de 31.12.2013 – Definição das unidades geradoras de
caixa para testes de recuperabilidade de ativos (Impairment).

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III.
DA ACUSAÇÃO
III.1.
UGC REFINO
88.
Em relação ao teste de impairment da UGC Refino elaborado para a data-
base de 31.12.2012 (com projeções de fluxos de caixa para 2013 em diante), a SEP
manteve o entendimento de que teriam sido utilizadas projeções de resultados
dissociadas dos resultados historicamente realizados.
89.
Isto teria se dado em função de ter sido projetada para o exercício social de
2013 uma margem bruta positiva da ordem de US$9.553 milhões (Doc. SEI 0301886, p.
228), apesar de, nos dois exercícios anteriores, as margens terem sido negativas – em
2011, -US$160 milhões e em 2012, -US$2.360 milhões.
90.
Em acréscimo, a margem bruta do refino efetivamente realizada em 2013
foi significativamente menor (US$305,2 milhões) do que a projetada, à semelhança do
ocorrido nos anos anteriores – em 31.12.2011, US$12.245 milhões, e em 31.12.2012
US$1.595 milhões (Doc. SEI 0301928, p. 216 e Doc. SEI 0302895, p. 94).
91.
Não obstante esses dados, a SEP não identificou no documento “Teste de
Impairment do Abastecimento, data-base 31.12.2012” (Doc. SEI 0301886, p. 209 e 248)
a avaliação da razoabilidade das premissas sobre as quais as projeções de fluxos de
caixa para 2013 em diante se basearam, em vista os resultados observados em 2011 e
2012, conforme pede o item 34 do CPC 01 (R1).
92.
Em relação à explicação apresentada na Nota Técnica 2016, de que as
diferenças adversas deveram-se, principalmente, às diferenças entre os custos realizados
e os custos projetados em cada ano, o termo de acusação reconheceu que houve uma
pressão de custos decorrente de maior volume de importação de derivados de petróleo
para atender ao excesso de demanda, mas argumentou que o aumento dos custos não foi
repassado para o preço dos produtos preços dos produtos, contribuindo de forma
preponderante para as margens brutas neg ativas de refino observadas para os exercícios
sociais de 2011 e 201235.
93.
A SEP concluiu, portanto, que administração da Companhia não teria
levado em consideração o desempenho até então recente da UGC Refino, ao elaborar o
teste de impairment desse conjunto de ativos em 31.12.2012, resultando em falha

35 O termo de acusação reproduz trechos de atas de reunião dos órgãos societários da Companhia, que
comprovariam a ausência de repasse do aumento dos custos aos preços dos seus produtos para fazer face
ao aumento dos custos: reuniões do Conselho de Administração no 1.367, 15.5.2012 (Doc. SEI no
0301958, p. 67), no 1.370, 3.8.2012 (Doc. SEI no 0301958, p. 71); do Conselho Fiscal no 633, 25.5.2012
(Doc. SEI no 0301958, p. 224), no 636, 31.8.2012 (Doc. SEI no 0301958, p. 238), no 639, 30.11.2012
(Doc. SEI no 0301958, pp. 242-243); e do Comitê de Auditoria no 52, 3.8.2012 (Doc. SEI 0302892, p.
32), no 55, 26.10.2012 (Doc. SEI 0302892, p. 83).

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relevante na elaboração desse teste, em descumprimento ao disposto no item 34 do CPC
01 (R1).
III.1.1.
RNEST
III.1.1.1.
Demonstrações financeiras de 31.12.2010
94.
O exercício social encerrado em 31.12.2010 foi o primeiro em que as
companhias abertas deveriam apresentar suas demonstrações financeiras de acordo com
as normas contábeis emitidas pelo CPC, aprovadas pela CVM, convergentes com as
normas contábeis internacionais, entre elas o CPC 01(R1), aprovada pela Deliberação
CVM no 639/2010.
95.
Porém, como já relatado, a Petrobras não realizou o teste de impairment da
RNEST para as demonstrações financeiras de 31.12.2010, por entender que não havia
indicativos de perda de seu valor recuperável.
96.
Naquela data, a refinaria pertencia à RNEST S.A., que, como já
mencionado, foi constituída em 2005 e constava do rol das “subsidiárias e controladas”
da Petrobras36. O Relatório da Administração e as demonstrações financeiras de
31.12.2010 dessa sociedade informavam que 99,99% de seu capital social era detido
pela Petrobras e que ela havia contratado, em 30.7.2009, financiamento junto ao
BNDES no valor de R$9,9 bilhões. Além disso, o saldo contábil da conta Imobilizado
era de aproximadamente R$4,4 bilhões, alocado em sua quase integralidade na subconta
Imobilizado – Ativos em Construção (Doc. SEI 0302938, pp. 185-191).
97.
Em função disso, a área técnica concluiu que, pela relevância do
empreendimento, a administração da Petrobras não poderia deixar de exercer sua
vigilância sobre as informações econômico-financeiras da subsidiária.
98.
Nesse sentido, entendeu a SEP que em 31.12.2010 havia indícios de perda
do valor recuperável da RNEST S.A., considerando que: (i) a pretensa sócia PDVSA
ainda não tinha aportado recursos no empreendimento; (ii) os custos orçados passaram
de US$4,05 bilhões, conforme Comunicado ao Mercado da Companhia, de 26.3.2008
(Doc. SEI 0302938, p. 201) para US$13,362 bilhões em 25.11.2009 (DIP 327/2009); e,
(iii) das premissas adotadas na aprovação da implantação da refinaria, a que se referia às
desonerações tributárias estimadas em US$1,251 bilhão ainda não estava disponível na
data do teste.

36 Nota explicativa no 14 – “Investimentos” – das demonstrações financeiras de 31.12.2010 (Doc. SEI
0302938, p. 17).

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99.
Em relação ao argumento da Nota Técnica 2016, de que utilizando-se a
taxa de desconto 8,2% a.a., que seria a aplicável ao cálculo do valor em uso de uma
refinaria da Petrobras em 2009, não haveria perda de valor recuperável, o termo de
acusação alegou que não faria sentido econômico aplicar para a RNEST, um
empreendimento ainda estava em fase de implantação, a mesma taxa de desconto
utilizada para as refinarias em operação .
100.
Quanto ao outro argumento da Nota Técnica 2016, de que teria sido levado
em consideração o estudo elaborado pela Ernst & Young, datado de 28.7.2009, a SEP
apontou que a aprovação pela Diretoria Executiva da execução da RNEST foi feita com
base nas análises constantes do DIP 327/2009, datado de 25.11.2009, posterior ao
primeiro estudo e que previa as desonerações tributárias estimadas em US$1,251 bilhão.
101.
Em suas manifestações, alguns ex-administradores alegaram que a premissa
da desoneração tributária deveria ser considerada, pois somente houve o
posicionamento definitivo quanto às desonerações fiscais em 2014. A SEP, no entanto,
defendeu que CPC 01 (R1) manda observar as condições na data do teste, havendo,
inclusive, previsão nesse sentido em seu item 4437.
102.
O termo de acusação também reafirmou o entendimento da primeira análise
da SEP, de que o fato de a RNEST estar em construção não elidiria a obrigação de se
proceder ao teste de impairment, nos termos do item 42 do CPC 01 (R1)
103.
Do exposto, o termo de acusação concluiu que, no tocante à então investida
RNEST S.A. e às demonstrações financeiras da Petrobras de 31.12.2010, a
administração da Companhia, ao deixar de realizar o teste de impairment daquele ativo,
incorreu em falha procedimental de “quando fazer”, deixando de atender os
requerimentos previstos nos itens 9, 12g e 42 do CPC 01 (R1).
III.1.1.2.
Demonstrações financeiras de 31.12.2011
104.
Ao contrário do exercício anterior, em 31.12.2011 foi realizado o teste de
impairment dos ativos da RNEST S.A., pois, conforme informou a Petrobras à SEP, o
fato de o valor contábil da refinaria ter sofrido variação de 147% no ano foi considerado
como um indicativo de sua possível desvalorização. O teste, porém, concluiu pela
inexistência de perda por redução do valor recuperável dos ativos, pois teria chegado a
um VPL de US$6,8 bilhões, convertido pela SEP para R$12,8 bilhões em 31.12.2011,

37 CPC 01 (R1). Item 44. Fluxos de caixa futuros devem ser estimados para o ativo em sua condição
atual. As estimativas de fluxos de caixa futuros não devem incluir futuras entradas ou saídas de
caixa previstas para as quais se tenha expectativa de advir de: (a) futura reestruturação com a qual a
entidade ainda não está compromissada; ou (b) melhoria ou aprimoramento do desempenho do ativo.

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superior ao saldo contábil naquela data, de R$11,3 bilhões (Doc. SEI 0301892, pp. 174-
178).
105.
O termo de acusação, no entanto, ressaltou que o simples fato de este teste
de impairment ter sido elaborado não conferiria regularidade aos procedimentos
adotados.
106.
Primeiramente foi apontado que na data de elaboração do teste não havia
informação sobre o efetivo ingresso da PDVSA na RNEST S.A., sendo que
Comunicados ao Mercado divulgados pela Petrobras em 13.9.2011, 03.10.2011 e
30.11.2011 apenas informavam que este ingresso ainda estava sendo negociado (Doc.
SEI 0302938, pp. 209-212). As próprias demonstrações financeiras de 31.12.2011
trouxeram a informação de que a Companhia continuava com 100% de participação
societária na investida (Notas explicativas no3 – Base de Consolidação e no 11 –
Investimentos – Doc. SEI 0301915, pp. 261 e 273).
107.
Ademais, o Relatório de Administração que acompanhou essas
demonstrações informou que o início das atividades operacionais da refinaria foi adiado
de dezembro de 2012, conforme informado nas demonstrações financeiras de
31.12.2010, para junho de 2013 (Doc. SEI 0301915, p. 237).
108.
Outro ponto enfatizado pela Acusação foi a taxa de desconto de 5,36% a.a.,
adotada no teste individual de RNEST, bem inferior que a utilizada na análise de projeto
que suportou a aprovação desse empreendimento, de 9,6% a.a., tendo sido, também,
menor que a taxa de desconto de 6,8% a.a. adotada em 2011 para a UGC Refino, que
apresentava ativos maduros, com potencial de geração de caixa estável, enquanto a
RNEST se constituía em um empreendimento em implantação.
109.
Acrescentou que a Nota Técnica 2016 apresentou a composição de ambas as
taxas de desconto, sem, contudo, esclarecer por que a RNEST, a princípio, ofereceria
menor risco de geração de fluxos de caixa futuros que os demais ativos da dita UGC
Refino.
110.
Para a SEP, os itens que compuseram as taxas de desconto da RNEST
(5,36% a.a.) e da UGC Refino (6,8% a.a.), relacionados na Nota Técnica 2016, não
conseguiram justificar os fundamentos que embasaram a diferença entre as taxas, à luz
do disposto nos itens 55b e 56 do CPC 01-R1, pelos quais a taxa de desconto utilizada
nos testes de impairment devem refletir avaliações atuais de mercado sobre os riscos
específicos do ativo e sobre o valor do dinheiro.
111.
O termo de acusação comparou, nessa direção, o “custo médio ponderado
do capital” da RNEST de 10,38%, ao “WACC nominal” da UGC Refino, de 9,31%,
bem como o “custo nominal do capital próprio” da RNEST, de 14,19%, e o da UGC
Refino, 11,64%.

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112.
Assim, para a SEP existiam evidências objetivas de que poderia ter sido
reconhecida uma perda no valor recuperável da investida RNEST S.A. em 31.12.2011,
em vista de: (i) a PDVSA ainda não ter aportado recursos no empreendimento e sequer
confirmado seu ingresso na sociedade criada para geri-lo; (ii) os custos reconhecidos no
imobilizado daquela sociedade já somavam R$ 11,3 bilhões, todos assumidos pela
Petrobras, assim como os custos estimados vindouros, em vista da incerteza quanto ao
ingresso da PDVSA na investida; (iii) a postergação da data estimada para entrada em
operação da refinaria (de dezembro/2012 para junho/2013), o que, consequentemente,
também adiava as entradas de caixa do ativo; e, (iv) as desonerações tributárias
estimadas em US$1,251 bilhão ainda não estarem disponível na data do teste.
113.
O termo de acusação concluiu, dos elementos acima, que houve erros no
procedimento de “como fazer” o teste de impairment da RNEST S.A. e que,
provavelmente, nas demonstrações financeiras da Petrobras de 31.12.2011, deixou-se de
reconhecer perdas na investida, tendo a administração da Companhia, em virtude disso,
deixado de atender os requerimentos previstos nos itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01
(R1).
III.1.1.3.
Demonstrações financeiras de 31.12.2012
114.
Conforme anteriormente relatado, em 2012 a RNEST foi inserida na UGC
Refino. A justificativa apresentada pela Companhia para o teste conjunto foi que se
chegou à conclusão de que a parceria com a PDVSA não mais se concretizaria e, dessa
forma, as suas operações futuras seriam planejadas e efetuadas conjuntamente com as
demais refinarias da Petrobras. Como a RNEST não geraria entradas de caixa em grande
parte independentes da provenientes das outras refinarias, deveria ser testada para
impairment em conjunto com as outras refinarias, nos termos do item 67 do CPC (R1) e
da prática contábil internacional.
115.
O teste concluiu que o valor de uso do conjunto dos ativos da UGC Refino,
na data-base de 31.12.2012, a uma taxa de desconto de 6,4% a.a., era de R$130,816
bilhões naquela data, superior ao valor contábil (R$103,999 bilhões, sendo R$17.203
bilhões relativos à RNEST) (Doc. SEI 0301886, p. 229). Não houve assim, necessidade
de redução do valor contabilizado para a UGC Refino.
116.
O termo de acusação, no entanto, considerou que, assim como foram
estimados fluxos de caixa independentes para a RNEST em 2011, também em 2012 isto
seria possível. Além disso, refutou a alegada expectativa de integração da refinaria aos
demais ativos de refino da Companhia, comparando a capacidade de produção por
unidade de ativo imobilizado, para o parque de refino e para a RNEST isoladamente:
Tabela 02: Comparação capacidade de produção/ unidade de ativo – UGC Refino/RNEST –
31.12.2012

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UGC Refino
sem RNEST
1o trem
RNEST
UGC Refino com
RNEST
Capacidade de produção (mbpd)1
2.080
115
2.195
Ativo imobilizado (R$ bilhões)2
73,9
17,2
91,1
Capacidade/Ativo – (mpbd/R$ bilhões)
28,1
6,7
24,1
(1)
Para a ‘UGC Refino sem RNEST’: produção de derivados em 2012 (1.997 mbpd), ajustada pela
utilização média da capacidade de refino desse ano (96%). Para o 1o trem da RNEST: metade da capacidade
máxima projetada para a refinaria, conforme DIP 327/2009.
(2)
Saldos de ativos imobilizados em 30.9.2012, conforme relatório do teste de impairment da UGC Refino
de 2012 (Doc. SEI 0301886, p. 213). Para ‘UGC Refino sem RNEST’: saldo total de ativos da UGC,
descontados os saldos correspondentes a RNEST e Comperj. Para a RNEST: o saldo do ativo apresentado no
mencionado teste de impairment de 2012.
117.
Segundo a SEP, os dados acima iriam em sentido contrário à alegada
sinergia da RNEST com o restante das refinarias integrantes da UGC Refino, pois
evidenciam que, em 2012, ela apresentava relação de capacidade de produção por
unidade de ativo (6,7) de aproximadamente 24% da relação do restante do sistema de
refino (28,1). Adicionalmente, se verifica que a adição da RNEST ao restante do parque
de refino reduziria a relação entre capacidade de produção e ativo imobilizado para
24,1.
118.
O termo de acusação também elencou os seguintes elementos que, segundo
expôs, também demonstrariam “as inconsistências que a administração da Companhia
incorreu com a inclusão de RNEST em sua UGC única da área de abastecimento, além
de descumprimentos de itens do PT CPC 01 (R1)”:
i. A utilização no teste de impairment de uma taxa de desconto única para a RNEST,
ativo pré-operacional, e para os ativos maduros do parque de refino UGC Refino;
ii. Aumento dos custos reconhecidos para a RNEST em 2012 (de R$11,3 bilhões para
R$17,2 bilhões, na data do teste de impairment);
iii. Nova postergação, em 2012, da data estimada para entrada em operação da
RNEST (de junho/2013 para novembro/2014), fato que, por si só, indicaria
adiamento das entradas de caixa e e uma piora da viabilidade econômico-financeira
do investimento; e
iv. Assim como em 2010 e 2011, não havia informações de que teriam sido obtidas as
desonerações tributárias estimadas em US$1,251 bilhão, na data do teste de
impairment.
119.
De acordo com a Acusação, os elementos acima, em conjunto com a
ausência de ganhos de sinergia com os demais ativos da UGC Refino, configuravam
evidências objetivas de que poderia ter sido reconhecida uma perda no valor recuperável
da RNEST. A agregação da refinaria à UGC Refino, para fins de realização do teste de

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impairment das demonstrações financeiras de 2012, teria se mostrado inconsistente com
a sua realidade econômica, vis-à-vis a dos demais ativos maduros daquela unidade
geradora de caixa.
120.
Assim, o termo de acusação concluiu ter havido irregularidades no
procedimento de “como fazer” o teste de impairment da RNEST, para as
demonstrações financeiras de 31.12.2012, e que poderia se inferir que a decisão de
testá-la em conjunto com as demais refinarias da UGC Refino teve como consequência
o não reconhecimento de uma perda em seu valor recuperável.
121.
Do exposto, no tocante à RNEST e às demonstrações financeiras da
Petrobras de 31.12.2012, a administração da Companhia não teria atendido os
requerimentos previstos nos itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1).
III.1.1.4.
Demonstrações financeiras de 31.12.2013
122.
Para o exercício social encerrado em 2013, a RNEST continuou a ser testada
para impairment dentro da UGC Refino, conforme o documento “Teste de Impairment
do Abastecimento Data-base 31/12/2013” (Doc. SEI no 0301883, pp. 223-262), que
apurou um valor em uso de R$183,087 bilhões, superior ao valor contábil de R$130,081
bilhões (Doc. SEI no 0301883, p. 245). O documento consignou que a taxa de desconto
utilizada no teste foi de 5,8% a.a. (Doc. SEI no 0301883, pp. 231-232).
123.
O saldo contábil da RNEST em 31.12.2013 era de R$29,683 bilhões,
acréscimo de 72,67% em relação ao saldo de R$17,2 bilhões registrado em 31.12.2012
(Doc. SEI no 0301883, p. 230).
124.
Por ocasião desse teste, a Petrobras já havia incorporado a RNEST S.A.,
desistindo da parceria com a PDVSA no empreendimento. A incorporação foi aprovada
em 16.12.2013, juntamente com a extinção daquela sociedade, e não resultou em
aumento de capital da Companhia. Foi também em dezembro de 2013 que o
conselheiro de administração M. C., também integrante do Comitê de Auditoria,
questionou as práticas adotadas nos testes de impairment para os ativos de refino38.
125.
O termo de acusação cita sua manifestação na Reunião no 71 do Comitê de
Auditoria, em 23.1.2014 (Doc. SEI 0302894, p.22), em que ele registrou que “a decisão
de considerar o parque de refino como uma unidade geradora de caixa, no momento da
entrada de RNEST e Comperj pode ser relacionada ao interesse de se evitar seu
impairment,” acrescentando que “o problema de custo do Comperj e Rnest foi tão
gigantesco que, independente do processo de averiguação, a ausência de um
impairment vai ser uma surpresa, externamente” e se mostrando receoso pelo fato da

38 V. Notas 28 e 29 supra.

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Companhia ter sido acusada de ter feito as incorporações das respectivas subsidiárias
com o objetivo de evitar o impairment.”
126.
Na reunião seguinte, no 72, do Comitê de Auditoria, de 25.2.2014 (Doc. SEI
0302894, p. 30), M. C. “mencionou que no mundo inteiro empresas com dezenas de
refinarias avaliam as plantas individualmente e a Petrobras, ao contrário, está
avaliando seu Parque de Refino como um todo. O Conselheiro (...) admitiu que até isso
se poderia aceitar mas que, sabendo dos costs overruns das refinarias de Abreu e Lima
e Comperj, não seria possível aceitar que o resultado dessa análise seja a não
necessidade de impairment nessas refinarias. Para o Conselheiro isso será visto como
desdém pelo mercado de capitais e afetará a credibilidade das demonstrações
financeiras da Petrobras”.
127.
Por fim, o termo de acusação aponta que o mencionado conselheiro se
manifestou contrariamente à aprovação das demonstrações financeiras de 31.12.2013,
estando entre as suas justificativas a questão do impairment das refinarias, conforme o
seguinte trecho de sua manifestação (Doc. SEI 0301958, p. 123):
Insuficiência
de
informações
e
aparente
inadequação
da
contabilização dos investimentos em refinarias. Entendo que a
companhia convenceu seus auditores independentes de sua abordagem
ÚNICA NO MUNDO para avaliar seu parque de refino de maneira
integrada, sem analisar a necessidade de impairment de refinarias
individuais. (...). O assunto foi discutido em reunião no EDISE em
12.02.2014, com a presença dos assistentes do Comitê de Auditoria,
quando foi solicitado o envio da Nota Técnica que embasou tais
decisões. O pedido foi reiterado por email em 21.02.2014, sem que a
mesma tenha sido enviada. Na ausência desta informação, e sabendo
dos elevados custos extraordinários para a construção da RNEST e
Comperj, que as colocam entre as refinarias mais caras do mundo, não
me sinto confortável com a ausência de impairment. Digo mais: sua
ausência será mais um dano à credibilidade da companhia.
128.
A SEP, em linha com seu entendimento para o exercício de 2012, concluiu
que, para as demonstrações financeiras de 31.12.2013, remanesciam as mesmas
evidências objetivas de que poderia ter sido reconhecida uma perda no valor recuperável
da RNEST:
i. Tratava-se de um ativo de refino pré-operacional (produção zero) testado em
conjunto com ativos maduros e por meio da utilização da mesma taxa de desconto,
a despeito da diferença entre os riscos de geração de benefícios futuros;
ii. Embora não tenha havido nova postergação de prazo para a entrada em operação
da refinaria (então prevista para novembro/2014), houve significativo aumento dos
custos reconhecidos (de R$ 17,2 bi para R$ 29,7 bi, na data de elaboração do teste),
o que poderia sugerir um retorno econômico-financeiro desfavorável para o
empreendimento; e

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iii. A ausência de informações de que teriam sido obtidas as desonerações tributárias
estimadas em US$1,251 bilhão, na data de elaboração do teste de impairment.
129.
Sobre a integração da RNEST ao parque de refino da Petrobras, a SEP
elaborou o mesmo cálculo comparativo empregado na análise do impairment do
exercício anterior, concluindo pela não ocorrência dos supostos ganhos de sinergia, em
virtude da diferença entre a capacidade de produção por unidade de ativo da refinaria e
da UGC:
Tabela 03: Comparação capacidade de produção/ unidade de ativo – UGC Refino/RNEST –
31.12.2013

UGC Refino
sem RNEST
1o trem
RNEST
UGC Refino com
RNEST
Capacidade de produção (mbpd)1
2.190
115
2.305
Ativo imobilizado (R$ bilhões)2
81,0
29,7
110,7
Capacidade/Ativo – (mpbd/R$ bilhões)
27,0
3,9
20,8
(3)
Para a ‘UGC Refino sem RNEST’: produção de derivados em 2013 (2.124 mbpd), ajustada pela
utilização média da capacidade de refino desse ano (97%) (Doc. SEI 0301918, p. 138). Para o 1o trem da
RNEST: metade da capacidade máxima projetada para a refinaria, conforme DIP 327/2009.
(4)
Saldos de ativos imobilizados em 31.12.2013, conforme relatório do teste de impairment da UGC
Refino de 2013 (Doc. SEI 0301883, p. 230). Para ‘UGC Refino sem RNEST’: saldo total de ativos da UGC,
descontados os saldos correspondentes a RNEST e Comperj. Para a RNEST: o saldo do ativo apresentado no
mencionado teste de impairment de 2013.
130.
Dessa forma, o termo de acusação concluiu ter havido irregularidades no
procedimento de “como fazer” o teste de impairment da RNEST, para as
demonstrações financeiras de 31.12.2013, e que poderia se inferir que a decisão de
testá-la em conjunto com as demais refinarias da UGC Refino teve como consequência
o não reconhecimento de uma perda em seu valor recuperável.
131.
Em vista disso, no tocante à RNEST e às demonstrações financeiras da
Petrobras de 31.12.2013, a administração da Companhia não teria atendido os
requerimentos previstos nos itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1).
III.1.1.5.
Demonstrações financeiras de 31.12.2014
132.
Nas demonstrações financeiras de 31.12.2014, após apurações e
procedimentos motivados pela eclosão da chamada “Operação Lava Jato”, a Petrobras
retirou o 2o trem de refino da RNEST da UGC Refino e realizou um teste de impairment
individual para ele.
133.
A justificativa foi a paralisação de sua construção, em função das seguintes
circunstâncias elencadas na Nota Explicativa no 14 “Redução ao Valor Recuperável dos

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Ativos (Impairment)”, das demonstrações financeiras de 31.12.2014 (Doc. SEI
0301918, p. 294):
i) redução das receitas operacionais esperadas no futuro devido ao
declínio dos preços do petróleo no mercado internacional; ii)
desvalorização do Real, que aumenta a necessidade de caixa para
cumprir com o serviço de suas dívidas em moeda estrangeira no curto
prazo; iii) dificuldades de acesso ao mercado de capitais; e iv)
insolvência de empreiteiras e fornecedores, com carência no mercado
de fornecedores qualificados disponíveis (como resultado das
investigações da Operação Lava Jato ou por outros motivos).
134.
Como já mencionado (V. item 77 supra), esse procedimento foi referendado
pelo Parecer Contábil 2015, preparado para subsidiar a Petrobras na elaboração das
demonstrações financeiras de 31.12.2014.
135.
A Companhia informou na nota explicativa supramencionada que, no teste
de impairment individual do 2o trem de refino, foi utilizada uma taxa de desconto de 7%
a.a. (5,8% a.a. em 2013, quando testado na UGC Refino), pois houve a inclusão de um
prêmio de risco específico para os projetos postergados (Doc. SEI 0301918, p. 295).
136.
O termo de acusação pontuou que nos anos anteriores não houve essa
diferenciação de taxas de desconto, apesar de a RNEST ainda estar em implantação e de
ter havido também a postergação de prazos para sua entrada em operação. Pelo
contrário, naqueles exercícios o teste de impairment não foi elaborado (2010) ou a
refinaria foi testada individualmente, com taxa de desconto menor que os demais ativos
de refino (2011), ou incluída na UGC Refino, junto aos demais ativos de refino
maduros, sem diferenciação de taxas de desconto.
137.
Apontou, também, que documento presente nos autos39 demonstraria não ter
sido obtido um montante estimado em US$0,813 bilhão, relativo às desonerações
tributárias de PIS/COFINS Petróleo e que seria parte significativa das desonerações
tributárias de US$1,251 bilhões previstas no DIP 327/2009.
138.
Em função do teste individual do 2o trem de refino da RNEST, a Companhia
reconheceu nas demonstrações financeiras de 31.12.2014 uma perda do valor
recuperável de R$9,143 bilhões para este trem de refino, passando o seu valor contábil
de R$16,488 bilhões para R$7,345 bilhões, apurado como seu valor recuperável no teste
de impairment40.

39 Documento intitulado “Refinaria Abreu e Lima (RNEST) – Abastecimento – Programas de
Investimento”, datado de 31.10.2014 (Doc. SEI 0301892, p. 8).
40 Conforme a Nota Explicativa no 14.1.2 Testes de perda no valor de recuperação de ativos (imobilizado
e intangível)” (Doc. SEI 0301918, p. 294), e documento “Teste de Impairment do Abastecimento –
Refinarias Existentes, Dutos e Terminais – data-base: 31/12/2014” (Doc. SEI 0301886, p. 85).

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139.
O 1o trem de refino, que tinha saldo contábil de R$18,9 bilhões em
31.12.2014 e cuja entrada em operação foi divulgada pela Companhia em Comunicado
ao Mercado de 21.11.2014 (Doc. SEI 0302938, p. 229), foi mantido na UGC Refino,
cujo teste de impairment não detectou a necessidade de redução ao valor recuperável
(Doc. SEI 0301886, p. 85).
140.
O termo de acusação destacou que os testes de impairment dos trens de
refino da RNEST teriam sido suportados pelo documento DIP AB-PGI 37/2015 (DIP
37/2015), de 20.2.2015 (Doc. SEI 0301892, p. 41-47), que contemplou a “atualização
dos indicadores econômicos do projeto Refinaria Abreu e Lima (RNEST)” e que trazia
cenários alternativos para o investimento na RNEST, caracterizados pela forma em que
seria processada a continuidade do investimento no 2o trem de refino.
141.
Do documento constava que “os investimentos realizados para implantação
da RNEST até dezembro/14, no montante total de US$ 20.446 milhões, já corrigidos
monetariamente, não seriam recuperáveis. Ou seja, são caracterizados como custos
afundados, sem valor de oportunidade”. Também constava a proposição de autorizar a
continuidade das atividades de implantação da RNEST com adoção do cenário 1,
cenário este que previa a partida do 1o trem de refino em dezembro de 2014 e do 2o trem
em outubro de 2020 (Doc. SEI 0301892, p. 46).
142.
A SEP ressaltou que a Companhia adotou nessa análise o conceito de VPL
prospectivo, obtido quando desconsiderados os chamados custos afundados, e que o
efeito prático da aplicação dessa metodologia teria sido permitir a análise da viabilidade
econômico-financeira do projeto da RNEST considerando apenas os investimentos
ainda recuperáveis e os ainda não realizados.
143.
Dessa forma, para a análise se fez a retirada dos efeitos negativos dos
investimentos já realizados e não recuperáveis, os custos afundados, e, nesse sentido,
conforme observou a SEP, no cenário 1 do DIP 37/2015, ao serem desconsiderados
custos afundados de US$20,886 bilhões, o VPL negativo de -US$0,157 bilhão seria
transformado em um VPL prospectivo positivo de US$4.964 milhões.
144.
De acordo com o termo de acusação, apesar da baixa de R$9,143 bilhões no
valor do 2o trem de refino, por impairment reconhecido em 31.12.2014, a análise
contida no DIP 37/2015 sugeriria que os valores passíveis de impairment – classificados
no documento como “custo afundado” ou, no dizer da SEP, “custos irrecuperáveis” –
diziam respeito a todo empreendimento RNEST, abrangendo, inclusive, o seu 1o trem
de refino.
145.
Porém, ao deixar o 1o trem de refino de RNEST na UGC Refino, tendo em
vista seu teste em conjunto com outros ativos maduros dessa UGC, a administração da
Companhia teria considerado que o montante de R$18,860 bilhões, seu valor contábil
em 31.12.2014, era recuperável em sua integralidade, procedimento que, segundo a

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SEP, teria sido incongruente com a realidade econômica deste ativo, nos termos
expostos acima e refletidos no DIP 37/2015.
146.
O termo de acusação concluiu que o fato de a avaliação reportada nesse
documento referir-se ao empreendimento como um todo e ter apontado para ele vultosos
custos afundados que poderiam suplantar os valores baixados como impairment apenas
para o 2o trem de refino, denota que, em verdade, a administração deveria ter elaborado
um teste individual de toda a RNEST, com vistas às demonstrações financeiras de
31.12.2014.
147.
O termo de acusação reproduziu, nesse sentido manifestações de voto dos
conselheiros de administração Sílvio Sinedino Pinheiro (Doc. SEI 0301958, p. 159) e de
M. C., contrárias à aprovação das demonstrações financeiras de 31.12.2014:
Fragmento do Voto de Sílvio Sinedino Pinheiro (Doc. SEI 0301958,
p. 159):
“Tenho concordância com o uso de UGC, mas não posso concordar
que unidades em funcionamento como o 1o trem da RNEST não
tenham baixa de custo individual quando se sabe que pelo custo
máximo médio internacional deveriam ter um custo de US$ 35
mil/capacidade de barril refinado, e na RNEST temos US$ 81
mil/capacidade de barril refinado”; e

Fragmento do Voto de M. C. (Doc. SEI 0301958, p. 160-161):
“Os fatos que vieram à tona em 2014 e 2015 corroboraram que as
demonstrações
financeiras
de
2013
apresentavam
valores
inadequados no seu ativo imobilizado. Além das denúncias da
Operação Lava Jato, e das elevadas discrepâncias entre os custos dos
projetos RNEST e Comperj e as métricas internacionais, obtivemos
mais evidências do problema a partir da avaliação independente
contratada pela Diretoria Executiva para analisar os ativos
impactados pelas denúncias de corrupção. O tamanho da divergência
entre o valor justo e o valor contábil – ainda que não se preste para
um lançamento contábil imediato nos termos do CPC 01 – deixou
claro que havia algo muito errado com os parâmetros utilizados pela
Companhia para efetuar os testes de imparidade até aqui.
O que vemos neste momento é a apresentação de um lançamento de
imparidade que, na minha opinião, não guarda relação com a
dimensão da superavaliação de nossos ativos.
Especificamente, fomos informados que os ativos de refino que
sofreram perdas se limitam aos projetos RNEST – Trem 2 e Comperj
– fundamentalmente por conta da decisão recente da Diretoria de
adiar os ditos investimentos. Em outras palavras, a perda se deu
fundamentalmente por esta decisão, e não (aparentemente) por conta
da superavaliação generalizada dos ativos, que já existia desde 2013.
Os valores não guardam relação portanto com aqueles apurados por
avaliadores independentes. Assim, não foi possível apurar uma
conciliação entre a avaliação independente e as análises da

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Petrobras, como teria sido possível a partir da análise do DIP
Presidência 12/2015, que não foi disponibilizado, assim como não
foram os estudos dele decorrentes.
Não posso concordar com esta abordagem.
A título de exemplo, pelos números mostrados pela administração, a
Refinaria Abreu e Lima consta em nossos livros ao impressionante
múltiplo de 27x EBITDA. O impairment proposto levaria este
indicador para 22x – ainda muito superior a qualquer parâmetro
aceitável”.
148.
Em acréscimo a seu raciocínio, a SEP, também desta feita, concluiu que a
própria integração do 1o trem de refino de RNEST com o conjunto de refinarias e
demais ativos testados na UGC Refino não se mostrou consistente com o propósito do
teste na UGC única, não havendo como considerar que a implantação da refinaria
proporcionaria otimização do sistema de refino da Companhia, considerando o capital
empregado para tanto, conforme tabela a seguir:
Tabela 04: Comparação capacidade de produção/ unidade de ativo – UGC Refino/RNEST –
31.12.2014

UGC Refino
sem RNEST
1o trem
RNEST
UGC Refino com
RNEST
Capacidade de produção (mbpd)1
2.055
115
2.170
Ativo imobilizado (R$ bilhões)2
83,5
18,9
102,4
Capacidade/Ativo – (mpbd/R$ bilhões)
24,6
6,1
21,8
(5)
Dados constantes do ‘Relatório de Administração apresentado em conjunto com as demonstrações
financeiras de 31.12.2014 (Doc. SEI 0301883, p. 11).
(6)
Conforme tabela de ativos testados no teste de impairment da UGC Refino de 2014 (Doc. SEI 0301886,
p. 86).
149.
Para a SEP, a metodologia e a visão de negócio da Companhia,
concentrando todas as refinarias em uma única unidade geradora de caixa, não poderia
servir de salvo conduto para que não se fizesse o teste individual de ativos com
indicativos de perda no seu valor recuperável. A inclusão na UGC Refino de ativos
eventualmente superavaliados iria de encontro ao propósito de refletir a realidade
econômica desses ativos e contra a representação fidedigna desses valores nas
demonstrações financeiras.
150.
De tudo o exposto, a SEP entendeu que teria havido irregularidades no
procedimento de “como fazer” o teste de impairment da RNEST refinaria para as
demonstrações financeiras de 31.12.2014, em vista da manutenção do 1o trem de refino
junto aos demais ativos maduros da UGC Refino e da ausência de um teste individual
para o empreendimento como um todo.

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151.
De acordo com a Acusação, poderia se inferir que o procedimento adotado
teve por consequência o não reconhecimento de perdas por impairment para o 1o trem
de refino da RNEST em 31.12.2014, concluindo que a administração da Companhia, ao
assim proceder, não teria atendido os requerimentos previstos nos itens 1 e 12g do CPC
01 (R1).
152.
O termo de acusação, no entanto, em função do contexto que envolvia a
Companhia à época, reconheceu que houve um maior esforço para a elaboração e
apresentação das demonstrações financeiras de 31.12.2014, divulgadas em 22.4.2015,
inclusive quanto à própria diligência dos administradores responsáveis por sua
elaboração e aprovação. Apontou, nesse sentido, que os membros da Diretoria
Executiva ingressaram em seus cargos a partir de 6.2.2015 e que as demonstrações
contemplaram baixas significativas referentes a impairment de ativos, o que denotaria
maior diligência por parte dos administradores.
III.1.2.
Comperj
III.1.2.1.
Demonstrações financeiras de 31.12.2011
153.
Como já mencionado, o Comperj, anunciado ao público em 26.3.2006 e
ampliado para o Programa Comperj em 26.2.2010, integrava uma refinaria, composta
pelo 1o e 2o trens de refino, com participação de 100% da Petrobras, e outras unidades
petroquímicas, em que a participação da Companhia variava entre 36 e 40%.
154.
Na aprovação da execução do 1o trem de refino pela Diretoria Executiva da
Companhia, 26.2.2010, adotaram-se as premissas e alternativas trazidas pelo DIP
2/2010, entre elas o aumento de sua capacidade de produção para 165 mbpd, a
construção do 2o trem de refino, com a mesma capacidade, de modo a diluir os custos de
infraestrutura, e “orientação para que o Abastecimento negocie benefícios fiscais,
juntamente com o Tributário” (Doc. SEI 0301895, pp. 208-273).
155.
Pela análise do investimento trazida no DIP 2/2010, para o cenário
‘Referência’, o VPL do programa teria ficado positivo, com valor de US$4,0 bilhões,
taxa de desconto de 8,7% a.a. e TIR de 11,7% a.a. (Doc. SEI 0301895, p. 211).
156.
Pelo fato de, na data do teste, o 1o trem de refino ser ainda um ativo pré-
operacional, diferentemente das refinarias maduras da Petrobras, a SEP considerou ser
inconsistente testá-lo dentro da UGC Refino, pois apresentaria riscos superiores aos dos
demais ativos de refino, em operação, na data-base de 31.12.2011. Esta inconsistência
seria mais evidente na medida em que se considerou, para todos os ativos, a mesma taxa
de desconto, de “6,8% a.a. (Doc. SEI 0301885, p. 107).

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157.
A Acusação acrescentou à sua argumentação informações presentes no
documento Relatório de Pós-EVTE de Projetos de Investimento” (Doc. SEI 0301907, p.
144), de que, no encerramento de 2011, os investimentos projetados para a implantação
do 1o trem de refino do Comperj teriam passado a US$11,76 bilhões, com aumento de
47,6% em relação ao valor de US$7,97 bilhões, previsto no momento de aprovação do
empreendimento (Doc. SEI 0301895, p. 212). O mesmo documento indicou que o VPL
atualizado do 1o trem de refino teria passado a US$2,08 bilhões negativos.
158.
Do exposto, a SEP concluiu que a inclusão do 1o trem de refino do Comperj,
no teste de impairment da UGC Refino de 31.12.2011, padeceu das mesmas
inconsistências identificadas no caso da RNEST, tendo a administração da Companhia
incorrido em irregularidades de “como fazer” o referido teste, pois existiam, na ocasião,
evidências objetivas de que uma perda poderia ter sido reconhecida no valor recuperável
daquele ativo.
159.
Logo, no tocante ao Comperj e às demonstrações financeiras da Petrobras
de 31.12.2011, a administração da Companhia não atendeu aos requerimentos previstos
nos itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1).
III.1.2.2.
Demonstrações financeiras de 31.12.2012
160.
Do teste de impairment da UGC Refino elaborado para as demonstrações
financeiras de 31.12.2012, constava o montante de R$8,24 bilhões contabilizado como
ativo imobilizado do Programa Comperj e testado em conjunto com os outros ativos de
refino (Doc. SEI 0301886, pp. 209-248).
161.
Como relatado, a Nota Técnica 2016 alegou o atendimento ao item 72 do
CPC 01 (R1) para justificar a permanência do Compej na UGC Refino. Contudo, o
termo de acusação apontou que, naquele período, o Programa Comperj tivera
postergação de prazo para a implantação de sua primeira fase, aumento de custos e
ausência de atratividade econômica, conforme os próprios relatórios internos da
Companhia.
162.
Um dos documentos citados pela Acusação foi a “Análise de Rentabilidade
do Programa Comperj”, datado de dezembro de 2012 (Doc. SEI no 0301895, pp. 354-
430), que consignava que o Programa Comperj sofreu “ profunda alteração no valor
dos investimentos, que passaram de USD 26,87 Bilhões, aprovado em 2010, para os
atuais USD 47,69 Bilhões, atualizados em outubro de 2012; e na atratividade
econômica, que em 2010 apresentava um VPL de USD 3,80 Bilhões no Cenário de
Referência e hoje apresenta indicadores de VPL negativo, com valores entre USD
5,15 Bilhões negativos no Cenário CA [crescimento agressivo] a USD 8,86 Bilhões
negativos no Cenário FdH [força do hábito], sem que tais fatos tenham sido

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reportados à DE com uma visão integrada do programa COMPERJ.” Além disso,
“[a] conclusão do 1° Trem de Refino ainda apresenta riscos relevantes de prazo e
valor de investimento, com potencial de comprometer o VPL. Ações estão em
andamento para incrementar a previsibilidade de prazos e custos de implantação”.
(grifo da Acusação)
163.
Na mesma direção, o documento DIP Estratégia/API no 96/2012, de
27.12.2012, apresentou o “Parecer da Estratégia Corporativa” (Doc. SEI no 0301907,
pp. 87-105), reportando valores de VPL expressivamente negativos para o
empreendimento e que ele só apresentaria atratividade econômica na hipótese de
desconsideração dos investimentos já realizados – e contabilizados - à época.
164.
Por outro lado, o Relatório de Administração que acompanhou as
demonstrações financeiras de 31.12.2012 previu o início da operação da “refinaria
Comperj para abril de 2015 (Doc. SEI 0301918, p. 53), sendo que, nas demonstrações
financeiras de 31.12.2010 a previsão era para o final de 2013 e, nas de 31.12.2011, o
início seria em 2014 (Doc. SEI 0301915, p. 238).
165.
Diante disso, a SEP concluiu que existiam fortes indicativos de que poderia
ter sido reconhecida uma perda no valor recuperável do Comperj em 31.12.2012, mas
que, assim como em 2011, ao incluir tais ativos na UGC Refino – em conjunto com
outros ativos maduros –, não obstante sua condição de ativo pré-operacional e diante de
sua realidade econômica, a administração da Petrobras não atendeu os requerimentos
previstos nos itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1).
III.1.2.3.
Demonstrações financeiras de 31.12.2013
166.
Em relação ao teste de impairment elaborado para as demonstrações
financeiras de 31.12.2013, o termo de acusação fez referência a uma apresentação da
Diretoria de Abastecimento sobre a “Análise de Rentabilidade do Programa Comperj”,
datada de 4.3.2013 (Doc. SEI no 0301907, pp. 3-85).
167.
Desta análise consta que “[a] conclusão do 1o Trem de Refino ainda
apresenta riscos relevantes que podem impactar prazos, valores de investimentos e,
consequentemente, VPL” e que “[o] VPL do Programa COMPERJ atualizado para o
PNG 13-17 é de US$ 9,4 bi negativos”. (grifo da Acusação)
168.
O termo de acusação aponta que a Diretoria teve acesso a este resultado para
o VPL no mesmo dia 4.3.2013, conforme a ata da Reunião no 5.167 de 6.10.2014, da
qual, não obstante os dados acima, constou que não houve necessidade de reconhecer
perdas por impairment do 1a trem de refino do Comperj em 31.12.2013:
Em 04/03/2013 o DABAST levou ao conhecimento da D.E. as
conclusões do Relatório Final do GT, emitido em 27/12/2012, e sua

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decisão de continuar a implantação do projeto Comperj Trem 1 de
refino , bem como postergar a implantação dos projetos associados à
Etapa 2 (Petroquímicos) e à Etapa 3 (Trem 2 de refino), decisões
amparadas pelo referido Relatório e seus respectivos pareceres. De
março de 2013 até a presente data diversas ações foram realizadas ou
estão em andamento para melhoria dos indicadores econômicos do
Trem 1 de refino (...).
Para avaliar a necessidade de reconhecimento de baixas contábeis a
área de Abastecimento, em conformidade com as normas contábeis
indicadas pela Contabilidade, realiza anualmente teste de impairment
seguindo o conceito de Unidade Geradora de Caixa (conjunto de todas
as refinarias, dutos e terminais da Petrobras, operados de forma
integrada). Esta avaliação, que faz parte do processo anual de
fechamento das demonstrações contábeis, é submetida à apreciação de
auditoria independente. Os resultados do teste para a área de
Abastecimento, para o exercício de 2013, não apontaram a
necessidade de reconhecer valores de baixas contábeis (impairment)
por conta do Trem 1 do Comperj, resultados esses acatados sem
ressalvas pela auditoria independente. (grifo da Acusação)
169.
Em vista dessas informações, a SEP considerou que a postergação de prazo
de implantação do 2o trem de refino do Comperj, que seria responsável por propiciar a
viabilidade econômico-financeira do empreendimento, também era indicativo de que
poderia ter sido reconhecida uma perda em seu valor recuperável.
170.
Por sua vez, o Relatório de Administração apresentado com as
demonstrações financeiras de 31.12.2013 informou que a primeira fase da “refinaria do
Comperj” iria entrar em operação somente a partir de 2016, postergação de prazo que,
segundo o termo de acusação, acarretaria, em princípio, adiamento das entradas de caixa
a serem geradas quando em operação.
171.
Da mesma forma com que fez para a RNEST, a SEP elaborou o cálculo
comparativo a seguir, do qual concluiu pela não ocorrência dos supostos ganhos de
sinergia advindos da integração do Comperj ao parque de refino da Petrobras, dada a
diferença entre as respectivas capacidades de produção por unidades de ativo:
Tabela 04: Comparação capacidade de produção/ unidade de ativo – UGC Refino/ Comperj –
31.12.2013

UGC Refino
sem Comperj
1o trem
Comperj
UGC Refino com
Comperj
Capacidade de produção (mbpd)1
2.190
165
2.305
Ativo imobilizado (R$ bilhões)2
81,0
20,0
101

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Capacidade/Ativo – (mpbd/R$ bilhões)
27,0
8,3
23,1
(1)
Para a ‘UGC Refino sem Comperj’: produção de derivados em 2013 (2.124 mbpd), ajustada pela
utilização média da capacidade de refino desse ano (97%) (Doc. SEI 0301918, p. 138). Para o 1o trem do
Comperj: capacidade máxima projetada para a refinaria, conforme DIP 2/2010 (Doc. SEI 0301895, pp. 209-
272).
(2)
Saldos de ativos imobilizados em 31.12.2013, conforme relatório do teste de impairment da UGC
Refino de 2013 (Doc. SEI 0301918, p. 138). Para ‘UGC Refino sem Comperj’: saldo total de ativos da UGC,
descontados os saldos correspondentes a RNEST e Comperj. Para o Comperj: o saldo do ativo apresentado no
mencionado teste de impairment de 2013.
172.
A Nota Técnica 2016, também no caso do Comperj, defendeu que a
Companhia seguiu o preconizado no item 72 do CPC 01 (R1) e não identificou razões
para alterar o procedimento aplicado no exercício anterior, de integrar o
empreendimento à UGC Refino.
173.
Porém, em vista da realidade econômica apresentada para o Comperj em
31.12.2013, exposta acima, a SEP concluiu que a administração da Companhia não
atendeu os requerimentos previstos nos itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1), não
obstante as evidências objetivas de que poderia ter sido reconhecida uma perda
por impairment para o empreendimento, naquela data.
IV.
DAS RESPONSABILIDADES
174.
Diante do descumprimento dos itens do CPC 01 (R1) citados ao longo deste
relatório, relacionados a “quando fazer” e “como fazer” testes de redução ao valor
recuperável (impairment) de ativos imobilizados da área de refino da Petrobras, a SEP
entendeu ter havido infração a dispositivos da Lei no 6.404/1976 por parte de membros
da Diretoria, Conselho de Administração e Conselho Fiscal da Companhia,
responsáveis pela elaboração ou aprovação de suas demonstrações financeiras de
31.12.2010, 31.12.2011, 31.12.2012, 31.12.2013 e 31.12.2014, e que deveriam zelar
para que elas refletissem a realidade econômica daqueles ativos.
175.
O termo de acusação apontou que o assunto deveria ter demandado maior
atenção e acompanhamento por parte dos administradores, pois, desde a sua primeira
versão, em 2010, o Formulário de Referência da Companhia classificava o tema
“Redução ao Valor Recuperável - Impairment” no rol das suas Políticas Contábeis
Críticas (Seção 10.5 do FRE 2010 – Doc. SEI 0302938, p. 149; FRE 2011 – Doc. SEI
0302938, p. 156; FRE 2012 – Doc. SEI 0302938, p. 163; FRE 2013 – Doc. SEI
0302938, p. 173; e FRE 2014 – Doc. SEI 0302938, p. 181).
176.
Acrescentou que, ao contrário do afirmado pelos administradores, existiam
“red flags” ou sinais de alerta indicando eventuais perdas no valor recuperável de
RNEST e Comperj, tais como os aumentos de custos, as postergações de prazo para

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início de operação e a não participação de sócios que, originariamente, investiriam no
empreendimento (caso de PDVSA em RNEST). Na mesma direção, as análises internas
das áreas técnicas da Companhia, disponíveis aos integrantes da alta administração, que
avaliavam os projetos com valor presente líquido negativo.
177.
Por fim, a Acusação afirmou que o conjunto de evidências objetivas da
ocorrência e irregularidades na elaboração dos testes de impairment dos ativos da área
de refino da Petrobras, notadamente RNEST e Comperj, por si só refutaria a alegação
dos administradores de que o caso se resumia a uma divergência de entendimento
quanto à aplicação do CPC 01 (R1).
IV.1.
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2010
IV.1.1
MEMBROS DA DIRETORIA
178.
A SEP não identificou, nas versões do Estatuto Social vigentes à época da
elaboração e aprovação das demonstrações financeiras da Petrobras de 31.12.2010,
31.12.2011, 31.12.2012, 31.12.2013 e 31.12.2014 (Doc. SEI 0302895, pp. 96-153),
dispositivos que endereçassem as atribuições específicas de cada diretor, tampouco
tendo identificado qualquer resolução do Conselho de Administração em que essas
atribuições fossem designadas. Dessa forma, concluiu que a Diretoria, à época, atuava
como um órgão societário colegiado e que as eventuais responsabilidades deveriam ser
imputadas a todos os seus membros, com exceção das relacionadas com o teste de
impairment da UGC Refino em 31.12.2012, pelas razões expostas adiante.
179.
As demonstrações financeiras de 31.12.2010 foram aprovadas na Reunião
da Diretoria Executiva no 4.863, de 25.2.2011, de cuja ata (Doc. SEI no 0301958, p. 3)
não consta qualquer apontamento sobre a não elaboração de teste de impairment da
RNEST, a despeito dos indícios de perda de seu valor recuperável identificados pela
SEP e do porte do empreendimento (descumprimento dos itens 9, 12g e 42 do CPC 01
(R1)). Para a Acusação, esta omissão teria configurado infração ao art. 153 da Lei no
6.404/1976 por parte dos integrantes do órgão.
180.
Ademais, a SEP considerou que os indícios de perda no valor recuperável da
RNEST poderiam, eventualmente, materializar-se em uma perda reconhecida naquelas
demonstrações financeiras e, dessa forma, a não elaboração do teste de impairment teria
resultado em infração aos artigos 176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976 pelos membros
da Diretoria Executiva.
181.
Foram responsabilizados os diretores que aprovaram as demonstrações
financeiras de 31.12.2010, José Sérgio Gabrielli de Azevedo (“José Gabrielli”) (Diretor
Presidente), Almir Guilherme Barbassa (“Almir Barbassa”) (Diretor Financeiro e de

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Relações com Investidores), Guilherme de Oliveira Estrella (“Guilherme Estrella”)
(Diretor de Exploração e Produção), José Luiz Zelada (“José Zelada”) (Diretor
Internacional), Paulo Roberto Costa (Diretor de Abastecimento), Renato de Souza
Duque (“Renato Duque”) (Diretor de Serviços) e Maria das Graças Silva Foster (“Graça
Foster”) (Diretora de Gás e Energia).
182.
Por fim, a SEP também imputou, aos diretores acima relacionados,
responsáveis por fazer elaborar as demonstrações financeiras de 31.12.2010, a infração
aos artigos 14 e 26, I, da Instrução CVM no 480/2009, por entender que, em vista dos
procedimentos adotados quanto ao teste de recuperabilidade da RNEST, as informações
econômico-financeiras ali divulgadas tiveram o potencial de induzir o investidor e
demais terceiros interessados a erro de julgamento.
IV.1.2.
MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
183.
As demonstrações financeiras de 31.12.2010 foram aprovadas na Reunião
do Conselho de Administração no 1.349, de 25.2.2011, de cuja ata (Doc. SEI 0301958,
pp. 39-42) não consta qualquer comentário sobre a não elaboração de teste de
impairment da RNEST, a despeito dos indícios de perda de seu valor recuperável
identificados pela SEP. Para a Acusação, esta omissão teria configurado infração ao art.
153 da Lei no 6.404/1976, por parte dos integrantes do órgão41.
184.
Da mesma forma, a aprovação das demonstrações financeiras de 31.12.2010
contendo um ativo relevante cuja realidade econômica poderia não estar nelas
devidamente refletida, em desconformidade com as normas contábeis aplicáveis, teria
caracterizado infração ao inciso V do art. 142 da Lei no 6.404/1976, por parte dos
conselheiros. Ademais, eles também teriam infringido o inciso III do mesmo
dispositivo, pois teriam falhado na fiscalização dos atos da Diretoria, ao não
monitorarem a necessidade de realização de teste de impairment da RNEST, pois havia
indícios de perda no seu valor recuperável que poderiam, eventualmente, materializar-se
em uma perda reconhecida naquelas demonstrações financeiras.
185.
Foram responsabilizados os conselheiros de administração Guido Mantega
(Presidente), Fábio Colletti Barbosa (“Fábio Barbosa”), Francisco Roberto de
Albuquerque (“Francisco de Albuquerque”), Jorge Gerdau Johannpeter “(Jorge

41 Nesse ponto, o termo de acusação contestou eventual argumento de que o fato de os auditores
independentes terem emitido relatórios de auditoria sem ressalvas eximiria os administradores de
procederem a uma análise mais apurada das demonstrações financeiras, utilizando-se, para isso, de voto
do Diretor Relator Alexsandro Broedel Lopes exarado no PAS CVM no 18/08: “Por fim, quanto ao
argumento de que a companhia recebeu pareceres sem ressalvas dos seus auditores externos, é
fundamental que se compreenda que tais pareceres não eximem a responsabilidade dos administradores
– não os isenta dos deveres de monitorar e se informar. As eventuais irregularidades praticadas pelos
auditores externos, se constatadas, devem ser avaliadas oportunamente”.

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Gerdau”), Luciano Galvão Coutinho (“Luciano Coutinho”), Márcio Pereira
Zimmermann (“Márcio Zimmermann”), Sérgio Franklin Quintella (“Sérgio Quintella”)
e Silas Rondeau Cavalcante Silva (“Silas Rondeau”). O conselheiro José Gabrielli não
foi responsabilizado, porque a ele, como mencionado, foram imputadas infrações na
qualidade de Diretor Presidente.
186.
O termo de acusação destacou a responsabilidade dos conselheiros de
administração que integravam, também, o Comitê de Auditoria, ressaltando que, em
síntese, ele tinha por atribuição auxiliar ao Conselho de Administração acerca do exame
das demonstrações financeiras e sua aderência às normas contábeis aplicáveis, em seus
aspectos relevantes, exercendo um monitoramento maior sobre os controles internos
pertinentes à elaboração das demonstrações financeiras42.
187.
Nesse sentido, a SEP considerou que, no presente caso, esta atribuição
ganharia relevo, em vista do escopo e dimensão dos ativos RNEST e Comperj e dos
impactos consequentes para o contexto econômico-financeiro da Petrobras, refletidos
nas demonstrações financeiras da Companhia.
188.
Por ocasião da elaboração e aprovação das demonstrações financeiras de
31.12.2010, integravam o Comitê de Auditoria os conselheiros de administração Fábio
Barbosa, Francisco de Albuquerque e Sérgio Quintella. Na medida em que, das atas das
Reuniões do COAUD nos 43 e 44, de 15.2.2011 e 15.3.2011 (Doc. SEI no 0303891, pp.
44-83), que trataram das referidas demonstrações, não consta qualquer comentário
acerca da não elaboração do teste de impairment de RNEST, a despeito dos indícios de

42 De modo a fundamentar o seu raciocínio, o termo de acusação referenciou o Regimento Interno do
Comitê de Auditoria, aprovado na Reunião do Conselho de Administração no 1.370, de 3.8.2012 (Doc.
SEI no 0302895, pp. 158-162). De seu item no 1, “Finalidade e Escopo”, constava que “O Comitê de
Auditoria (...) deve assessorar o Conselho de Administração no cumprimento de suas responsabilidades
de orientação e direção superior da Companhia, abrangidas pela Lei Sarbanes-Oxley, de 2002 (SOX), e
por regulamentos aplicáveis e orientações relevantes da Securities and Exchange Comission (SEC) e da
Bolsa de Valores de Nova Iorque (NYSE), compreendendo: i) a análise e recomendação sobre questões
relacionadas à integridade dos informes econômico-financeiros consolidados, elaborados pela
Companhia com base nas práticas internacionais de contabilidade (IFRS) e à eficácia dos controles
internos e ii) a supervisão das atividades desempenhadas por auditores internos e pela auditoria
independente”. Já o item 2, “Atribuições”, trazia: “2.1 Cabe ao Comitê: a) assessorar o Conselho de
Administração na análise das demonstrações financeiras consolidadas anuais e trimestrais,
preparadas de acordo com as práticas internacionais de contabilidade (IFRS) e expressas em moeda
norte-americana, quanto a sua conformidade às exigências legais e regulatórias e à adequada
representação da situação econômico-financeira da Companhia”. Por fim, o item 3 “Composição e
Estrutura”, subitem 3.1 “Membros Constituintes”, requeria que “Os membros do Comitê deverão ter
experiência em finanças, contabilidade ou auditoria, sendo que pelo menos um de seus membros
deverá atender à qualificação de especialista financeiro, conforme definição da SEC, que requer
conhecimento de demonstrações financeiras e das práticas internacionais de contabilidade, bem como
experiência na preparação, auditoria, análise ou avaliação de demonstrações financeiras de empresas
de porte compatível com o da Companhia, entre outros atributos. A identidade do especialista
financeiro será divulgada no relatório anual da Companhia arquivado com a SEC”. (grifo do termo de
acusação).

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perda de seu valor recuperável identificados pela SEP, o termo de acusação os
responsabilizou, em acréscimo ao art. 153, por infração ao art. 160 da Lei no
6.404/1976.
IV.1.3.
MEMBROS DO CONSELHO FISCAL
189.
As demonstrações financeiras de 31.12.2010 tiveram manifestação
favorável do Conselho Fiscal na Reunião no 617, de 25.2.2011, de cuja ata (Doc. SEI
0301958, pp. 177-179) não consta qualquer comentário sobre a não elaboração de teste
de impairment da RNEST, a despeito dos indícios de perda de seu valor recuperável
identificados pela SEP. Para a Acusação, esta omissão teria configurado infração ao art.
165 da Lei no 6.404/1976, por parte dos integrantes do órgão, no que se refere ao dever
de diligência.
190.
Além disso, por considerar que os indícios de perda nos valores
recuperáveis da RNEST poderiam, eventualmente, gerar perdas reconhecidas naquelas
demonstrações financeiras, a manifestação favorável à elas, que continham um ativo
relevante cuja realidade econômica poderia não estar devidamente nelas refletida, em
desconformidade com as normas contábeis aplicáveis, teria caracterizado infração ao
inciso VII do art. 163 da Lei no 6.404/1976 por parte dos conselheiros fiscais.
191.
Foram responsabilizados os conselheiros fiscais Marcus Pereira Aucélio
(“Marcus Aucélio“) (Presidente), César Acosta Rech (“César Rech”), Nelson Rocha
Augusto (“Nelson Rocha”), Túlio Luiz Zamin (“Túlio Zamin”) e Maria Lúcia de
Oliveira Falcón (“Maria Lúcia Falcón”), que assinaram a mencionada ata e, também, o
Parecer do Conselho Fiscal de 25.2.2011 (Doc. SEI 0301958, p. 175), emitido com
opinião favorável às demonstrações financeiras de 31.12.2010.
IV.2.
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2011
IV.2.1.
MEMBROS DA DIRETORIA
192.
As demonstrações financeiras de 31.12.2011 foram aprovadas na Reunião
da Diretoria Executiva no 4.923, de 9.2.2012, de cuja ata (Doc. SEI 0301958, pp. 11-14)
não consta qualquer comentário sobre os testes de impairment de RNEST e Comperj,
apesar das inadequações identificadas pela SEP nos procedimentos adotados
(descumprimento dos itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1)). Para a Acusação, esta
omissão teria configurado infração ao art. 153 da Lei no 6.404/1976 por parte dos
integrantes do órgão, dado o porte daqueles projetos e os indícios de perda em seus
valores recuperáveis.

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193.
Ademais, a Acusação considerou que os indícios de perda nos valores
recuperáveis de RNEST e Comperj poderiam, eventualmente, materializar-se em perdas
reconhecidas naquelas demonstrações financeiras e, dessa forma, também imputou aos
então membros da Diretoria Executiva a infração aos artigos 176 e 177, §3o, da Lei no
6.404/1976.
194.
Foram responsabilizados os diretores que aprovaram as demonstrações
financeiras de 31.12.2011, José Gabrielli (Diretor Presidente), Almir Barbassa (Diretor
Financeiro e de Relações com Investidores), Guilherme Estrella (Diretor de Exploração
e Produção), José Zelada (Diretor Internacional), Paulo Roberto Costa (Diretor de
Abastecimento), Renato Duque (Diretor de Serviços) e Graça Foster (Diretora de Gás e
Energia).
195.
Por fim, a SEP também imputou, aos diretores acima relacionados,
responsáveis por fazer elaborar as demonstrações financeiras de 31.12.2011, a infração
aos artigos 14 e 26, I, da Instrução CVM no 480/2009, por entender que, em vista dos
procedimentos adotados quanto aos testes de recuperabilidade de RNEST e Compérj, as
informações econômico-financeiras ali divulgadas tiveram o potencial de induzir o
investidor e demais terceiros interessados a erro de julgamento.
IV.2.2.
MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
196.
As demonstrações financeiras de 31.12.2011 foram aprovadas na Reunião
do Conselho de Administração no 1.363, de 9.2.2011, de cuja ata (Doc. SEI 0301958,
pp. 55-65) não consta qualquer comentário sobre os testes de impairment de RNEST e
Comperj, apesar das inadequações identificadas pela SEP nos procedimentos adotados.
Para a Acusação, esta omissão teria configurado infração ao art. 153 da Lei no
6.404/1976, por parte dos integrantes do órgão.
197.
Da mesma forma, a aprovação das demonstrações financeiras de 31.12.2011
contendo dois ativos relevantes cujas realidades econômicas poderiam não estar nelas
devidamente nelas refletidas, em desconformidade com as normas contábeis aplicáveis,
teria caracterizado infração ao inciso V do art. 142 da Lei no 6.404/1976, por parte dos
conselheiros. Ademais, eles também teriam infringido o inciso III do mesmo
dispositivo, pois teriam falhado na fiscalização dos atos da Diretoria, ao não
monitorarem a elaboração dos testes de impairment de RNEST e Comperj, pois havia
indícios de perda nos seus valores recuperáveis que poderiam, eventualmente,
materializar-se em perdas reconhecidas naquelas demonstrações financeiras.
198.
Foram responsabilizados os conselheiros de administração Guido Mantega
(Presidente), Miriam Aparecida Belchior “(Miriam Belchior”), Francisco de
Albuquerque, Jorge Gerdau, Luciano Coutinho, Márcio Zimmermann, Sérgio Quintella
e Josué Christiano Gomes da Silva (“Josué Gomes da Silva”). O conselheiro José

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Gabrielli não foi responsabilizado, porque a ele, como mencionado, foram imputadas
infrações na qualidade de Diretor Presidente.
199.
O termo de acusação deixou consignado que a conselheira Miriam Belchior
não participou justificadamente da mencionada reunião do Conselho de Administração
que aprovou as demonstrações financeiras de 31.12.2011, mas pelo fato de ela ter
atuado no órgão ao longo do exercício social de 2011 e em razão de não terem sido
encontradas evidências de apresentação de voto contrário à aprovação das referidas
demonstrações financeiras, ainda que a posteriori, a SEP considerou que a ela também
deveriam ser imputadas as infrações artigos 142, III e V, e 153 da Lei no 6.404/1976.
200.
O termo de acusação destacou a responsabilidade dos conselheiros de
administração que integravam, também, o Comitê de Auditoria, pois eles exerceriam um
monitoramento maior acerca da integridade e aderência das demonstrações financeiras
às normas contábeis aplicáveis e dos controles internos pertinentes para sua elaboração.
201.
Por ocasião da elaboração e aprovação das demonstrações financeiras de
31.12.2011, integravam aquele comitê os conselheiros de administração Francisco de
Albuquerque, Sérgio Quintella e Josué Gomes da Silva. Na medida em que, da ata de
Reunião do COAUD no 49, de 28.2.2012 (Doc. SEI 0302891, pp. 174-200), que tratou
das referidas demonstrações, não consta qualquer comentário sobre os testes de
impairmen de RNEST e Comperj, apesar das inadequações identificadas pela SEP nos
procedimentos adotados, o termo de acusação os responsabilizou, em acréscimo ao art.
153, por infração ao art. 160 da Lei no 6.404/1976.
IV.2.3.
MEMBROS DO CONSELHO FISCAL
202.
As demonstrações financeiras de 31.12.2011 tiveram manifestação
favorável do Conselho Fiscal na Reunião no 629, de 9.2.2012, de cuja ata (Doc. SEI
0301958, pp. 213-215) não consta qualquer comentário sobre os testes de impairment
elaborados para RNEST e Comperj, a despeito das inadequações identificadas pela SEP
nos procedimentos adotados. Para a Acusação, esta omissão teria configurado infração
ao art. 165 da Lei no 6.404/1976, por parte dos integrantes do órgão, no que se refere ao
dever de diligência.
203.
Além disso, por considerar que os indícios de perda nos valores
recuperáveis de RNEST e Comperj poderiam, eventualmente, gerar perdas reconhecidas
naquelas demonstrações financeiras, a manifestação favorável a elas, que continham
dois ativos relevantes cujas realidades econômicas poderiam não estar devidamente
nelas refletidas, em desconformidade com as normas contábeis aplicáveis, teria
caracterizado infração ao inciso VII do art. 163 da Lei no 6.404/1976 por parte dos
conselheiros fiscais.

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204.
Foram
responsabilizados
os
conselheiros
fiscais
Marcus
Aucélio
(Presidente), César Rech, Nelson Rocha, Maria Lúcia Falcón e Marisete Fátima Dadald
Pereira “(Marisete Pereira”), que assinaram a mencionada ata e, também, o Parecer do
Conselho Fiscal 9.2.2012 (Doc. SEI 0301958, p. 211), emitido com opinião favorável às
demonstrações financeiras de 31.12.2011.
IV.3.
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2012
IV.3.1.
TESTES DE IMPAIRMENT DE RNEST E COMPERJ
IV.3.1.1.
MEMBROS DA DIRETORIA
205.
As demonstrações financeiras de 31.12.2012 foram aprovadas na Reunião
da Diretoria Executiva no 5.006, de 4.2.2013, de cuja ata (Doc. SEI 0301958, p. 21) não
consta qualquer comentário sobre os testes de impairment de RNEST e Comperj, apesar
das
irregularidades
identificadas
pela
SEP
nos
procedimentos
adotados
(descumprimento dos itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1)). Para a Acusação, esta
omissão teria configurado infração ao art. 153 da Lei no 6.404/1976 por parte dos
integrantes do órgão, dado o porte daqueles projetos e os indícios de perda em seus
valores recuperáveis.
206.
Ademais, a Acusação considerou que os indícios de perda nos valores
recuperáveis de RNEST e Comperj poderiam, eventualmente, materializar-se em perdas
reconhecidas naquelas demonstrações financeiras e, dessa forma, também imputou aos
então membros da Diretoria Executiva a infração aos artigos 176 e 177, §3o, da Lei no
6.404/1976.
207.
Foram responsabilizados os diretores que aprovaram as demonstrações
financeiras de 31.12.2012, Graça Foster (Diretora Presidente), Almir Barbassa (Diretor
Financeiro e de Relações com Investidores), José Carlos Cosenza (“José Cosenza”)
(Diretor de Abastecimento), José Miranda Formigli Filho (“José Formigli”) (Diretor de
Exploração e Produção), José Alcides Santoro Martins (“José Alcides”) (Diretor de Gás
e Energia) e José Antônio de Figueiredo (“José Figueiredo”) (Diretor de Engenharia,
Tecnologia e Materiais).
208.
Por fim, a SEP também imputou, aos diretores acima relacionados,
responsáveis por fazer elaborar as demonstrações financeiras de 31.12.2012, a infração
aos artigos 14 e 26, I, da Instrução CVM no 480/2009, por entender que, em vista dos
procedimentos adotados quanto aos testes de recuperabilidade de RNEST e Compérj, as
informações econômico-financeiras ali divulgadas tiveram o potencial de induzir o
investidor e demais terceiros interessados a erro de julgamento.

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IV.3.1.2.
MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
209.
As demonstrações financeiras de 31.12.2012 foram aprovadas na Reunião
do Conselho de Administração no 1.376, de 4.2.2013, de cuja ata (Doc. SEI 0301958,
pp. 75-79) não consta qualquer comentário sobre os testes de impairment de RNEST e
Comperj, apesar das irregularidades identificadas pela SEP nos procedimentos
adotados. Para a Acusação, esta omissão teria configurado infração ao art. 153 da Lei no
6.404/1976, por parte dos integrantes do órgão.
210.
Da mesma forma, a aprovação das demonstrações financeiras de 31.12.2012
contendo dois ativos relevantes cujas realidades econômicas poderiam não estar nelas
devidamente nelas refletidas, em desconformidade com as normas contábeis aplicáveis,
teria caracterizado infração ao inciso V do art. 142 da Lei no 6.404/1976, por parte dos
conselheiros. Ademais, eles também teriam infringido o inciso III do mesmo
dispositivo, pois teriam falhado na fiscalização dos atos da Diretoria, ao não
monitorarem a elaboração dos testes de impairment de RNEST e Comperj, pois havia
indícios de perda nos seus valores recuperáveis que poderiam, eventualmente,
materializar-se em perdas reconhecidas naquelas demonstrações financeiras.
211.
Foram responsabilizados os conselheiros de administração Guido Mantega
(Presidente), Miriam Belchior, Francisco de Albuquerque, Jorge Gerdau, Márcio
Zimmermann, Sérgio Quintella, Josué Gomes da Silva e Silvio Sinedino Pinheiro
(“Silvio Sinedino”). A conselheira Graças Foster não foi responsabilizada porque a ela,
como mencionado, foram imputadas infrações na qualidade de Diretor Presidente.
212.
O termo de acusação deixou consignado que o conselheiro Luciano
Coutinho não participou justificadamente da mencionada reunião do Conselho de
Administração que aprovou as demonstrações financeiras de 31.12.2012, mas pelo fato
de ele ter atuado no órgão ao longo do exercício social de 2012 e em razão de não terem
sido encontradas evidências de apresentação de voto contrário à aprovação das referidas
demonstrações financeiras, ainda que a posteriori, a SEP considerou que a ele também
deveriam ser imputadas as infrações artigos 142, III e V, e 153 da Lei no 6.404/1976.
213.
O termo de acusação destacou a responsabilidade dos conselheiros de
administração que integravam, também, o Comitê de Auditoria, pois eles exerceriam um
monitoramento maior acerca da integridade e aderência das demonstrações financeiras
às normas contábeis aplicáveis e dos controles internos pertinentes para sua elaboração.
214.
Por ocasião da elaboração e aprovação das demonstrações financeiras de
31.12.2012, integravam aquele comitê os conselheiros de administração Francisco de
Albuquerque, Sérgio Quintella e Josué Gomes da Silva. Na medida em que, da ata de
Reunião do COAUD 57, de 4.2.2013 (Doc. SEI 0302892, pp. 123-139), que tratou das
referidas demonstrações, não consta qualquer comentário sobre os testes de impairmen

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de RNEST e Comperj, apesar das irregularidades identificadas pela SEP nos
procedimentos adotados, o termo de acusação os responsabilizou, em acréscimo ao art.
153, por infração ao art. 160 da Lei no 6.404/1976.
IV.3.1.3.
MEMBROS DO CONSELHO FISCAL
215.
As demonstrações financeiras de 31.12.2012 tiveram manifestação
favorável do Conselho Fiscal na Reunião no 642, de 4.2.2012, de cuja ata (Doc. SEI
0301958, pp. 257-260) não consta qualquer comentário sobre os testes de impairment
elaborados para RNEST e Comperj, a despeito dos das irregularidades identificadas pela
SEP nos procedimentos adotados. Para a Acusação, esta omissão teria configurado
infração ao art. 165 da Lei no 6.404/1976, por parte dos integrantes do órgão, no que se
refere ao dever de diligência.
216.
Além disso, por considerar que os indícios de perda nos valores
recuperáveis de RNEST e Comperj poderiam, eventualmente, gerar perdas reconhecidas
naquelas demonstrações financeiras, a manifestação favorável a elas, que continham
dois ativos relevantes cujas realidades econômicas poderiam não estar devidamente
nelas refletidas, em desconformidade com as normas contábeis aplicáveis, teria
caracterizado infração ao inciso VII do art. 163 da Lei no 6.404/1976 por parte dos
conselheiros fiscais.
217.
Foram responsabilizados os conselheiros fiscais Marisete Pereira
(Presidente), Maria Lúcia Falcón, César Rech, Nelson Rocha e Paulo José dos Reis
Souza (“Paulo José Souza”), que assinaram a mencionada ata e, também, o Parecer do
Conselho Fiscal 4.2.2012 (Doc. SEI 0301958, pp. 253-254), emitido com opinião
favorável às demonstrações financeiras de 31.12.2012.
IV.3.2.
TESTE DE IMPAIRMENT DA UGC REFINO
218.
Da ata da supramencionada Reunião da Diretoria Executiva no 5.006, em
que foram aprovadas as demonstrações financeiras de 31.12.2012, também não constou
qualquer comentário a respeito do teste de impairment da UGC Refino, em especial
sobre as projeções de fluxos de caixa para o ano de 2013, que, conforme a análise da
SEP, não levaram em conta as margens brutas negativas realizadas em 2011 e 2012, em
descumprimento ao item 34 do CPC 01 (R1).
219.
Esta conduta omissiva, segundo o termo de acusação, configurou infração
ao art. 153 da Lei no 6.404/1976 por parte de José Cosenza, então Diretor de
Abastecimento, e Almir Barbassa, então Diretor Financeiro e de Relações com
Investidores), pois, conforme as já relatadas manifestações apresentadas à área técnica
pelo ex-administrador Paulo Roberto Costa e pelo próprio Almir Barbassa, os testes de

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impairment da área de abastecimento recebiam insumos coletados por departamentos
que estavam sob a responsabilidade dessas duas Diretorias.
220.
Em vista do descumprimento ao item 34 do CPC 01 (R1), os dois diretores
também teriam infringido os artigos 176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, já que a
considerações projeções futuras dissociadas dos resultados passados comprometeria a
apresentação da realidade econômica dos ativos da área de abastecimento da Petrobras
nas demonstrações financeiras de 31.12.2012.
221.
Seguindo a mesma linha de raciocínio, a SEP argumentou que, por ser
muito específica a falha identificada na elaboração do referido teste de impairment, a
responsabilidade de membros do Conselho de Administração deveria ser atribuída
comente àqueles que também eram integrantes do Comitê de Auditoria da Companhia.
222.
Nesse sentido, o termo de acusação apontou que as demonstrações
financeiras da Petrobras de 31.12.2012 foram apreciadas na reunião do Comitê de
Auditoria no 57, de 4.2.2013 (Doc. SEI 0302892, pp. 123-139), de cuja ata não constou
observação sobre o teste de impairment para os ativos da área de abastecimento, não
havendo qualquer menção ou discussão sobre as premissas que levaram à projeção da
margem bruta positiva para o ano de 2013 (US$9.553 milhões), a despeito do
desempenho negativo então recente.
223.
Foram, dessa forma, responsabilizados por infração aos artigos 142, III e V,
153 e 160 da Lei no 6.404/1976, os conselheiros de administração Sérgio Franklin
Quintella (Presidente), Francisco de Albuquerque e Josué Gomes da Silva, que
integravam o Comitê de Auditoria.
IV.4.
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2013
IV.4.1.
MEMBROS DA DIRETORIA
224.
As demonstrações financeiras de 31.12.2013 foram aprovadas na Reunião
da Diretoria Executiva no 5.111, de 25.2.2014, de cuja ata (Doc. SEI 0301958, p. 29-30)
não consta qualquer comentário sobre os testes de impairment de RNEST e Comperj,
apesar das irregularidades identificadas pela SEP nos procedimentos adotados
(descumprimento dos itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1)). Para a Acusação, esta
omissão teria configurado infração ao art. 153 da Lei no 6.404/1976 por parte dos
integrantes do órgão, dado o porte daqueles projetos e os indícios de perda em
seus valores recuperáveis.
225.
Ademais, a Acusação considerou que os indícios de perda nos valores
recuperáveis de RNEST e Comperj poderiam, eventualmente, materializar-se em perdas
reconhecidas naquelas demonstrações financeiras e, dessa forma, também imputou aos

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então membros da Diretoria Executiva a infração aos artigos 176 e 177, §3o, da Lei no
6.404/1976.
226.
Foram responsabilizados os diretores que aprovaram as demonstrações
financeiras de 31.12.2013, Graça Foster (Diretora Presidente), Almir Barbassa (Diretor
Financeiro e de Relações com Investidores), José Cosenza (Diretor de Abastecimento),
José Formigli (Diretor de Exploração e Produção), José Alcides (Diretor de Gás e
Energia) e José Figueiredo (Diretor de Engenharia, Tecnologia e Materiais).
227.
Por fim, a SEP também imputou, aos diretores acima relacionados,
responsáveis por fazer elaborar as demonstrações financeiras de 31.12.2013, a infração
aos artigos 14 e 26, I, da Instrução CVM no 480/2009, por entender que, em vista dos
procedimentos adotados quanto aos testes de recuperabilidade de RNEST e Comperj, as
informações econômico-financeiras ali divulgadas tiveram o potencial de induzir o
investidor e demais terceiros interessados a erro de julgamento.
IV.4.2.
MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
228.
As demonstrações financeiras de 31.12.2013 foram aprovadas na Reunião
do Conselho de Administração no 1.390, de 25.2.2014 (Doc. SEI 0301958, pp. 111-
123), com voto contrário do conselheiro M. C., cuja manifestação abordou a ausência de
impairment para RNEST e Comperj.
229.
Os demais integrantes do Conselho de Administração, no entanto,
aprovaram as referidas demonstrações financeiras sem qualquer comentário sobre os
testes de impairment daqueles ativos, apesar das irregularidades identificadas pela SEP
nos procedimentos adotados. Para a Acusação, esta omissão teria configurado infração
ao art. 153 da Lei no 6.404/1976, por parte desses integrantes do órgão.
230.
Da mesma forma, a aprovação das demonstrações financeiras de 31.12.2013
contendo dois ativos relevantes cujas realidades econômicas poderiam não estar nelas
devidamente nelas refletidas, em desconformidade com as normas contábeis aplicáveis,
teria caracterizado infração ao inciso V do art. 142 da Lei no 6.404/1976, por parte dos
conselheiros. Ademais, eles também teriam infringido o inciso III do mesmo
dispositivo, pois teriam falhado na fiscalização dos atos da Diretoria, ao não
monitorarem a elaboração dos testes de impairment de RNEST e Comperj, pois havia
indícios de perda nos seus valores recuperáveis que poderiam, eventualmente,
materializar-se em perdas reconhecidas naquelas demonstrações financeiras.
231.
Foram responsabilizados os conselheiros de administração que aprovaram
as demonstrações financeiras de 31.12.2013, Guido Mantega (Presidente), Miriam
Belchior, Francisco de Albuquerque, Jorge Gerdau, Márcio Zimmermann, Sérgio
Quintella, Luciano Coutinho e José Maria Ferreira Rangel (“José Rangel”). A

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conselheira Graça Foster não foi responsabilizada porque a ela, como mencionado,
foram imputadas infrações na qualidade de Diretora Presidente.
232.
O termo de acusação destacou a responsabilidade dos conselheiros de
administração que integravam, também, o Comitê de Auditoria, pois eles exerceriam um
monitoramento maior acerca da integridade e aderência das demonstrações financeiras
às normas contábeis aplicáveis e dos controles internos pertinentes para sua elaboração.
233.
Por ocasião da elaboração e aprovação das demonstrações financeiras de
31.12.2013, integravam aquele comitê os conselheiros de administração Francisco
Roberto de Albuquerque, Sérgio Quintella e M. C., tendo este último apresentado voto
contrário à aprovação das demonstrações, conforme a ata de Reunião do COAUD no 72,
de 25.2.2012 (Doc. SEI 0302894, pp. 29-39).
234.
Na medida em que os outros conselheiros, Francisco de Albuquerque e
Sérgio Quintella, não apresentaram qualquer comentário sobre os testes de impairmen
de RNEST e Comperj, apesar das irregularidades identificadas pela SEP nos
procedimentos adotados, o termo de acusação os responsabilizou, em acréscimo ao art.
153, por infração ao art. 160 da Lei no 6.404/1976.
IV.4.3.
MEMBROS DO CONSELHO FISCAL
235.
As demonstrações financeiras de 31.12.2013 tiveram manifestação
favorável do Conselho Fiscal na Reunião no 658, de 25.2.2014, de cuja ata (Doc. SEI
0301958, pp. 317-321) não consta qualquer comentário sobre os testes de impairment
elaborados para RNEST e Comperj, a despeito dos das irregularidades identificadas pela
SEP nos procedimentos adotados. Para a Acusação, esta omissão teria configurado
infração ao art. 165 da Lei no 6.404/1976, por parte dos integrantes do órgão, no que se
refere ao dever de diligência.
236.
Além disso, por considerar que os indícios de perda nos valores
recuperáveis de RNEST e Comperj poderiam, eventualmente, gerar perdas reconhecidas
naquelas demonstrações financeiras, a manifestação favorável a elas, que continham
dois ativos relevantes cujas realidades econômicas poderiam não estar devidamente
nelas refletidas, em desconformidade com as normas contábeis aplicáveis, teria
caracterizado infração ao inciso VII do art. 163 da Lei no 6.404/1976 por parte dos
conselheiros fiscais.
237.
Foram responsabilizados os conselheiros fiscais Marisete Pereira
(Presidente), César Rech, Paulo José Souza, Reginaldo Ferreira Alexandre (“Reginaldo
Ferreira”) e Walter Luis Bernardes Albertoni (“Walter Albertoni”), que assinaram a
mencionada ata e, também, o Parecer do Conselho Fiscal de 25.2.2014 (Doc. SEI

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Processo Administrativo Sancionador CVM RJ2017/0294 – Relatório – Página 50 de 108
0301958, p. 303), emitido com opinião favorável às demonstrações financeiras de
31.12.2013.
IV.5.
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2014
238.
Para as demonstrações financeiras de 31.12.2014, conforme relatado, a SEP
considerou que, dado o esforço empreendido pelos membros da Diretoria Executiva
para a elaboração e apresentação dessas demonstrações financeiras, não caberia
responsabilizá-los por falta do dever de diligência.
239.
Contudo, por ter elaborado o teste de impairment individual somente para o
2o trem de refino da RNEST e não em sua completude, o que poderia ter resultado em
reconhecimento de perdas também para o 1o trem de refino, a Companhia teria
descumprido os itens 1 e 12g do CPC 01(R1), o que implicou em infração aos artigos
176 e 177, §3o da Lei no 6.404/1976, por parte dos então membros da Diretoria
Executiva.
240.
Foram responsabilizados os diretores que aprovaram as demonstrações
financeiras de 31.12.2014, conforme a ata da Reunião da Diretoria Executiva no 5.220,
de 22.4.2015 (Doc. SEI 0301958, p. 37), Aldemir Bendine (Diretor Presidente), Ivan de
Souza Monteiro (“Ivan Monteiro”) (Diretor Financeiro e de Relações com Investidores),
João Adalberto Elek Júnior (“João Elek”) (Diretor de Governança, Risco e
Conformidade), Hugo Repsold Júnior (“Hugo Repsold”) (Diretor de Gás e Energia),
Roberto Moro (Diretor de Engenharia, Tecnologia e Materiais), Jorge Celestino Ramos
(“Jorge Ramos”) (Diretor de Abastecimento) e Solange da Silva Guedes (“Solange
Guedes”) (Diretora de Exploração e Produção).
241.
Por fim, a SEP também imputou, aos diretores acima relacionados,
responsáveis por fazer elaborar as demonstrações financeiras de 31.12.2014, a infração
aos artigos 14 e 26, I, da Instrução CVM no 480/2009, por entender que, em vista dos
procedimentos adotados quanto ao teste de recuperabilidade da RNEST, as informações
econômico-financeiras ali divulgadas tiveram o potencial de induzir o investidor e
demais terceiros interessados a erro de julgamento.
IV.5.1.
MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
242.
As demonstrações financeiras de 31.12.2014 foram aprovadas na Reunião
do Conselho de Administração no 1.409, de 22.4.2015 (Doc. SEI 0301958, pp. 151-
173), com voto contrário dos conselheiros M. C. e Sílvio Sinedino e abstenção de voto
do conselheiro J. G. M. (Doc. SEI 0301958, pp. 157-163).

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Processo Administrativo Sancionador CVM RJ2017/0294 – Relatório – Página 51 de 108
243.
Para essas demonstrações financeiras, como indicado para os membros da
Diretoria Executiva, a SEP não imputou aos outros conselheiros de administração a
infração ao art. 153 da Lei no 6.404/1976. Contudo, por terem se manifestado
favoravelmente pela aprovação de tais demonstrações financeiras, a despeito da falha de
procedimento de se integrar o 1o trem de refino de RNEST ao teste de impairment da
UGC Refino, foram responsabilizados, por infração aos artigos 142, III e V, da Lei no
6.404/1976, os conselheiros de administração Luciano Coutinho (Presidente), Miriam
Belchior, Sérgio Quintella, Francisco de Albuquerque e Luiz Augusto Fraga Navarro de
Britto Filho (“Luiz Britto”). O conselheiro Aldemir Bendine não foi responsabilizado
porque a ele, como mencionado, foram imputadas infrações na qualidade de Diretor
Presidente.
IV.5.2.
MEMBROS DO CONSELHO FISCAL
244.
As demonstrações financeiras de 31.12.2014 tiveram manifestação
favorável da maioria dos integrantes do Conselho Fiscal, conforme ata da Reunião no
682 e Parecer do Conselho Fiscal, ambos de 22.4.2015 (Doc. SEI 0301958, pp. 361-
365), com voto conjunto contrário dos conselheiros Reginaldo Ferreira e Walter
Albertoni (Doc. SEI 0301958, p. 367).
245.
A SEP considerou que, apesar da ausência de teste individual completo para
RNEST (1o trem de refino incluído), também não caberia imputar falta de diligência aos
membros do Conselho Fiscal. Porém, a manifestação favorável sobre as demonstrações
financeiras de 31.12.2014, para as quais não foi feito teste individual para toda a
RNEST, teria caracterizado infração ao inciso VII do art. 163 da Lei no 6.404/1976,
tendo sido responsabilizados os conselheiros fiscais Paulo José Souza (Presidente),
César Rech e Marisete Pereira.
V.
DO PARECER DA PFE
246.
Em 10.7.2017, a Procuradoria Federal Especializada junto à CVM (“PFE”)
proferiu parecer43 no sentido de que a peça acusatória teria atendido ao disposto no art.
11, caput44, da então vigente Deliberação CVM no 538/2008, mas teria preenchido
apenas parcialmente os requisitos constantes do art. 6o45 do normativo, especificamente

43 PARECER n. 00099/2017/GJU - 4/PFE-CVM/PGF/AGU (Doc SEI 0351490).
44 Art. 11. Para formular a acusação, as Superintendências e a PFE deverão ter diligenciado no sentido de
obter do investigado esclarecimentos sobre os fatos descritos no relatório ou no termo de acusação,
conforme o caso.
45 Art. 6o Ressalvada a hipótese de que trata o art. 7o, a SPS e a PFE elaborarão relatório, do qual deverão
constar: I – nome e qualificação dos acusados; II – narrativa dos fatos investigados que demonstre a

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quanto ao disposto no seu inciso III, que exige que a demonstração da autoria das
infrações apuradas.
247.
De acordo com a PFE, ao longo do termo de acusação, dentre os quarenta
acusados pela SEP, não se vislumbraria qualquer fundamentação específica que tornasse
clara a imputação de responsabilidade a vinte e cinco administradores que teriam
supostamente descumprido seu dever de diligência, para os quais se faria necessária
uma maior acuidade no que tange à descrição de suas condutas de maneira
individualizada.
248.
A PFE acrescentou que, em se tratando da demonstração de violação ao
dever de diligência, haveria maior complexidade na fundamentação de acusações
referentes à condutas omissivas, que usualmente produziriam menos evidências do que
as chamadas condutas comissivas, sobretudo no campo documental, sugerindo, assim,
que a SEP, se assim concordasse, procedesse às adaptações sugeridas, com vistas à
perfeita adequação do termo de acusação à Deliberação CVM no 538/2008.
249.
Após retorno dos autos à SEP, esta aprofundou sua argumentação, nos
termos sugeridos pela PFE, apresentando, ao fim, a Acusação anteriormente relatada.
VI.
DAS DEFESAS
250.
Com exceção de Renato Duque, os Acusados apresentarem defesas
tempestivas, a seguir sintetizadas.
VI.1.
PRELIMINARES
VI.1.1.
PRESCRIÇÃO
251.
Marcus Aucélio e Tulio Zamin alegam ter ocorrido a prescrição quinquenal
para o exercício da ação punitiva da CVM em relação às irregularidades apontadas para
o ano de 2010, nos termos do art. 1o, caput, da Lei no 9.873/199946, posto que, segundo

materialidade das infrações apuradas; III – análise de autoria das infrações apuradas, contendo a
individualização da conduta dos acusados, fazendo-se remissão expressa às provas que demonstrem sua
participação nas infrações apuradas; IV – os dispositivos legais ou regulamentares infringidos; V –
proposta de comunicação a que se refere o art. 10, se for o caso; e VI – a indicação do rito a ser observado
no processo administrativo sancionador.
46 Art. 1o Prescreve em cinco anos a ação punitiva da Administração Pública Federal, direta e indireta, no
exercício do poder de polícia, objetivando apurar infração à legislação em vigor, contados da data da
prática do ato ou, no caso de infração permanente ou continuada, do dia em que tiver cessado.

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defendem47, o prazo prescricional somente se interromperia com a ciência, por parte
deles, da existência do processo administrativo, com a qual se configuraria o ‘ato
inequívoco’ a que se refere o inciso II do art. 2o, da mesma lei. De acordo com os
acusados, apoiados em doutrina que relacionam atos unilaterais de investigação ou
providências internas adotadas pela CVM não seriam aptos a interromper o curso da
prescrição.
252.
Nesse sentido, as primeiras causas aptas a interromper os prazos
prescricionais para Marcus Aucélio e Túlio Zamin teriam sido o recebimento dos Ofício
CVM/SEP/GEA-5
nos
213/2016
e
217/2016,
em
20.9.2016
e
21.9.2016,
respectivamente, quanto eles tomaram conhecimento da existência do processo
tramitando contra eles.
253.
Considerando que a suposta conduta irregular ocorreu quando da 617a
reunião do Conselho Fiscal, realizada em 25.2.2011, defendem que deve ser
reconhecida, para ambos, a ocorrência da prescrição ordinária com relação à acusação
referente à não manifestação contrária às aprovações das demonstrações financeiras da
Petrobras de 31.12.2010, tendo em vista a não elaboração de teste de impaírment para a
RNEST.
VI.1.2.
INÉPCIA
DA
ACUSAÇÃO, NÃO
INDIVIDUALIZAÇÃO
DAS
CONDUTAS
E
ILEGITIMIDADE PASSIVA
254.
Em sede preliminar, José Gabrielli, Jorge Zelada, Paulo Roberto Costa,
Graça Foster, Guilherme Estrella, José Formigli, José Alcides, José Figueiredo, José
Cosenza, Ivan Monteiro, João Elek, Hugo Repsold, Roberto Moro, Jorge Ramos,
Solange Guedes, Nelson Rocha, Marcus Aucélio e Tulio Zamin alegam que o termo de
acusação não teria individualizado suas condutas ou demonstrado a sua participação na
elaboração das demonstrações financeiras ou a falha em seus deveres de fiscalização,
tampouco tendo demonstrado nem qualquer omissão intencional de sua parte sobre as
supostas irregularidades, ressaltando que a responsabilidade objetiva é inadmissível no
direito disciplinar brasileiro.
255.
Nesse sentido, Graça Foster, Guilherme Estrella, José Formigli, José
Alcides, José Figueiredo, Nelson Rocha, Marcus Aucélio e Tulio Zamin colacionam
doutrina e jurisprudência da CVM48, do CFRSFN49, do TRF50 e do STF51, no sentido de

47 TRF-1 – 6a Turma – AMS 69693120124013400 DF 0006969-31.2012.4.01.3400, Relator
Desembargador Federal Jirair Aram Meguerian. j. 28.10.2013, p. 8.11.2013.
48 PAS CVM no 03/2004, Voto da Presidente Maria Helena Santana, j. 23.5.2007; PAS CVM no 03/1997,
Voto do Diretor Marcelo Fernandez Trindade, j. 9.9.2004, PAS CVM 28/2003, Diretor Relator Wladimir
Castelo Branco Castro, j. 24.10.2006.
49 Recurso CRSFN 12.052, Conselheiro Relator Arnaldo Penteado Laudísio, j. 25.9.2013.

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que não é possível afastar a necessidade de demonstrar a participação concreta e
individual nos ilícitos, para a configuração da responsabilidade administrativa.
256.
Acrescentaram, no que foram seguidos pelos ex-membros dos Conselhos de
Administração e Fiscal, que a própria PFE, ao apreciar a primeira versão do termo de
acusação, manifestou o entendimento de que a peça acusatória não apresentava qualquer
fundamentação específica que tornasse clara a imputação de responsabilidade a vários
diretores, conselheiros de administração e conselheiros fiscais acusados de
descumprimento de seu dever de diligência.
257.
Após a manifestação da PFE, a CVM teria, no dizer de Marcus Aucélio e
Tulio Zamin, incrementado o termo de acusação, indicando, sem qualquer análise de
conduta, as reuniões em que teriam sido aprovadas as demonstrações financeiras da
Companhia, mas que a mera descrição das irregularidades sem a adequada
demonstração do nexo causal entre a conduta do agente e o dano causado não são
suficientes para atribuir qualquer penalidade.
258.
José Gabrielli argumenta que a discussão nos autos é restrita a divergências
de entendimentos com relação a tempo e forma de realização de cálculos de teste de
recuperabilidade de ativos, não se apontando o descumprimento de procedimento
objetivo ou a má-fé dos administradores.
259.
Para Jorge Zelada, teria se configurado hipótese da inexigibilidade de
conduta diversa, pois os documentos relacionados ao impairment de refinarias gozavam
de presunção de veracidade e legitimidade, por terem sido legitimados por diversos
órgãos técnico-especializados da Companhia, inclusive os próprios Diretores de
Abastecimento e Financeiro, não sendo possível admitir que ele votasse em sentido
contrário. Acrescenta que não haveria responsabilidade solidária entre os membros da
Diretoria nem estaria presente o elemento subjetivo na aprovação, por um diretor de
parecer dado por diretores de outras áreas, que detêm pleno conhecimento técnico e
fático dos respectivos projetos.
VI.1.3.
ILEGITIMIDADE PASSIVA
260.
Paulo Roberto Costa também alega, em sede preliminar, que a acusação
imputada a todos os membros da Diretoria configuraria, no seu caso, ilegitimidade
passiva, pois como Diretor de Abastecimento nunca teria participado do
acompanhamento dos testes de impairment e de seu reflexo nas demonstrações

50 TRF-4 – 3a Turma - Apelação/Reexame Necessário no 0006439-74. 2007.404. 7100/RS; TRF-4 – 4a
Turma - Agravo em Agravo de Instrumento no 0025758-80.2010.404.0000/RS - Relatora Marga Inge
Barth Tessler, j. 23.3.2011.
51 HC no 80.549/SP, Relator: Min Nelson Jobim; j. 20.3.2001; Órgão Julgador: Segunda Turma.

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financeiras, que, segundo afirma, eram feitos pela Diretoria Financeira, com o suporte
das Gerências Executivas de Estratégia Corporativa e de Abastecimento e somente
então, levados ao conhecimento e aprovação da Diretoria Executiva.
VI.1.4.
ACORDO DE COLABORAÇÃO PREMIADA
261.
Paulo Roberto Costa, na qualidade de réu na Ação Penal no 5026212-
82.2014.404.7000, firmou com o Ministério Público Federal um Acordo de
Colaboração Premiada, envolvendo os fatos investigados na Operação Lavajato,
devidamente homologados pelo Supremo Tribunal Federal.
262.
Acrescenta que a 5a Câmara de Coordenação e Revisão – Combate à
Corrupção do Ministério Público Federal, em sua 852a reunião, de 5.2.2015, homologou
o seu Acordo de Colaboração Premiada no campo da improbidade administrativa. Dessa
forma, defende ser incabível qualquer pleito contra ele no âmbito da improbidade
administrativa dentro do qual, segundo afirma, se inserem as imputações a que responde
no presente processo administrativo sancionador.
VI.1.5.
EXONERAÇÃO PELA APROVAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
263.
Fábio Barbosa alega que, na medida em que as demonstrações financeiras
de 31.2.2010 foram aprovadas sem ressalvas pela assembleia geral ordinária da
Companhia realizada em 28.4.2011, restaria verificada a exoneração de suas
responsabilidades como administrador, nos termos do art. 134, §3o52 da Lei no
6.404/1976.
VI.2.
MÉRITO
VI.2.1.
DESCUMPRIMENTO DO CPC 01(R1)
264.
Os Acusados asseveram que, nos exercícios sociais de 2010 a 2014, a
Petrobras obedeceu aos preceitos do CPC 01 (R1), na avaliação dos procedimentos de
impairment de seus ativos de refino, nos termos informados à SEP pela própria
Companhia
durante
a
fase
de
investigação,
na
resposta
ao
Ofício
no
157/2015/CVM/SEP/GEA-5 e na Nota Técnica 2016.
265.
De acordo com José Gabrielli, o CPC 01 (R1) é uma norma baseada em
padrões de conduta que permitiria discricionariedade na escolha dos parâmetros

52 Art. 134. (..) §3o A aprovação, sem reserva, das demonstrações financeiras e das contas, exonera de
responsabilidade os administradores e fiscais, salvo erro, dolo, fraude ou simulação.

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utilizados para avaliar o cabimento ou não de reconhecimento de perdas. Seria
incompatível com esta modalidade de norma que a CVM, fazendo uso de ser poder de
regulação, transformasse seus padrões regulatórios em regras.
266.
Defende, desse modo, que não se poderia exigir que os administradores
tenham que revisar os testes de recuperabilidade em todas as demonstrações financeiras
anuais, depois de submetidas a inúmeras equipes técnicas e, mesmo assim, anos depois
da sua publicação, ainda estarem sujeitos a uma revisão do regulador, para saber se
estão de acordo com aquilo que este entenda deva ver apurado como valor recuperável.
267.
Almir Barbassa aduziu que a CVM, entre 2010 e 2014, não contestou a
Companhia sobre quando e como fazer os testes de recuperabilidade de seus ativos de
refino, tampouco emitindo orientação em Ofício Circular sobre os pontos tratados na
Acusação, como fez recentemente, por meio do Ofício Circular CVM/SNC/SEP no
001/2018, de 10.1.2018, que tratou de critérios para realização de testes de impairment
para ativos individuais e para uma UGC.
268.
Na mesma direção, José Gabrielli defende ser inimaginável supor que, com
urna participação de mercado tão significativa, a Petrobras não tenha sido questionada
anteriormente a 2014 acerca dos testes de impairment de 2010 e 2011.
269.
Sobre a não realização do teste de impairment da RNEST em 2010, José
Gabrielli alega que a verificação da necessidade de reconhecer perdas foi realizada e a
conclusão foi a de que não se verificou tal condição. Teria sido utilizado estudo
elaborado em 2009 pela Ernst: & Young, devidamente atualizado com informações da
Empresa de Pesquisa Energética – EPE, e que os parâmetros de avaliação de
investimento utilizados no DIP 327/2009 eram distintos das regras de teste de
recuperabilidade, não tendo implicação na percepção de valorização ou desvalorização
do ativo no período subsequente.
270.
Acrescentou, assim como Almir Barbassa, que as negociações sobre as
desonerações tributárias estavam em curso à época e deveriam ser consideradas em um
eventual teste.
271.
Aduz que a Nota Técnica 2016 esclareceu que as regras de avaliação de
investimento e de teste de recuperabilidade são distintas, embora o termo de acusação
tenha tentado associá-las. As análises de decisões de investimentos realizadas em 2009
não teriam implicação na percepção de valorização ou desvalorização de ativos no
período subsequente, e que mesmo que se quisesse usar as informações do DIP
327/2009 para avaliar a necessidade de realização do teste de impairment da RNEST em
2010, neste ano não teria havido qualquer alteração nos parâmetros, e a previsão de
isenção tributária ainda era uma possibilidade.
272.
Alegam que, em 2011, a variação significativa do ativo imobilizado teria
justificado a realização do teste da RNEST, e que os agentes do mercado ou os demais

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membros da administração não suscitaram qualquer discussão ou dissidência a respeito.
Aduziram que a Nota Técnica 2016 trouxe a composição das distintas taxas de desconto
da RNEST e das outras refinarias para 2011, mas que a SEP não verificou as planilhas e
reproduziu os cálculos, tendo, ao contrário, dado a sua interpretação sete anos depois
dos fatos, desconsiderando a argumentação apresentada pelo regulado.
273.
Quanto ao Comperj, em 2011 ele não poderia ser testado de forma
individual, mas sim integrado à UGC Refino, nos termos do item 67 do CPC 01 (R1),
conforme explicado pela Nota Técnica 2016 e pelo Parecer Contábil 2015.
274.
Graça Foster, Guilherme Estrella e outros acusados, por sua vez, apontam
que essa agregação das refinarias na UGC Refino para fins de avaliação de impairment
remontava aos anos 90, conforme consignado na ata da RCA no 1.391, de 21.3.2014,
tendo esta metodologia sido devidamente divulgada em notas explicativas às
demonstrações financeiras de 31.12.2013 e referendada pelo Parecer Contábil 2015,
contratado pela Companhia para verificar os procedimentos contábeis das
demonstrações de 31.12.2014.
275.
Além dessas alegações, a maioria dos Acusados traz, a favor do
cumprimento do CPC 01 (R1), os argumentos apresentados em outra nota técnica da
Petrobras (“Nota Técnica 2018”) e em parecer contábil (“Parecer Contábil 2018”), que
anexaram às respectivas defesas e que serão a seguir relatados.
VI.2.2.
NOTA TÉCNICA 2018 (DOC. SEI XXXX, FLS. XXXX)
VI.2.2.1.
RNEST – DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2010 (DESCUMPRIMENTO
DOS ITENS 9, 12G E 42 DO CPC 01 (R1)
276.
A Nota Técnica 2018 reiterou que em 2010 não foram identificados indícios
de desvalorização para a RNEST e que, por este motivo, o teste de impairment não foi
realizado.
277.
Aduziu que a metodologia adotada no cálculo do VPL de aprovação da
execução do projeto em 25.11.2019 (DIP 327/2009) divergiria da metodologia
requerida pelo CPC 01 (R1). O primeiro foi calculado com a taxa de desconto de 9,6%
a.a., que representava a taxa mínima de atratividade (“TMA”) para aprovar a execução
do projeto. enquanto no teste de impairment é utilizado o custo médio ponderado de
capital (“CMPC)” do empreendimento, segundo o estabelecido no item 55b do CPC 01
(R1).
278.
Nesse sentido, a Nota Técnica 2018 alega que em 31.12.2010 a taxa de
desconto baseada no CMPC seria de 6,9%, levando a um valor em uso para o
empreendimento de R$5,4 bilhões, superior em R$0,8 bilhão o valor contábil de R$4,6

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bilhões. Esses cálculos desconsiderariam as desonerações fiscais, a perpetuidade e o
valor de mercado que seria perdido para terceiros, condições previstas no DIP 327/2009,
para viabilizar a aprovação da execução do projeto.
279.
Quanto ao fato de a PDVSA não ter aportado recursos no empreendimento
em 31.12.2010, a Nota Técnica 2018 alegou que este fato não indicava redução do valor
recuperável da RNEST, pois afetava a participação relativa dos acionistas do
empreendimento, mas não o valor presente de seus fluxos de caixa futuros.
280.
Em relação ao aumento expressivo dos custos do projeto, a Nota Técnica
2018 defendeu que os novos custos teriam sido contemplados no cálculo do VPL do
empreendimento calculado no DIP 327/2009, de R$0,076 bilhão, e que o
supramencionado ajuste da taxa de desconto teria indicado que o valor do ativo era
recuperável, mesmo quando desconsideradas as desonerações tributárias.
281.
Por fim, a Nota Técnica 2018 também alega que não pode ter havido o
descumprimento do item 42 do CPC 01 (R1), como entendeu a SEP, pois não foi
realizado o teste de impairment da RNEST em 31.12.2010, condição para que tal
dispositivo fosse aplicável.
VI.2.2.2.
RNEST – DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2011(DESCUMPRIMENTO
DOS ITENS 1, 9, 12G, 55B E 56 DO CPC 01 (R1)
282.
Em 31.12.2011, a RNEST ainda pertencia à RNEST S.A., subsidiária
integral da Petrobras, que efetuou o teste de impairment e não identificou a
desvalorização do ativo.
283.
Em relação às supostas evidências objetivas elencadas pela SEP, indicando
que poderia ter sido reconhecida uma perda por impairment na refinaria, a Nota Técnica
2018 apontou, primeiramente, que, caso esses elementos indicassem possível
desvalorização do ativo, a Companhia seria obrigada a estimar o seu valor recuperável,
nos termos do item 9 do CPC 01 (R1), e, de fato, foi o que ela fez, pois o teste de
impairment foi efetivamente realizado.
284.
Porém, o termo de acusação não teria demonstrado qualquer erro de cálculo
no teste ou apontado algum outro valor que entendesse correto para o seu resultado, tem
tampouco apontado algum descumprimento real do CPC 01 (R1), mas apenas uma
suspeita de que isso teria ocorrido.
285.
A Companhia reiterou que a falta de aporte de recursos no empreendimento
por parte da PDVSA não poderia indicar redução do valor recuperável da RNEST, pois
afetaria a participação relativa dos acionistas do empreendimento, mas não o valor
presente de seus fluxos de caixa futuros.

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286.
Quanto ao aumento de custos do projeto, ele teria sido contemplado no teste
de impairment, não havendo que se falar em “evidência objetiva” de perda por
desvalorização do ativo, racional que se aplicaria, também, à postergação da data
estimada para a entrada em operação da refinaria.
287.
Sobre a taxa de desconto utilizada no teste de impairment, contestada pela
SEP por ser menor que a das refinarias maduras, a Nota Técnica 2018 alegou ser um
tema que requer julgamentos, os quais foram aplicados pela administração da RNEST
S.A., resultando em uma taxa inferior à da UGC Refino. Acrescentou que a sua
memória de cálculo constou da Nota Técnica 2016 (Tabela 1 supra), mas a SEP não
indicou objetivamente se algum julgamento teria sido aplicado equivocadamente.
288.
Já em relação às desonerações tributárias, os registros existentes do cálculo
do valor recuperável indicavam que elas não teriam sido consideradas quando do teste,
de maneira que a argumentação da SEP a esse respeito se tornaria inócua.
289.
Não teria havido, assim, infração aos itens 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1),
tampouco ao item 1, que descreve apenas o objetivo do pronunciamento, sem configurar
qualquer requerimento específico.
VI.2.2.3.
RNEST – DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2012 E 31.12.2013;
COMPERJ – DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2011, 31.12.2012 E 31.12.2013
(DESCUMPRIMENTO DOS ITENS 1, 12G, 55B E 56 DO CPC 01 (R1)
290.
Em relação ao entendimento da SEP de que existiam evidências objetivas de
que uma perda poderia ter sido reconhecida no valor recuperável da RNEST em
31.12.2012 e 31.12.2013, e do Comperj em 31.12.2011, 31.12.2012 e 31.12.2013, a
Nota Técnica 2018 alega que, existindo ou não tais evidências, esses ativos, nas datas
mencionadas, pertenciam à UGC Refino e não poderiam ter seus valores recuperáveis
testados individualmente, nos termos dos itens 2253, 66, 67, 6854 e 6955 do CPC 01 (R1).

53 CPC 01 (R1). Item 22. O valor recuperável é determinado para um ativo individual, a menos que o
ativo não gere entradas de caixa provenientes de seu uso contínuo, que são, em grande parte,
independentes daquelas provenientes de outros ativos ou de grupos de ativos. Se esse for o caso, o valor
recuperável é determinado para a unidade geradora de caixa à qual o ativo pertence (ver itens 65 a 103), a
menos que: (a) o valor justo líquido de despesas de venda do ativo seja maior do que seu valor contábil;
ou (b) o valor em uso do ativo possa ser estimado como sendo próximo do valor justo líquido de despesas
de alienação e este possa ser mensurado.
54 CPC 01 (R1). Item 68. Conforme definido no item 6, uma unidade geradora de caixa de um ativo é o
menor grupo de ativos que inclui esse ativo e gera entradas de caixa que são em grande parte
independentes das entradas de caixa provenientes de outros ativos ou grupos de ativos. A identificação de
uma unidade geradora de caixa do ativo envolve julgamento. Se o valor recuperável não puder ser
determinado para um ativo individual, a entidade identifica o menor agregado de ativos que gera entradas
de caixa em grande parte independentes.

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A eventual perda por impairment só poderia ser confirmada ao nível da unidade
geradora de caixa, para a qual o teste foi feito naquelas datas, sem resultar na
identificação de perda de valor recuperável.
291.
De acordo com a Nota Técnica 2018, a Petrobrás agrupou suas refinarias em
uma unidade geradora de caixa em 2008, com exceção de Comperj e RNEST, cujos
ativos imobilizados ainda eram imateriais, e Refap, cujo controle era dividido com a
YPF Repsol. O critério empregado para definir a UGC Refino teria sido a
interdependência da geração de caixa dos ativos que a compõem, causada por uma
gestão centralizada, implementada para atender o mercado ao menor custo global e para
preservar o valor estratégico do conjunto de ativos no longo prazo.
292.
As decisões operacionais buscariam maximizar o desempenho global da
Companhia, sem se falar em mercado da refinaria “A” ou “B”, mas apenas em mercado
brasileiro, em um contexto que a Petrobras possui uma posição dominante, com um
market share de quase 100%.
293.
Em 31.12.2011, o Comperj passou a fazer parte da UGC Refino, pois seu
ativo imobilizado já era material e considerou-se que a sua geração de caixa não seria
independente da geração de caixa das demais refinarias. Em 1.8.2012, foi a vez da
Refap, após o término da parceria com a YPF Repsol, e em 31.12.2012 da RNEST, pois
consolidou-se, à época, o entendimento de que a PDVSA não mais participaria do
empreendimento. Ademais, considerou-se também, para essas refinarias, que a sua
geração de caixa não seria independente da geração de caixa das demais.
294.
Para reforçar sua argumentação, a Nota Técnica 2018 reproduziu excertos
de manuais das maiores empresas de auditoria independente internacionais, que
defendem que a conjunção de ativos em uma unidade de geração de caixa deve ser
definida em função da avaliação sobre eles gerarem ou não entradas de caixa em grande
parte independentes um dos outros.
295.
A Nota Técnica 2018 elencou as características da metodologia empregada
pela Petrobras na gestão de seu parque de refino, que seria administrado de forma
centralizada e buscando otimizar o resultado conjunto e não o lucro individual de cada
uma das refinarias56:

55 CPC 01 (R1). Item 69. As entradas de caixa são entradas de caixa e equivalentes de caixa recebidos de
terceiros independentes da entidade. Ao identificar se as entradas de caixa provenientes de um ativo (ou
grupo de ativos) são, em grande parte, independentes das entradas de caixa provenientes de outros ativos
(ou grupos de ativos), a entidade deve considerar vários fatores, incluindo a maneira como a
administração monitora as operações da entidade (tais como: por linhas de produto, linhas de negócios,
localidades individuais, áreas distritais ou regionais) ou a maneira como a administração toma decisões
sobre a continuidade ou a baixa dos ativos e operações da entidade.
56 A Nota Técnica 2018 também se reportou, quanto ao sistema de gestão do parque de refino, às
informações constantes do Anexo 3 da Nota Técnica 2016 e do Parecer Contábil 2015 (V. Nota supra 30).

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i. Uso de Modelos Integrados: o planejamento operacional e o Plano de Negócios
seguem modelos que visam o ótimo global e não de cada parte;
ii.Decisões Centralizadas: as refinarias não têm autonomia para escolher o petróleo
processado, o mix de derivados, os mercados de destino, e as exportações;
iii. Modelo de Gestão: as refinarias e terminais são Unidades Operacionais (UOs) e
não Unidades de Negócios (UNs), de maneira que não são avaliadas pelos seus
resultados individuais; e
iv.Alocação de Capital: um novo projeto pode ser instalado em uma refinaria e gerar
benefícios em outra refinaria ou em um ativo logístico. O investimento do projeto
irá onerar o ativo de uma refinaria, mas parte do benefício aparecerá no valor em
uso de outra.
296.
Além de ser consequência desse modelo, a falta de independência da
geração de caixa de Comperj e RNEST da geração de caixa das demais refinarias
também seria comprovada pelas movimentações anuais de produtos intermediários
(recebimento e envio) entre a elas e as demais unidades. Nesse sentido, a Nota Técnica
2018 traz as projeções anuais feitas para tais movimentações entre as refinarias e o
Comperj, em 31.12.2011 (previsão máxima, 28,5% em relação a sua carga, em 2018), e
a RNEST, em 31.12.2012 (previsão máxima, 12,1% em 2018), acrescentando para esta
última que, após a entrada em operação de seu 1o trem de refino no último trimestre de
2014, os percentuais de transferências realizadas em relação a sua carga foram de 25,9%
e 21,4%, em 2015 e 2016, respectivamente.
297.
Também foram relacionados, para o Comperj e a RNEST, os produtos e
derivados movimentados e as respectivas refinarias de origem ou destino.
298.
A Nota Técnica 2018 contestou o argumento da Acusação de que, em
função da relação entre a capacidade de produção e os valores contábeis do ativo
imobilizado da UGC Refino, de um lado, e de RNEST e Comperj, de outro, não
existiriam ganhos de sinergia na integração dessas refinarias no parque de refino.
299.
Além de sinergia não ser conceito previsto nos requerimentos contidos nos
itens 22 e 66 do CPC 01 (R1), que vinculam a análise à independência ou não da
geração de caixa, o raciocínio feito pela SEP ignorou o fato de que os ativos mais
antigos distorcerem os resultados, pois teriam custos históricos defasados em relação
aos correntes, na medida em que se tratavam de refinarias construídas até o início da
década de 1980, sem registro de correção monetária desde 1994.
300.
Além disso, a SEP valeu-se apenas da capacidade de produção de petróleo,
desconsiderando as diferenças entre derivados produzidos por cada uma das refinarias,
que trabalham com distintos esquemas de refino, tanto em termos de insumos quanto de
produtos, permitindo à Companhia operar todo o parque de forma flexível e integrada,
de modo a maximizar a sua rentabilidade.

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301.
Por todos esses fatores, a Companhia considerou que o Comperj pertencia à
UGC Refino em 31.12.2011 e a RNEST em 31.12.2012, quando não havia mais a
perspectiva da participação da PDVSA no empreendimento.
302.
Mesmo que, para alguma delas, os elementos apontados pela SEP fossem
indicativos de perda por impairment – aumento dos custos, postergação da entrada em
operação –, não poderia ser feito o respectivo teste individual, sob pena de
descumprimento do CPC 01 (R1). Não haveria que se falar, assim, em descumprimento
do item 12g do normativo, tampouco ado item 1, que descreve apenas do objetivo do
pronunciamento, sem configurar qualquer requerimento específico.
303.
Da mesma forma, a alegação da SEP de que em 2012 poderiam ser
estimados fluxos de caixa independentes para a RNEST, já que isso foi feito no teste de
impairment individual de 2011, partiria da falsa premissa de que que o ativo geraria
caixa de forma independente dos demais ativos da UGC Refino.
304.
Quanto aos itens 55b e 56, a Nota Técnica 2018 alegou que, como se tratava
da UGC Refino, a taxa de desconto deveria ser adequada à sua configuração, ou seja, o
fato de ela englobar ativos maduros e em construção estaria correto, ao contrário do que
entendeu a SEP.
305.
Por fim, afirmou que o teste de impairment da UGC Refino de 31.12.2012
não teria considerado as desonerações tributárias previstas para a RNEST quando da
aprovação de sua construção (DIP 327/2009), não podendo a eventual não obtenção de
tais desonerações ser considerada um indicativo de perda de valor daquele ativo.
306.
A Nota Técnica 2018 acrescentou que, em 31.12.2012 e 31.12.2013 para
Comperj, e em 31.12.2013 para RNEST, de modo a cumprir o contido no item 72 do
CPC 01 (R1), a Petrobras continuou testando-as para impairment na UGC Refino, pois
não identificou qualquer nova evidência que alterasse a premissa de que esses ativos
não gerariam entradas de caixa que fossem em grande parte interdependentes das
entradas de caixa dos demais ativos que compunham a UGC.
307.
Nesse sentido, a Nota Técnica 2018 reiterou, para os testes de valor
recuperável daquelas datas, toda a argumentação apresentada anteriormente, defendendo
não ter havido, naqueles testes qualquer descumprimento dos itens 1, 12g, 55b e 56 do
CPC 01 (R1).
308.
Em relação à acusação de descumprimento ao item 34 do CPC 01 (R1) no
teste de impairment da UGC Refino em 31.12.2012, a Nota Técnica 2018 alega que as
diferenças entre margens projetadas e realizadas entre 2011 e 2013 teriam sido causadas
pelo fato de a Petrobras ter projetado um decréscimo no preço do Brent no período, com
suas projeções
suportadas
por
instituições especialistas
no
setor
(IHS
e
WoodMackenzie), mas que isso somente ocorreu a partir do segundo semestre de 2014.

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309.
Assim, as diferenças de margem teriam sido provocadas por diferenças entre
custos realizados e os custos projetados em cada ano, e não porque a Companhia deixou
de repassar custos para os preços, ressaltando que as projeções de receita naquele
período não diferiram das receitas realizadas. Acrescentou que se a Companhia for
conservadora na projeção do preço de petróleo utilizado no custo para a área do refino,
produzirá resultados otimistas para as projeções da receita da área de exploração e
produção, sendo fundamental, portanto, adotar uma estratégia de neutralidade ao
projetar os preços de petróleo e derivados nos processos de planejamento e imparidade.
VI.2.2.4.
1o TREM DE REFINO DA RNEST – DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2014
(DESCUMPRIMENTO DOS ITENS 1 E 12G DO CPC 01 (R1)
310.
A Nota Técnica 2018 reiterou que, por ocasião da elaboração das
demonstrações financeiras de 31.12.2014, a Petrobras decidiu por retirar da UGC
Refino o 2o trem de refino da RNEST e o Comperj, em função da decisão de paralisar a
construção desses empreendimentos.
311.
Esse procedimento contábil foi referendado pelo Parecer Contábil 2015, que
versou sobre algumas práticas contábeis adotadas naquelas demonstrações financeiras e
considerou correta a decisão da Petrobras de excluir as unidades paralisadas UGC
Refino a partir de 31.12.2014, apontando que, em caso contrário, “poderia ocorrer de
fluxos de caixa de unidades de refinaria em operação poderem encobrir a provável
perda inserida nessas refinarias com construção paralisada. (...) Procura a Companhia
evitar a contaminação das consequências das paralisações comentadas, preferindo
reconhecer, à parte, os potenciais prejuízos adicionais (fora sobrepreços) dessa
paralisação. Inclusive porque elas estão sob um foco todo especial da administração”.
312.
Conforme requerido pelo item 7357 do CPC 01 (R1), as mudanças havidas
na UGC Refino e as respectivas motivações foram divulgadas na Nota Explicativa
14.1.1(a) das demonstrações financeiras de 31.12.2014.
313.
O 1o trem de refino da RNEST, por sua vez, não foi afetado pela paralisação
dos outros projetos e permaneceu na UGC Refino, tendo sido testado de forma agrupada
às demais refinarias pois não foi identificado, nos termos do item 72 do CPC 01 (R1),
qualquer evento significante que pudesse alterar o entendimento quanto à
impossibilidade de apuração do valor recuperável daquele ativo de forma individual.

57 CPC 01 (R1). Item 73. Se a entidade determinar que um ativo pertence a uma unidade geradora de
caixa diferente da que pertencia em períodos anteriores, ou que os tipos de ativos agrupados na unidade
geradora de caixa tenham mudado, o item 130 requer divulgações acerca da unidade geradora de caixa se
uma perda por desvalorização for reconhecida ou revertida para essa unidade geradora de caixa.

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314.
Em vista disso, a alegação da SEP de que relatórios internos indicavam a
presença de custos afundados referentes ao empreendimento que poderiam suplantar as
baixas por impairment reconhecidas para o 2o trem de refino não justificariam ou
permitiriam a realização de um teste individual para o 1o trem de refino, quanto mais o
reconhecimento efetivo de perda para esse ativo de forma isolada. De acordo com os
requerimentos do CPC 01 (R1), qualquer perda teria que ser avaliada para a UGC
Refino.
315.
Dessa forma, não teriam sido descumpridos os itens 1 e 12g do CPC 01
(R1).
316.
Sobre a inclusão de um prêmio de risco para os projetos postergados na taxa
de desconto utilizada no teste de impairment individual do 2o trem de refino da RNEST,
contestado pelo termo de acusação, pois nos testes anteriores não teria havido essa
diferenciação, a Nota Técnica 2018 explicou que as postergações anteriores não teriam
sido da construção do ativo, mas de sua data de entrada em funcionamento, que não
justificavam alterações na UGC Refino e a inclusão de prêmio de risco adicional para
projeto postergado.
317.
Por fim, quanto à suposta falta de sinergia do 1o trem de refino da RNEST,
baseada na relação entre sua capacidade de produção e seu ativo imobilizado, também
apontada pelo termo de acusação, a Nota Técnica 2018 remeteu aos argumentos já
apresentados anteriormente
VI.2.3.
PARECER CONTÁBIL 2018 (DOC. SEI XXXX, FLS. XXXX)
318.
O parecer discorre sobre o conceito de unidade geradora de caixa,
apontando, inicialmente, que o conceito econômico que embasa os testes de impairment
é que os resultados futuros de um ativo devem ser superiores ao seu custo e que, nesse
sentido, ao final do período de reporte, havendo indícios de perda de valor, essa
possibilidade deve ser verificada por meio do teste e, eventualmente, a perda por
impairment deve ser reconhecida.
319.
No caso da Petrobras, os resultados futuros utilizados nos testes são os
fluxos de caixa decorrentes do uso de seus ativos ao longo de sua vida útil. Porém, em
termos econômicos e gerenciais, não faria sentido testar cada um dos ativos
individualmente, pois muitos deles “trabalham em conjunto” para gerar caixa. Por
prever essa hipótese é que o CPC 01 (R1) traz o conceito de UGC, que agrega um grupo
de ativos. Elas é que serão objeto dos testes de impairment e não os ativos individuais,
devendo os indicativos de perda de valor recuperável avaliados pela entidade serem
relativos à UGC. A presença de um indicativo de perda relacionado somente a um ativo
individual não seria, obrigatoriamente, razão para se testar a UGC, não podendo ser

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confundidos os dois conjuntos de indicadores de perda, como a SEP teria feito no caso
da UGC Refino e dos ativos que a compõem.
320.
O parecer menciona as informações sobre a UGC Refino divulgadas na
Nota Explicativa no 4.2, das demonstrações financeiras de 31.12.201358, bem como as
explicações fornecidas pela Petrobras à SEP, na Nota Técnica 2016 e no Parecer
Contábil 2015, a respeito da metodologia de gestão integrada de seu parque de refino e
sobre o fato de a UGC Refino refletir essa forma de gestão. Nesse sentido, o parecer
chama a atenção para a seguinte conclusão trazida pelo item 62 do termo de acusação,
baseada nas mencionadas informações, de que “não foram vislumbrados elementos que
caracterizassem como inadequada a abordagem de unidade geradora de caixa única
para a “UGC Refino” utilizada pela administração da Companhia”, concluindo que
teria havido a concordância da SEP com a prática da Petrobras de agregar suas
refinarias em uma UGC.
321.
Em relação a ausência de teste de impairment da RNEST em 2010, o
parecer reporta-se aos argumentos apresentados pelas Notas Técnicas da Petrobras no
sentido de que a ausência de aportes da PDVSA apenas afetaria a participação desta
última no empreendimento e de que os aumentos de custo foram considerados e, mesmo
assim, não impactariam o suficiente para indicar impairment.
322.
Quanto a 2011, havia ainda a expectativa de participação da PDVSA, junto
com a Petrobras, na RNEST, que havia sido projetada para processar o petróleo de
ambas as empresas, a ser refinado em dois trens de refino distintos (trem 1 e trem 2),
pois eram óleos de diferentes características. Com isso, a RNEST teria uma estrutura de
refino largamente independente das outras refinarias da Petrobras, pois os interesses da
PDVSA teriam que ser levados em conta na gestão da refinaria. Devido a esses fatores,
ela foi testada para impairment em 2011 de forma independente.
323.
A partir de 2012, porém, ocorreu a definitiva frustração quanto à entrada da
PDVSA no empreendimento e, dessa forma, a Petrobras assumiu o controle financeiro e
operacional da RNEST, passando a arcar com seu custo integral. Em seguida, fez a sua
incorporação societária, procedendo, também, a mudanças na forma de operação da
refinaria.
324.
A consequência contábil desses fatos teria sido a inclusão da RNEST na
UGC Refino a partir de 2012, mesmo com problemas de prorrogação e custos maiores
que os inicialmente estimados, pois, como mencionado, a Companhia seguia uma
política de utilização das refinarias de forma integrada. De acordo com o parecer, esta
inclusão e os consequentes testes de impairment conjuntos do parque de refino, em
2012 e 2013, significam que foi dado um tratamento homogêneo ao problema, pois os

58 V. Notas 12 e 33 supra.

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ativos que seriam operados de forma isolada, e até 2011 eram testados individualmente,
passaram a ter sua operação planejada de forma integrada a outros ativos e, nesse
sentido, começaram a serrem testados em conjunto.
325.
A respeito de a RNEST ainda estar em construção naquele período, o
parecer defende que o item 42 do CPC 01 (R1) é claro em dizer que tais ativos também
têm seu valor em uso calculado e não são excluídos da UGC por estarem nessa fase,
bastando que se incluam nos fluxos de caixa futuros as saídas de caixa necessárias para
que a construção termine, além das entradas de caixa após a sua entrada em operação.
326.
Quanto às eventuais postergações e atrasos em obras, em que não há a
paralisação completa das atividades de construção e sim um aumento de seu perfil
temporal, o parecer alega que os fluxos de caixa futuros e o consequente valor presente
líquido são afetados, mas com certa previsibilidade, sem necessariamente justificar a
exclusão do ativo da UGC a que pertence.
327.
Diferente seria o caso de uma paralisação completa ou substancial da
construção do ativo, que afetaria significativamente o seu perfil de risco e justificaria,
segundo o parecer, a sua exclusão da UGC, passando a ser tratado como ativo
individual. Com isso também se impediria que fluxos de caixa de ativos em operação
encobrissem eventuais perdas que os ativos paralisados possam ter, assim como evitaria
a contaminação da UGC pela paralisação de alguns ativos, cujos eventuais prejuízos
seriam reconhecidos à parte.
328.
Portanto, em 2014, a aplicação homogênea pela Petrobras de sua política
contábil nos testes de impairment justificaria a manutenção do 1o trem de refino da
RNEST na UGC Refino, e o exposto acima justificaria a exclusão do 2o trem de refino,
pois houve a paralisação completa de sua construção e não meramente uma postergação
de sua entrada em operação. Portanto, as duas decisões tomadas me 2014 não teriam
sido arbitrárias, mas fundamentadas.
329.
Em relação ao Comperj, o parecer, de forma similar, argumenta que, quando
os valores se tornaram materiais, em 2011, seus ativos foram agregados à UGC Refino,
em vista da integração de seu projeto ao restante do parque de refino, situação mantida
em 2012 e 2013, em função da aplicação homogênea e consistente da política contábil
da Petrobras em relação aos testes de impairment.
330.
Já em 2014, com a paralisação de suas obras, o Comperj foi excluído da
UGC Refino pelos mesmos motivos expostos acima, para o 2o trem de refino da
RNEST.
331.
Sobre a alegação da SEP de que em 2013 a Petrobras previu uma margem,
bruta positiva, quando as margens teriam sido negativas em 2011 e 2012, o parecer
defendeu que o fundamental seria a análise, não da margem, mas de seus dois
componentes, ingressos e saídas de caixa.

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332.
Nesse sentido, as receitas realizadas em 2011 e 2012 foram maiores que as
projetadas, mas as despesas efetivas terminaram por ser maiores que as previstas,
levando às diferenças de margens. Não teria sido cometida, porém, qualquer
irregularidade, pois a Petrobras projetava a evolução dos preços de petróleo em linha
com as previsões de organismos internacionais, mas, por conta de fatores alheios ao
controle da Companhia, a tendência de baixa então prevista somente se concretizou a
partir de 2014.
333.
Por fim, o parecer contesta as alegações presentes no termo de acusação, de
que a Companhia teria efetuado os testes de impairment de RNEST e Comperj
utilizando-se de taxa de desconto menores que a utilizadas para aprovar a execução e
seguimento da construção desses empreendimentos, conforme documentos internos da
Petrobras anexados aos autos.
334.
De acordo com o parecer, esta última é a taxa de atratividade, utilizada
geralmente no momento de aprovação de um projeto ou de análise de alguma eventual
alteração ou expansão, de modo a assegurar que os fluxos de caixa esperados pagarão o
custo do capital de terceiros e remunerarão o capital próprio. Esta taxa, portanto, é
definida pela administração da empresa, que é livre para adotar as suas próprias
perspectivas quanto ao negócio, mesmo que diferentes das dos demais players do
mercado.
335.
A taxa de desconto para o impairment, por sua vez, é condicionada pelas
exigências do CPC 01(R1), que não permitem liberalidades, devendo ser observadas as
condições existentes no mercado na data do teste e no âmbito de atuação da entidade.
Daí que o pronunciamento recomenda o CMPC, que incorpora em seu cálculo
observações passadas e presentes do mercado, não se podendo utilizar taxas que
incorporem expectativas de oscilações futuras que não estejam contidas nas taxas atuais
de mercado.
336.
Ademais, para fins de impairment, o valor presente dos fluxos de caixa
futuros é comparado com os custos já incorridos, com os valores já contabilizados,
inclusive os custos afundados que, não obstante, de acordo com o parecer, não teriam
importância na análise dos efeitos da taxa de atratividade.
337.
Nesse sentido, uma empresa poderia decidir pela execução de um projeto
porque acredita, por análises próprias sobre o custo futuro do capital próprio, que a taxa
de atratividade será atingida, mas ser obrigada a reconhecer, em seguida, uma perda por
impairment pelo fato de as taxas de mercado não incorporarem sua previsão. Ou, ao
contrário, concluir que a taxa de atratividade não será atingida, mas, mesmo assim, o
teste de impairment não levar a reconhecimento de perda.
338.
A taxa de atratividade e a taxa de desconto para fins de impairment seriam,
portanto, segundo o parecer, essencialmente diferentes.

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VI.2.4.
INFRAÇÕES À LEI No 6.404/1976) E À INSTRUÇÃO CVM No 480/2008
VI.2.4.1.
MEMBROS DA DIRETORIA
(1) José Gabrielli, Diretor Presidente (31.12.2010 e 31.12.2011)
339.
José Gabrielli afirma que a elaboração dos testes de recuperabilidade seria
responsabilidade do Diretor Financeiro e de Relações com Investidores e do diretor
responsável pela área de negócios pertinente, com o auxílio da área contábil da
Companhia, sendo, ademais, submetida à revisão da auditoria independente.
340.
Ressalta existir manual de procedimento para as áreas técnicas responsáveis
pela realização dos testes, não cabendo a ele, como Diretor Presidente, estimar taxas e
refazer todos os procedimentos contábeis da Companhia, principalmente os relativos a
apurações de valor de recuperabilidade de ativos.
341.
Sobre a acusação de falta de dever de diligência, colaciona doutrina no
sentido de que a lei não exige habilitação profissional para o cargo de administrador e
de que não se pode requerer dele, como regra, conhecimentos periciais, sendo padrão
que ele seja apenas um generalista com capacidade de tomar decisões e supervisionar a
sociedade.
342.
Defende, assim, que fez uso dos técnicos disponíveis na Companhia e
submeteu os dados e os testes de recuperabilidade de ativos à auditoria independente, e
que a visão da SEP de que havia elementos a mais a serem considerados se insere no
campo da discricionariedade permitido por uma norma que estabelece padrões de
conduta, como o CPC 01 (R1).
343.
Acrescenta que a manifestação dos auditores independentes, em que podia
confiar no tocante às questões contábeis, conforme manifestações da CVM59, foi no
sentido de que nada havia a ser ressalvado nas demonstrações financeiras de 31.12.2010
e 31.12.2011.
344.
Alega que o termo de acusação, apesar de consignar, em seu item 38, “que
não fazem parte do escopo deste processo os atos de gestão praticados por
administradores por conta das tomadas de decisão acerca dos investimentos em
refinarias”, a seguir, nos itens 99 a 141, faz juízos de valor sobre as decisões da
Companhia e tece comentários acerca da adequação ou não do empreendimento
RNEST.
345.
Segundo afirma, a SEP pesquisou todos os documentos possíveis para
defender que o procedimento adotado peia Companhia foi inadequado, mas que é difícil

59PAS CVM no 03/1997, Voto do Diretor Luiz Antônio Sampaio Campos, j. 9.9.2004.

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proceder à remontagem da avaliação de um cenário em vigor nos anos de 2010 e de
2011, colacionando, nesse sentido, Voto do Diretor Marcos Pinto no PAS CVM no
08/2005, onde se diz que "(í) o administrador está em melhor posição para decidir em
prol do interesse da companhia do que a CVM; (ii) o reexame de decisões negociais
pela CVM pode desencorajar a assunção de riscos inerentes à atividade empresarial e
levar a uma burocratização desnecessária do processo decisório; e (iii] os acionistas e
o mercado de trabalho já policiam a conduta dos administradores, recompensando os
diligentes e punindo os negligentes".
346.
José Gabrielli conclui dizendo que pautou sua atuação pelo devido
cumprimento de seus deveres de administrador, no estrito cumprimento da lei e do
estatuto, reafirmando não ser o responsável pela realização dos testes de
recuperabilidades, sobre os quais, ademais, em 2010 e 2011, não teria havido críticas ou
comentários nas discussões da administração, muito menos pelo mercado ou ainda pela
auditoria externa
(2) Almir Barbassa, Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
(31.12.2010, 31.12.2011, 31.12.2012 e 31.12.2013)
347.
Almir Barbassa descreve inicialmente a estrutura de governança e de
controles internos relacionados à preparação das informações contábeis da Companhia,
em especial as relativas aos testes de recuperabilidade, e à elaboração das
demonstrações financeiras,
348.
Ressalta que, em 30.4.2010, o Conselho de Administração atualizou e
aprovou o Plano Básico da Organização, previsto no artigo 29 do Estatuto Social da
Companhia, visando definir as diretrizes de organização, governança e gestão da
Petrobras, inclusive quanto a aspectos contábeis.
349.
No âmbito deste plano, foi criado o Comitê de Auditoria, formado por
conselheiros de administração independentes e com experiência em finanças,
contabilidade ou auditoria, com a função de assessorar o Conselho de Administração em
várias matérias, entre elas a análise e recomendação sobre questões relacionadas à
integridade dos informes econômico-financeiros consolidados, elaborados pela
Companhia com base nas práticas internacionais de contabilidade e à eficácia dos
controles internos, bem como supervisionar as atividades desempenhadas por auditores
internos e pela auditoria independente.
350.
O Plano Básico da Organização também prevê o Comitê Corporativo
Financeiro, diretamente ligado à área financeira comandada pelo defendente e na qual
comandava uma equipe de seis gerentes executivos, que, por sua vez, comandavam
inúmeros gerentes gerais e setoriais. Outra área prevista no plano é de Auditoria Interna,
que executa todas as atividades de auditoria interna e assessora a alta administração e os
órgãos de controle externos.

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351.
Anexa atas de reuniões do Comitê de Auditoria realizadas entre 2010 e
2014, em que os auditores independentes estavam presentes e foram questionados sobre
os trabalhos em andamento, ressaltando que os auditores registravam nas atas os pontos
sensíveis que deviam ser objeto de atenção da Companhia.
352.
Acrescenta que, por ser uma sociedade de economia mista, a Petrobras está
sujeita à fiscalização de vários órgãos estatais de controles internos, como TCU, CGU e
SFC.
353.
Especificamente em relação aos testes de recuperabilidade, aduz que as
versões então vigentes do Manual Financeiro (cap. 1.3 – Imobilizado e cap. 1.8
Investimentos), que anexa à defesa, atribuíam ao diretor responsável por cada área de
negócio a função de verificar se havia alguma indicação de que os respectivos ativos ou
conjunto de ativos teriam sofrido desvalorização.
354.
Não havendo indícios de desvalorização, cabia à referida área de negócios
formalizar o resultado da análise à contabilidade, justificando a não realização do teste
de impairment, ou, havendo tais indícios, apurar o valor em uso dos ativos e encaminhar
à contabilidade para comparação com o valor contábil e apuração do valor da perda ou
reversão.
355.
Somente ao final do exercício social é que a contabilidade faria o ajuste nas
demonstrações financeiras e daria ciência à Diretoria Financeira da existência de
eventual perda por impairment. Alega, dessa maneira, que não participava de reuniões
ou de cálculos sobre testes de impairment, que era de responsabilidade das respectivas
áreas de negócio, apenas recebendo o resultado final comunicado pela contabilidade.
356.
Segundo o defendente, as demonstrações financeiras da Petrobras de
31.12.2010, 31.12.2011, 31.12.2012 e 31.12.2013, com ou sem teste de impairment,
teriam, portanto, sido elaboradas e aprovadas em conformidade com os artigos 176 e
177 da Lei no 6.404/1976, o Estatuto Social e os pronunciamentos contábeis aplicáveis,
posto que preparadas pelos contadores da Companhia, submetidas aos auditores
independentes, que não fizeram qualquer ressalva, examinadas pelo Conselho Fiscal e
pelo Comitê de Auditoria, aprovadas pela Diretoria Executiva, analisadas pelo Conselho
de Administração, fiscalizadas pelos órgãos públicos de controle e aprovadas pela
Assembleia Geral, não tendo sido identificados quaisquer sinais de alerta que levassem
a uma maior investigação desses órgãos.
357.
Almir Barbassa alega não ter descumprido com o dever de diligência
previsto no art. 153 da Lei no 6.404/1976, colacionando julgado da CVM60 que
preconiza que tal dever deve ser analisado face às circunstâncias particulares de cada
caso, e doutrina que defende que ele deve ser avaliado a partir do exame concreto dos

60 PAS CVM no RJ18/2008, Voto do Diretor Alexsandro Broedel Lopes, j. 14.2.2010.

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subdeveres que o conformam, quais sejam, os de se qualificar, administrar, informar,
investigar e vigiar.
358.
Nesse sentido, alega ter as qualificações que o cargo que ocupava exigia,
conforme currículo profissional e acadêmico que relaciona, e que exercia o subdever de
administrar sempre no interesse da Companhia.
359.
Sobre o subdever de se informar a respeito dos procedimentos empregados
nos testes de recuperabilidade, reafirma que a decisão sobre qual, quando e como
determinado ativo seria testado cabia à respectiva área de negócio, conforme
estabelecido pelas normas internas já mencionadas.
360.
Aponta que o administrador tem o direito de confiar na opinião de outra
pessoas assessores qualificadas – diretores, auditores, assessores internos -, desde que
não haja sinais que o levem a desacreditar nas informações e estudos fornecidos, não se
podendo exigir dele, nesses casos, uma maior investigação sobre o assunto nem que
esteja, dentro de seus deveres, o de investigar todos os atos de seus pares. Esta situação
seria mais evidente em uma sociedade do porte da Petrobras, com corpo técnico
numeroso e áreas de negócios separadas.
361.
Dessa forma, no tocante aos testes de impairment, alega ter confiado nos
documentos preparados pelas equipes técnicas da Companhia, cujos profissionais da
área de contabilidade possuíam elevada qualificação e estava sempre se atualizando,
inclusive em seminários internacionais, conforme documentação que anexa. Acrescenta
nesse sentido que a própria Companhia, após a apresentação do termo de acusação,
reafirmou em nota técnica a adequação dos procedimentos.
362.
Acrescenta que o tema impairment foi suscitado pela primeira vez somente
em reunião do Comitê de Auditoria de dezembro de 2013, quando o conselheiro de
administração M. C. fez críticas a respeito da abordagem da UGC Refino e da ausência
de testes individuais para RNEST e Comperj, mas a abordagem teria sido esclarecida na
própria reunião pelo presidente do Conselho de Administração. Na reunião do Conselho
de Administração de 21.3.2014, o assunto também foi discutido e esclarecido, e foi feito
constar, das demonstrações financeiras de 31,12.2013, nota explicativa sobre o tema.
363.
Defende não haver nos autos qualquer evidência de má-fé ou dolo de sua
parte, o que, segundo que doutrina e manifestação da CVM que colaciona61, afastaria a
aplicação de penalidades em processos disciplinares e deveria ser sopesado na
dosimetria de uma eventual penalidade, alegando que somente por desatenção ou
desconhecimento poderia ter permitido que as demonstrações financeiras da Companhia
tivesse sido elaboradas com erro ou violação a normas contábeis.

61 PAS CVM no RJ33/1998, Voto do Diretor Wladimir Castelo Branco, j. 20.7.2000.

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364.
Por fim, pede tratamento confidencial aos documentos anexos à defesa,
alegando serem de caráter sigiloso para a Companhia.
(3) Jorge Zelada, Diretor da Área Internacional (31.12.2010 e 31.12.2011)
365.
Jorge Zelada declara que as decisões tomadas por ele no âmbito da Diretoria
Executiva foram feitas com base em material e pareceres fornecidos pelos diretores
responsáveis pelas áreas as quais estavam vinculados os projetos da RNEST e do
Comperj, que eram altamente técnicos e tornavam inviável a análise de todos os seus
elementos, sob pena de burocratização do órgão e impossibilidade de tomada de
decisões em tempo hábil.
366.
Aduz, nesse sentido, que sendo tais projetos da área de abastecimento e
tratando-se de matéria eminentemente contábil, a responsabilidade por sua análise
pormenorizada e pela adequação de sua contabilização e reflexo nas demonstrações
financeiras seriam dos Diretores de Abastecimento e Diretor Financeiro, em cujas
decisões ele teria o direito de confiar, ao menos se houvesse erros grosseiros ou
decisões extremamente dissonantes.
367.
Em função disso, teria tomado decisões informadas, refletidas e
desinteressadas, que configuravam atos regulares de gestão, acrescentando que
obrigações a que se vinculam os gestores de sociedades regidas pela Lei no 6.404/1976
são tidas como de meio e não de resultado, não havendo obrigatoriedade de alcançar
determinados resultados almejados. Na mesma direção, invoca a “regra de decisão
empresarial”, que teria como fundamento básico a ideia de que os administradores, não
tendo agido contrariamente à lei ou ao estatuto social, e, dentro de suas atribuições, e
não tendo atuado com culpa ou dolo, não são passíveis de responsabilização por
irregularidades cometidas.
368.
Defende que a simples tomada de uma decisão que depois supostamente se
demonstrou equivocada, por ao final não gerar o resultado esperado, não pode ser tida
como violação ao dever de diligência disposto no art. 153 da Lei no 6.404/1976,
alegando que o termo de acusação buscou lhe atribuir essa falta ia e lealdade mera e
suposta irregularidade formal decorrente da decisão tomada pelos diretores.
369.
Dessa forma, não haveria que se falar em quebra do dever de diligência por
quem atuou conforme se pode esperar de um homem médio ao se deparar com questões
altamente complexas, nas quais não possui ingerência, e que, em função disso,
chancelou e corroborou a decisão emitida pelos diretores responsáveis diretamente pelos
projetos, como foi feito por todos os demais diretores integrantes da Diretoria Executiva
da Companhia.
370.
Acrescenta que a possibilidade de responsabilização do administrador por
ato praticado por terceiro depende, inicialmente, da comprovação de que o primeiro

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sabia das irregularidades praticadas pelos demais administradores, não estando
demonstrada nos autos conivência ou negligência com eventuais ilícitos perpetrados por
outros diretores. Tampouco poderia haver a responsabilização de administradores que
não foram responsáveis por elaborar as demonstrações financeiras, tampouco sabiam de
eventuais irregularidades constantes de tais documentos.
371.
Jorge Zelada colaciona manifestações da CVM no sentido de não se poderia
sancionar os administradores em sua integralidade, para além de sua esfera de
competência ou responsabilizar todos os administradores da Companhia em virtude de
irregularidade extremamente específica62. Assim, como na Petrobras, em que pese não
constarem do Estatuto Social, as competências executivas eram bem delineadas e de
conhecimento notório, ele não poderia ser responsabilizado por violação aos artigos 176
e 177, §3o, ambos da Lei no 6.404/1976, bem como aos artigos 14 e 26, I, da ICVM no
480/2009, pois não lhe cabia a elaboração das demonstrações financeiras referentes aos
projetos da RENEST e do Comperj, mas sim ao Diretor Financeiro, em cooperação com
o Diretor de Abastecimento.
372.
Aduz que a empresa de auditora independente KPMG, corroborou as
demonstrações financeiras apresentadas, tendo dado parecer no sentido de não existir
quaisquer indícios de irregularidades, e que o Conselho Fiscal da Companhia havia
dado parecer aprovando as demonstrações financeiras.
373.
Por fim, pleiteia a produção de prova oral, consubstanciada na oitiva pessoal
dos acusados, bem como de testemunhas, a serem arroladas no momento oportuno.
(4) Paulo Roberto Costa, Diretor de Abastecimento (31.12.2010 e
31.12.2011)
374.
Paulo Roberto Costa expõe que exerceu o cargo entre 2004 e 2012,
afirmando que a gestão da Petrobras, nos termos do art. 32 do Estatuto Social vigente à
época63, era feita por Diretoria Colegiada e a aprovação ou não das matérias a ela
submetidas seria decisão de todos os diretores, que seriam igualmente responsáveis por
todas as áreas. Nenhum diretor teria autonomia para contratar acima de um limite
mínimo de competência.

62 PAS CVM no RJ2015/1823, Voto do Diretor Gustavo Tavares Borba, j. 2.8.201; PAS CVM no 03/1997,
Voto do Diretor Luiz Antônio Sampaio Campos, j. 9.9.2004.
63 Art. 32: Cabe à Diretoria Executiva exercer a gestão dos negócios da Companhia, de acordo com a
missão, os objetivos as estratégias e diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração.

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375.
Frisa que os estudos técnicos e propostas de negócios que transitavam pelas
Diretorias Executivas contavam com o respaldo das áreas técnicas, nos termos do art.
34, parágrafo único, do Estatuto Social vigente à época64.
376.
Alega que o acompanhamento dos testes de impairment de RNEST e
Comperj e a elaboração das demonstrações financeiras, no tocante a esse ponto, eram de
responsabilidade da Diretoria Financeira e das Gerências Executivas de Estratégia
Corporativa e de Abastecimento, e que as demonstrações financeiras eram assinadas
pelo Diretor Presidente e pelo Diretor Financeiro.
377.
Conclui dizendo que não seria seu o dever de cuidado e diligência em
relação à matéria, não tendo sido responsável, portanto, pela não elaboração do teste de
impairment da RNEST em 2010 e pelos procedimentos empregados na elaboração dos
testes de impairment de RNEST e Comperj em 2011.
378.
Por fim, protesta por todos os meios de prova admitidos em direito,
especialmente os documentais, periciais, inquirição de testemunhas e depoimento
pessoal do defendente.
(5) Graça Foster, Diretora de Gás e Energia (31.12.2010 e 31.12.2011) e
Diretora Presidente (31.12.2012 e 31.12.2013), Guilherme Estrella, Diretor
de Exploração e Produção (31.12.2010 e 31.12.2011), José Formigli,
Diretor de Exploração e Produção (31.12.2012 e 31.12.2013), José Alcides,
Diretor de Gás e Energia (31.12.2012 e 31.12.2013) e José Figueiredo,
Diretor de Engenharia, Tecnologia e Materiais (31.12.2012 e 31.12.2013)
(em conjunto “Graça Foster e Outros”)
379.
Graça Foster e Outros defendem, inicialmente, a metodologia de integração
de refinarias em UGC única, que seria utilizada desde a década de 90 e nunca objeto de
questionamento, apontando que a Acusação não contestou a metodologia mas entendeu,
erradamente, que a RNEST e o Comperj teriam que ter sido avaliados individualmente.
380.
Sobre as acusações de descumprimento do CPC 01 (R1), valem-se dos
argumentos presentes nas notas técnicas da Companhia e nos pareceres contábeis, acima
relatados.
381.
Alegam nunca terem sido responsáveis pela área de refino da Petrobras nem
pela elaboração de suas c e que, especialmente em uma sociedade do porte da Petrobras,
não poderia haver responsabilidade solidária entre os diretores por todas as atividades
da Companhia, pois cada área exigiria conhecimentos específicos.

64 Art. 32, parágrafo único: As matérias submetidas à apreciação da Diretoria Executiva serão instruídas
com as manifestações da área técnica, do Comitê de Negócios, e ainda do parecer jurídico, quando
necessários ao exame da matéria.

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382.
Contestam, nesse sentido, a imputação de responsabilidade pelo
descumprimento do CPC 01 (R1) e pelas infrações à Lei no 6.404/1976 a todos os
membros da Diretoria, apontando em acréscimo que o termo de acusação foi
contraditório, pois no tocante ao teste de impairment da UGC Refino de 31.12.2012,
delimitou a responsabilização somente ao Diretor Financeiro e ao Diretor de
Abastecimento.
383.
Alegam nunca terem sido responsáveis pela área de refino da Petrobras nem
pela elaboração de suas c e que, especialmente em uma sociedade do porte da Petrobras,
não poderia haver responsabilidade solidária entre os diretores por todas as atividades
da Companhia, pois cada área exigiria conhecimentos específicos.
384.
Contestam, nesse sentido, a imputação de responsabilidade pelo
descumprimento do CPC 01 (R1) e pelas infrações à Lei no 6.404/1976 a todos os
membros da Diretoria, apontando em acréscimo que o termo de acusação foi
contraditório, pois no tocante ao teste de impairment da UGC Refino de 31.12.2012,
delimitou a responsabilização somente ao Diretor Financeiro e ao Diretor de
Abastecimento.
385.
Aduzem que, apesar de o Estatuto Social da Companhia não endereçar as
atribuições específicas de cada Diretoria, o Plano Básico da Organização, previsto no
estatuto, define as áreas de atuação interna de cada uma e prevê especialização dos
titulares, cabendo ao Diretor Financeiro a responsabilidade pela elaboração das
demonstrações financeiras e ao Diretor de Abastecimento pela avaliação do eventual
impairment dos ativos de refino.
386.
Dessa forma, as atribuições de cada Diretoria, devidamente relacionadas no
Plano Básico da Organização, que anexam à defesa, não poderiam ser ignoradas quando
da avaliação de eventual responsabilidade de diretores, entendimento que estaria
corroborado por doutrina, que colaciona, no sentido de que, omisso o estatuto, as
atribuições individuais de cada diretor, descritas em organogramas internos e que tais,
devem ser respeitadas, em sede de apuração de responsabilidades.
387.
Na mesma direção, Graça Foster e Outros colacionam manifestações da
CVM com o entendimento de que diretores que não são responsáveis pela elaboração de
demonstrações financeiras não poderiam ser responsabilizados por questões de ordem
estritamente contábil65.
388.
Acrescentam que, com exceção do Diretor Financeiro, os membros da
Diretoria somente tinham acesso às demonstrações financeiras na véspera da reunião do
Conselho de Administração que as iria apreciar, e as analisavam com as informações de

65 PAS CVM no RJ2015/1823, Voto do Diretor Gustavo Tavares Borba, j. 2.8.201; PAS CVM no 09/2003,
Voto do Diretor Wladimir Castelo Branco, j. 25.1.2006.

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que tinham conhecimento, entre as quais não se incluíam premissas e detalhes
específicos de testes de impairment, que eram de responsabilidade de cada Diretoria
específica.
389.
Nesse sentido, alegam que os cálculos e premissas utilizados nos testes de
impairment, atividade eminentemente técnica, ficavam adstritos às áreas de negócio
respectivas, que detinham a expertise para a tarefa – no caso dos ativos de refino, a
Diretoria de Abastecimento –, sendo os resultados enviados à área financeira, para a
elaboração das demonstrações. Não poderiam os outros diretores, portanto, serem
responsabilizados por questões atinentes a outras áreas, em cujos procedimentos eles
possuíam o direito de confiar.
390.
Acrescentam que a metodologia de integração de refinarias em UGC única
somente foi questionada em dezembro de 2013 pelo conselheiro de administração M.
C., que teria por prática não aprovar os temas colocados em pauta, ocasião em que
Guilherme Estrella, José Formigli, José Alcides e José Figueiredo não mias integravam
a Diretoria executiva.
391.
Segundo Graça Foster, em 2014, após a deflagração da Operação Lava Jato
e todos os reflexos dela sobre a Companhia, que resultaram, inclusive no atraso da
divulgação das demonstrações financeiras do exercício e na paralisação e
reconhecimento de impairment na RNEST e Comperj, assinou, na qualidade de Diretora
Presidente, o DIP 12/2005, de 2.2.2015, determinando que a partir dessa data os
diretores passassem a detalhar à Diretoria Executiva os procedimentos de impairment
dos ativos de suas áreas de negócios. A defendente alega que este ato comprovaria a
diligência que empregava no exercício de suas atribuições.
392.
Graça Foster e Outros colacionam manifestação da CVM no sentido de que
o dever de diligência é atendido quando o administrador toma uma decisão informada,
ou seja, baseada nas informações razoavelmente necessárias para tomá-la66. Nesse
sentido, arguem o direito de confiar e se basear em opiniões e trabalhos de terceiros, a
menos que se verifiquem algum fato ou sinal de alerta que os faça suspeitar da
existência de alguma irregularidade.
393.
Aduzem, nessa direção, que não se se exige dos administradores perícia
contábil, entendimentos sedimentados na doutrina e na jurisprudência da CVM67, bem
como na doutrina e prática societária estadunidense. Isto se daria, em especial para um
assunto técnico como o do teste de impairment, sobre o qual não se poderia exigir dos
administradores que não fossem da área pertinente, no caso a de refino, o conhecimento

66 PAS CVM no RJ2005/1443, Voto do Diretor Pedro Marcílio, j. 10.5.2006.
67 PAS CVM no 25/2003, Voto da Presidente Maria Helena Santana, j. 25.3.2008; PAS CVM no 03/1997,
Voto do Diretor Luiz Antônio Sampaio Campos, j. 9.9.2004; PAS CVM no RJ2002/1173, Voto do Diretor
Luiz Antônio Sampaio Campos, j. 2.10.2003.

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das ferramentas e dados necessários para avaliar a correção dos procedimentos
adotados, ressaltando que técnicos das Diretorias Financeira e de Abastecimento
participavam das reuniões da Diretoria Executiva e do Conselho de Administração que
apreciavam as demonstrações financeiras da Companhia, prestando os esclarecimentos
necessários.
394.
Na mesma direção, não houve qualquer sinalização dos auditores externos
ou ressalva dos conselheiros fiscais quanto a ausência de regularidade desses
procedimentos nem algum outro sinal de alerta que os levasse a investigar o assunto,
frisando Graça Foster que, quando esses sinais surgiram, em 2014, fez constar do
mencionado DIP 12/2005 novas exigências para a avaliação de impairment pela
Diretoria Executiva. Ressaltaram que, mesmo após a apresentação do termo de
acusação, a Companhia preparou nota técnica defendendo os procedimentos contábeis
adotados, os quais continuam sendo empregados.
395.
Aduzem ser pacífico na doutrina que as normas contábeis são passíveis de
interpretação e que as avaliações de balanço são elásticas, não se devendo reprimir
estimativas que, mesmo que discutíveis, sejam compatíveis com as normas aplicáveis,
mas apenas as valorações que as violem de modo evidente e controverso.
396.
Alegam não existir o direito de desconfiar, como, a seu sentir, a Acusação
lhes estaria impondo, independentemente de qualquer sinal de alerta, pois isso geraria
um clima de devassa e desconfiança entre os administradores, cuja divisão de trabalho,
ao contrário, pressupões uma delegação recíproca de confiança.
397.
Por fim, Graça Foster e Outros alegam que, na eventualidade de uma
responsabilização, não poderia haver diferentes condenações para cada exercício, pois
as avaliações de impairment e seu reflexo nas demonstrações financeiras configuraram
uma prática continuada e não de nova irregularidade por exercício, nos termos de
doutrina e jurisprudência penal que colacionam, e manifestação da CVM68.
(6) José Cosenza, Diretor de Abastecimento (31.12.2012 e 31.12.2013)
398.
José Cosenza inicialmente destaca que, devido a sua consolidada
experiência profissional, pôde apresentar soluções criativas e melhorias aos projetos da
UGC Abastecimento, incluindo a RNEST e o Comperj.
399.
Esclarece que o declínio do preço do óleo Brent, associado à apreciação do
dólar americano, à baixa do real, à contenção dos preços dos derivados e ao menor
consumo ocasionado pela grave crise econômica do país, impactaram os resultados e

68 PAS CVM no RJ2010/11352, Voto do Diretor Otávio Yazbek, j. 28.2.2012; PAS CVM no
RJ2006/5136, Voto do Diretor Sérgio Weguelin, j. 4.11.2008; PAS CVM no RJ2006/8572, Voto do
Diretor Otávio Yazbek, j. 16.3.2010; PAS CVM no RJ2007/8109, Voto do Diretor Sérgio Weguelin, j.
7.10.2008; PAS CVM no RJ2000/6479, Voto do Diretor Luiz Antônio Sampaio Campos, j. 5.6.2003.

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previsões da Companhia. Afirma que essa circunstância é verificada, inclusive, pelos
indicadores de endividamento líquido da Companhia, previstos e realizados, entre os
exercícios de 2013 e 2015.
400.
Nesse cenário, a Companhia decidiu paralisar os projetos que demandavam
grandes investimentos, tendo a Diretoria de Abastecimento optado por estagnar o
Comperj e o 2o trem de refino da RNEST por conta da grande redução do mercado
interno de combustíveis. Dessa maneira, esses ativos foram retirados da UGC
Abastecimento e submetidos ao teste individualizado de impairment.
401.
Salienta, ainda, que essa decisão foi corroborada no Parecer Contábil 2018 e
atenta para o risco de análise de fatos a posteriori, afirmando que a conduta do
administrador deve ser examinada considerando o momento em que foi praticada e em
quais circunstâncias69.
402.
Aduz que as normas contábeis alertam para a inadequação da chamada
“percepção tardia”, citando, como exemplo, o parágrafo 5370 do Pronunciamento
Técnico CPC 23. De acordo com José Cosenza, a percepção posterior citada no
pronunciamento corresponde ao “hindsight” na norma internacional, que consiste na
percepção acerca da natureza de um evento depois que esse evento ocorreu.
403.
Afasta da apreciação de sua conduta, nesse sentido, informações, dados e
elementos que somente vieram a ser conhecidos em momento posterior à época dos
fatos.
404.
Alega como preliminar a ausência de individualização dos atos por ele
praticados. Afirma que a referência à “administração” na peça acusatória é muito vaga,
inferindo que a acusação foi feita pelo simples fato de ocuparem determinados cargos
na Companhia, o que implicaria em hipótese de “culpa coletiva” e responsabilidade
objetiva.
405.
Defende, portanto, a necessidade de comprovação de culpa própria concreta
e individual para fins de responsabilização por infração disciplinar. Sustenta que, no
caso em tela, as irregularidades apontadas são genéricas e não apresentam nexo causal
entre a conduta do agente e o tipo regulamentar que se pretende enquadrá-lo,
consistindo em acusações abstratas e, consequentemente, ineptas.
406.
Acrescenta que a Constituição Federal consagra em seu texto normativo o
princípio da presunção de não-culpabilidade, de tal forma que é entendimento unânime

69 PAS CVM no SP2001/0725, Voto do Diretor Luiz Antonio de Sampaio Campos, j. 13.03.2003.
70 53. Não se deve usar percepção posterior ao aplicar nova política contábil ou ao corrigir erros
atribuíveis a período anterior, nem para fazer suposições sobre quais teriam sido as intenções da
administração em período anterior, nem para estimar os valores reconhecidos, mensurados ou divulgados
em períodos anteriores

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que a infração disciplinar deve se fundamentar na culpa própria concreta e individual
para ensejar a aplicação de penalidades.
407.
Aduz que, no âmbito do direito administrativo sancionador, não há qualquer
hipótese de culpa presumida, devendo esta ser comprovada. Nessa direção, afirma que
não se logrou comprovar, nos autos do presente PAS, evidência que comprove sua
atuação falha.
408.
Destaca que, mesmo diante do suposto silêncio do Estatuto Social acerca de
atribuições específicas de cada Diretor, a Diretoria não pode ser considerada como um
órgão de natureza colegiada. Ainda assim, afirma que a própria Acusação se referiu aos
diretores com designação específica, indagando-se de onde teria surgido essa indicação.
409.
Argui que, mesmo que as atribuições individualizadas dos membros da
Diretoria Executiva não estivessem disponíveis à época dos atos supostamente
praticados, a penalidade somente pode ser aplicada se fundamentada na culpa de cada
indiciado, não podendo prescindir do elemento intencional do ato ilícito71.
410.
Conclui a esse respeito afirmando que a Acusação é híbrida, visto
estabelecer, concomitantemente, culpa própria e individual quando da acusação por atos
praticados na qualidade de Diretor de Abastecimento e “culpa coletiva” por integrar a
administração da Companhia.
411.
No mérito, José Cosenza, de início, esclarece que a Diretoria de
Abastecimento desempenha papel primordial para a consecução de um dos objetivos
principais da Companhia, qual seja o abastecimento do mercado brasileiro de derivados
do petróleo ao menor custo possível.
412.
Reitera o descrito na 1a Nota Técnica, afirmando que a estratégia integrativa
da Petrobras tem por objetivo abastecer o mercado interno através da otimização do
conjunto de refinarias. Assim, afirma que as refinarias não tem autonomia para escolher
o petróleo processado, tampouco o mix de derivados e seus mercados de destinos.
413.
José Cosenza também elucida quanto à governança e ao processo decisório
da sede da Companhia. Informa, nesse sentido, que as matérias que eram submetidas à
apreciação da Diretoria Executiva eram instruídas com manifestações da área técnica,
de comitês especializados criados para determinados assuntos e de parecer jurídico.
Quando necessário, aduz que era apresentado, ainda, documentos adicionais.
414.
Com relação às demonstrações financeiras, sustenta que eram discutidas em
diversas oportunidades até que contivessem um grau de maturidade para que fossem
deliberadas. Nessas ocasiões, eram feitas apresentações pelas áreas técnicas da
Companhia que levantavam os principais pontos para conhecimento dos Diretores.

71 PAS CVM no 16/200, Voto do Diretor Relator Wladimir Castelo Branco Castro, j. 05.12.2002.

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415.
Alega, por conseguinte, ter cumprido com o dever de diligência, visto ser
irrazoável a afirmação de que decidiram de forma desinformada, irrefletida e leviana.
Argui que nenhum Diretor se esquivou de apreciar a matéria que lhes era submetida sob
o fundamento de desconhecimento, tendo todos procurado se informar sobre assuntos
que requeriam maior conhecimento técnico.
416.
Salienta que a integração entre as áreas de atividades da Companhia era
essencial para o alcance do objetivo de suprir, ao menor custo possível, o mercado
brasileiro com os derivados do petróleo. Assim, a área de Abastecimento trabalhava
com o conceito de unidade geradora de caixa, conceito que engloba ativos logísticos
primários, refinarias, ativos logísticos secundários e recepção de petróleo,
processamento e entrega com objetivo de otimizar esse parque como um todo.
417.
Defende que a administração da Companhia era o melhor órgão para
realizar os julgamentos e estimativas do que era parte integrante das demonstrações
financeiras, visto conhecer com rigor os negócios e atividades da Petrobras.
418.
Afirma que, antes mesmo de ocorrer um movimento de convergência
contábil do Brasil aos padrões internacionais por intermédio da Lei no 11.638/2007, a
Petrobras já era familiarizada com os conceitos de UGC e teste de impairment. A UGC,
assim, já era utilizada desde então, de forma que todo projeto novo da área de
Abastecimento que fosse submetido ao comando da Petrobras era incluído nessa
unidade.
419.
Acrescenta que, caso o ativo contasse com participação de um terceiro, este
era administrado de forma individual, visto faltar o requisito básico à sua integração na
UGC, qual seja a operação conjunta entre os ativos.
420.
Aduz que o VPL de um projeto de uma refinaria é diferente do teste de
impairment que leva em consideração a integração dos ativos de refino e dos ativos de
logística. No presente caso, a perda reconhecida em um teste de impairment pode ser
posteriormente revertida em um novo teste realizado.
421.
Contesta, portanto, a tese de que uma piora do VPL é sinal de alerta para a
administração efetuar o teste de impairment, bem como de que as referências à TMA
era um sinal de alerta para a eventual perda de recuperabilidade. Menciona a opinião
proferida no Parecer Contábil 2018 que afirma que a taxa de atratividade é a taxa
fundamental de quando se decide pelo projeto, sendo a administração da Companhia
livre para considerar todas as perspectivas futuras.
422.
Salienta que a taxa de desconto para fins de impairment está vinculada às
exigências do Pronunciamento Técnico CPC 01, as quais devem ser as mais objetivas
possíveis prevalecentes no mercado na data do teste e no âmbito de atuação da entidade
que aplica esse teste.

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423.
Nos testes de impairment, há uma comparação dos valores calculados como
valor presente dos fluxos de caixa futuros com os custos já incorridos, já que a
comparação se dá com valores contabilizados. Os “custos afundados” não interessam
para análise dos efeitos da taxa de atratividade, mas são vitais para o teste de
impairment.
424.
Destaca que a estrutura de UGC era utilizada pela Petrobras desde a década
de 80, sendo a UGC definida como o menor grupo identificável de ativos que gera
entradas de caixa, entradas essas que não são em grande parte independentes das
entradas de caixa de outros ativos ou outros grupos de ativos. Nessa direção, afirma que,
a fim de abastecer o mercado brasileiro ao menor custo possível, a Petrobras optou por
esse modelo de negócios, visto ser racional, funcional e economicamente eficiente.
425.
No caso vertente, as entradas de caixas propiciadas pela RNEST e pelo
Comperj não eram independentes das entradas de caixa de outros ativos ou grupo de
ativos da UGC Abastecimento, o que justificava a sua inclusão nessa unidade.
426.
Especificamente quanto à RNEST, sustenta que a realização de teste de
impairment individualizado no exercício anterior de 2011 foi justificada pela
participação da empresa PDVSA, com quem ajustes acertados exigiam modelo de
negócios distinto.
427.
Salienta que a própria CVM aceitou a utilização de UGC única para fins do
teste de impairment para a área de Abastecimento – Refino, transcrevendo trecho da
peça acusatória em que se afirma não ter se vislumbrado elementos que caracterizassem
como inadequada a abordagem de unidade geradora de caixa única.
428.
Afirma que, mesmo com a existência de indicativos de perda de
recuperabilidade, a RNEST e o Comperj não podiam ter seus valores recuperáveis
testados isoladamente, pois integravam a UGC. Sendo assim, a UGC como um todo
teve efetivamente seu valor testado.
429.
Com relação à conduta omissiva acerca do teste de impairment para as
demonstrações financeiras de 31.12.2012, alega inicialmente que não cabe aos Diretores
aprovar as demonstrações financeiras, independentemente de suas atribuições
específicas, conforme previsto no art. 176 da Lei no 6.404/76. Acrescenta, ainda, que as
demonstrações financeiras devem observar o item 34 do Pronunciamento Técnico CPC
01 (R1).
430.
Com base nesses dispositivos, aduz que cabe aos Diretores a apreciação das
demonstrações financeiras para que estas estejam aptas a serem submetidas ao Conselho
de Administração, o qual, caso também conclua pela sua aptidão, as submeterá para
aprovação em Assembleia Geral Ordinária pelos acionistas. Dessa maneira, os
acionistas são os únicos com competência para aprovar ou não as demonstrações
financeiras.

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431.
Argumenta que, caso os Diretores entendam necessário, podem fazer algum
apontamento. Contudo, caso as demonstrações financeiras sejam consideradas
adequadas, não é exigido qualquer observação.
432.
Reitera que não cabe aos Diretores a elaboração das demonstrações
financeiras e, no caso específico da Petrobras, a Companhia dispunha de competente
equipe contábil, formada por profissionais extremamente especializados e qualificados.
433.
Considerando as Normas Básicas vigentes de 2010 a 2012 na Companhia e
a sua atribuição para avaliar anualmente se os ativos e/ou UGC Abastecimento
apresentavam indícios de perda ou reversão, José Cosenza afirma que era legítimo
depositar confiança nos experts responsáveis pela elaboração das demonstrações
financeiras, visto se tratar de matéria que exige conhecimento específico.
434.
Ressalta que, durante os exercícios sociais em que ocupou o cargo de
Diretor de Abastecimento, as demonstrações financeiras da Companhia jamais foram
objeto de ressalva ou ênfase.
435.
Quanto às projeções de fluxos de caixa para o exercício de 2013, afirma que
os fatores utilizados envolvem certo grau de incerteza, uma vez que não se pode
verificar com exatidão o que acontecerá no prazo futuro considerado. Fazendo menção à
2a Nota Técnica, afirma que a alegação da SEP de que os custos não teriam sido
repassados para preços dos produtos vendidos envolve as receitas realizadas e não as
receitas projetadas, não possuindo relação com o item 34 do Pronunciamento Técnico
01 (R1), o qual trata de projeções de fluxos e caixa futuros.
436.
Acrescenta que foram os desvios entre os custos realizados e os custos
projetados que causaram diferenças entre as margens projetadas e as margens
realizadas, concluindo, por fim, que as projeções eram baseadas em expectativas
racionais e em julgamentos neutros, bem como suportadas por instituições renomadas
que acreditavam que o preço do petróleo não teria razoes para permanecer acima do
patamar de US$100/bbl até o final da década de 2010.
437.
No que se refere ao teste de impairment de 2013, afirma que as evidências
objetivas apresentadas são as mesmas utilizadas com referência à data base de
31.12.2012. Realça, apenas, que uma nova evidência, qual seja a postergação sem data
definida para as Etapas 2 e 3, foi adicionada com relação ao Comperj, o que, segundo a
2o Nota Técnica, não consistiria em fato novo e significante capaz de justificar a
modificação da UGC no sentido de separá-la desses ativos.
438.
Por fim, José Cosenza tece comentários acerca do dever de diligência dos
administradores, notadamente quando da elaboração de demonstrações financeiras da

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Companhia. Nesse contexto, destaca que não consiste em infração ao dever de
diligência interpretações técnicas, per si, sobre as demonstrações financeiras72.
439.
Aduz que o dever de diligência constitui um standard de conduta que deve
ser verificado em cada caso concreto, sem excesso de escrúpulos e nem excesso de zelo.
440.
Salienta que a atividade de administração é uma obrigação de meio e não de
resultado, uma vez que o risco é inerente à atividade empresarial. Assim, não cabe aos
julgadores, por meio de um juízo posterior, interferir no mérito das decisões tomadas
pelos administradores, visto a impossibilidade de reproduzir as circunstâncias fáticas da
época da decisão. Destaca precedente que estabelece que, ainda que a questão seja
controvertida, deve-se analisar se o acusado observou o estatuto da Companhia a partir
de uma interpretação razoável das informações que lhes foram fornecidas73.
441.
Nessa direção, ressalta dois deveres anexos ao dever de diligência para o
exame do caso vertente, quais sejam o dever de se informar e o dever de investigar.
Afirma que o dever de se informar consiste na obtenção de informações no momento da
prática de determinado ato negocial que, considerando as circunstâncias de cada caso,
auxilia na tomada de decisão. O dever de se informar é limitado, não se exigindo,
portanto, o exame de cada uma das informações apresentadas.
442.
Sobre o dever de investigar, alega consistir no exame crítico das
informações que lhe são fornecidas a fim de verificar se elas são suficientes ou se
devem ser complementadas, impondo-se quando o administrador tiver conhecimento de
ato ou fato que o leve a suspeitar de algo irregular. Caso não exista sinais de alerta, o
administrador possui o direito de depositar total confiança nas informações que lhe são
apresentadas sob pena de engessar a atividade empresarial.
443.
Defende, nesse sentido, que lhe incumbia informar à contabilidade se havia
indicação de possível perda do valor recuperável dos ativos que compunham a UGC
Abastecimento, o que, contudo, não foi registrado para os exercícios findos em
31.12.2012 e 31.12.2013.
444.
Acrescenta que nem mesmo os contabilistas e auditoria externa
apresentaram ressalvas quanto às demonstrações financeiras, argumentando que a
Acusação apenas defende a realização dos testes de impairment de modo
individualizado a partir das descobertas posteriores.
445.
Alega que as evidências objetivas a que a Acusação se refere não
justificavam o teste de impairment individualizado dos ativos da UGC Abastecimento
por conta do modelo de negócios adotado pela Petrobras.

72 PAS CVM no 03/2007, Voto da Presidente Maria Helena Santana, j. 22.06.2010.
73 PAS CVM no 03/2007, Voto da Presidente Maria Helena Santana, j. 22.06.2010.

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446.
Conclui que, até meados de 2014, a situação da Companhia era sustentável
quanto ao endividamento, o que somente foi se alterar com a perda do grau de
investimento a partir da redução do óleo Brent, apreciação do dólar dos EUA perante o
real e defasagem dos preços internos dos derivados, obrigando a uma mudança de
estratégia de investimentos.
(7) Aldemir Bendine, Diretor Presidente (31.12.2014)
447.
Aldemir Bendine trata inicialmente do momento de sua posse como Diretor
Presidente, alegando que a Companhia passava por grandes perdas financeiras
decorrentes da corrupção interna.
448.
Nesse contexto, de modo a informar e assegurar confiança aos investidores,
divulgou, em prazo exíguo, o balanço do terceiro trimestre de 2014 em 22.04.2015, em
que se reconheceu ajustes no ativo imobilizado no total de R$50,8 bilhões em perdas,
sendo R$6,2 bilhões como baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente
referente ao resultado de terceiros trimestre de 2014, e R$44,6 bilhões referentes a
provisionamento por impairment.
449.
Destaca que a PwC aprovou os números apresentados, o que atestaria a sua
confiabilidade, visto se tratar de respeitada auditoria independente. Dessa maneira,
afasta qualquer imputação que atribua aos membros da administração da Companhia
uma conduta tendente a induzir o investidor em erro.
450.
Acrescenta que a responsabilidade dos administradores quanto aos balanços
e demonstrações financeiras é relativa, especialmente em uma companhia do porte da
Petrobras, que conta com um departamento interno de contabilidade e auditoria e
também com empresa independente de auditoria externa. Citando doutrina sobre o dever
de diligência, aduz que os administradores possuem uma margem de discricionariedade,
não se podendo responsabilizá-los pela adoção de medida que somente em momento
posterior se revelou não ser adequada.
451.
Afirma, ainda, que a responsabilidade pessoal dos administradores depende
da comprovação de efetiva culpabilidade. No caso vertente, argui que os
administradores empreenderam esforços para a preparação do balanço patrimonial e
demonstrações financeiras do exercício de 2014, sustentando, portanto, emprego de
conduta diligente.
452.
Sustenta que a norma contábil CPC 01 (R1) admite que o termo “ativo” seja
compreendido tanto como um ativo individualmente, quanto uma UGC. Dessa maneira,
afirma que cabe à administração a decisão de empregar um em detrimento de outro, não
havendo previsão para teste de ativos individuais que componham uma UGC.
453.
Salienta que a operação integrada de ativos é praticada na Companhia há
mais de 20 (vinte) anos, em razão da falta de autonomia das refinarias. Nesse sentido, a

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escolha do que é processado em cada refinaria é uma combinação do melhor resultado
financeiro para a Companhia e das qualificações técnicas das refinarias para
processarem petróleos variados.
454.
No que tange à integração da RNEST na UGC Abastecimento, sustenta que
foi motivada a partir do não aporte de recursos por parte da PDVSA, inicialmente
prevista para ser parceira da Petrobras no projeto. Consequentemente, a partir de 2012, a
lógica de seu plano de negócios passou a ser a mesma para toda a UGC.
455.
Apresenta indícios que demonstram a interdependência na geração de caixa
entre as refinarias da UGC Abastecimento, de modo a afastar a tese que considera que a
RNEST deveria ser considerada como um ativo individual nos testes de impairment.
456.
Alega que, mesmo que se admita referida hipótese, é imprescindível a
demonstração de que os administradores agiram com culpa ou dolo, sendo a
jurisprudência da CVM74 pacífica quanto a necessidade de moderação na
responsabilização de administradores por erro de julgamento.
457.
Nesse contexto, destaca que a sua tomada de decisão foi precedida de amplo
debate, bem como suportada por opinião de diversos profissionais da área, inclusive por
renomado parecerista, o qual concluiu pela análise conjunta das refinarias.
458.
Quanto à paralisação do 2o trem de refino da RNEST e do Comperj, sustenta
que esta foi feita com o intuito de preservar o caixa. Não obstante, em consonância com
a opinião constante no Parecer Contábil 2015, afirma que não seria o fato de um ativo
estar em construção ou em suspensão de produção que possibilitaria a sua exclusão da
UGC e a realização do teste de recuperabilidade, mas sim o fato da paralisação da
construção em si e as incertezas quanto à finalização do projeto.
459.
Por fim, afirma ser inconstitucional a aplicação de qualquer sanção por parte
da CVM, visto não ter sido indicada a sanção pela qual respondia, violando, portanto, os
princípios constitucionais do devido processo legal e da ampla defesa.
460.
Defende, no entanto, que, caso assim não entenda a Autarquia, que a
penalidade aplicada seja a mais branda, em razão de não possuir antecedentes, bem
como por não ter sido comprovada culpa em sua conduta.

74 PAS CVM no 03/02, Voto do Diretor Luiz Antonio Sampaio Campos, j. 12.02.2004

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Processo Administrativo Sancionador CVM RJ2017/0294 – Relatório – Página 86 de 108
(8) Ivan Monteiro, Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, João
Elek, Diretor de Governança, Risco e Conformidade, Hugo Repsold,
Diretor de Gás e Energia, Roberto Moro, Diretor de Engenharia,
Tecnologia e Materiais, Jorge Ramos, Diretor de Abastecimento e Solange
Guedes, Diretora de Exploração e Produção (31.12.2014) (em conjunto
“Ivan Monteiro e Outros”)
461.
Ivan Monteiro e Outros alegam inicialmente que assumiram seus cargos em
6.2.2015, momento em que a Companhia passava pela pior crise de sua história, e que a
Acusação reconheceu sua diligência na preparação das demonstrações financeiras de
31.12.2014, mas terminou por acusá-los por suposto erro de julgamento no
procedimento de impairmet do 1o trem de refino da RNEST.
462.
Descrevem as providências tomadas pela administração da Companhia para
enfrentar os problemas surgidos com os fatos revelados pela “Operação Lava Jato”, que
envolveu a contratação de várias consultorias jurídicas e contábeis, inclusive quanto aos
procedimentos de impairment adotados para as demonstrações financeiras de
31.12.2014, de modo a que elas fossem elaboradas e aprovadas sem ressalvas.
463.
Alegam que a Acusação cometeu erros conceituais em sua interpretação do
CPC 01 (R1), em especial do conceito, caracterização e aplicabilidade das unidades
geradoras de caixa, que são tratadas pela norma, para fins operacionais e de impairment,
como um ativo, assim como os ativos individuais. Nesse sentido, os testes têm que ser
feitos para os ativos agrupados ou individualmente, mas nunca por uma abordagem
híbrida, e se um ativo de uma UGC apresentar indícios de desvalorização, o impairment
continua a ter que ser eventualmente avaliado para o conjunto de ativos.
464.
Acrescentam que o ponto central da escolha entre testar um ativo
individualmente ou em uma, nos termos dos itens 22, 67 e 69 do CPC 01 (R1), é a
forma de exploração econômica e de como a administração toma as decisões de
negócios desse ativo em relação aos demais, tanto nos negócios em curso como no
planejamento futuros. Uma vez definhada a UGC ela deve ser mantida, a menos que
haja razão extraordinária para sua alteração, como estabelece o item 72 do
pronunciamento.
465.
Nesse sentido, a Petrobras já agrupava suas refinarias em uma UGC há mais
de vinte anos, devido à operação integrada de seu parque de refino, que visa a atender a
todo o mercado nacional e envolvem muitas variáveis ligadas aos diferentes sistemas de
refino, logística de transporte, entre outras, que fazem com que a operação centralizada
das unidades seja necessária, sem que cada uma tenha autonomia sobre suas decisões de
negócio. Em consequência, os resultados econômicos são também considerados
coletivamente.

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466.
Para gerenciar o sistema, a Companhia desenvolveu o Sistema do
Planejamento do Abastecimento (“Planab”), que otimiza o uso dos ativas no curto prazo
e dá suporte às decisões negociais de cada refinaria, e o Sistema de Planejamento de
Investimento (“Planinv”, que planeja os investimentos no longo prazo, ambas
ferramentas de altíssima complexidade e objeto de estudos acadêmicos.
467.
Em relação a RNEST, aduziram que ela foi planejada para ser uma joint
venture com PDVSA, mas a empresa venezuelana não integralizou o capital, o que foi
divulgado por meio de fato relevante em 13.9.2011. Quando ficou evidente que ela não
seria mais um negócio apartado, em fevereiro de 2013, com o encerramento das
negociações entre as Companhias, conforme aditivos contratuais que anexam, ela foi
integrada à UGC Refino, pois houve certeza que a RNEST de controle exclusivo da
Petrobras. Caso o distrato não houvesse ocorrido, ela continuaria a ser tratada como
uma empresa independente, buscando apenas sua própria rentabilidade.
468.
Em 31.12.2014, o seu 1o trem de refino estava em operação e integrado ao
parque de refino, conforme comprovam a Nota Técnica 2018 e parecer que anexam, não
havendo justificativa para que fosse excluído da UGC Refino, diferentemente do 2o
trem, ainda em construção e que foi colocado em hibernação.
469.
Dessa forma, ao contrário do que entendeu a Acusação, o tratamento
contábil aplicado à RNEST em 31.12.2014 atendeu aos requerimentos do CPC 01 (R1).
Ivan Monteiro e Outros, com base em argumentos apresentados similares aos da Nota
Técnica 2018 e do Parecer Contábil 2018, já relatados, contestam todos os pontos
levantados pela Acusação para justificar seu entendimento de que o 1o trem de refino da
RNEST também deveria ter sido testado para impairment de forma isolada.,
470.
Quanto ao Comperj, justificam sua inclusão na UGC Refino, com base em
argumentos já relatados, alegando em para aas demonstrações financeiras de 31.12.2014
houve a decisão de hibernar a construção do empreendimento, assim como do 2o trem
de refino da RNEST, o que tornou necessária a exclusão desses dois ativos da UGC
Refino, pelas razões apresentadas no Parecer contábil 2018.
471.
Aduzem que o Estatuto Social da Companhia prevê o Plano Básico da
Organização com a definição das atribuições de cada diretor, e que, dessa forma, caberia
apenas ao Diretor Financeiro a eventual a responsabilidade por falha na elaboração das
demonstrações financeiras.
472.
Apontam que o termo de acusação reconheceu a diligência por eles
empregada na elaboração das demonstrações financeiras de 31.12.2014, deixando de
acusá-los por infração ao art. 153 da lei no 6.404/1976, mas mesmo assim considerou
que eles teriam tido um erro de julgamento e lhes imputou a infração aos artigos 176 e
177, §3o, o que seria um contrassenso, pois tendo um administrador sido diligente não
caberia imputar-lhe responsabilidade.

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473.
Relatam todos os esforços que foram feitos para que as demonstrações
financeiras de 31.12.2014, em especial a questão do impairment, fosse corretamente
elaborada, esforços esses que envolveram a participação de consultores externos, além
do empenho especial dos auditores independentes, que corriam risco de reputação
internacional. Todas as decisões teriam sido, portanto, refletidas e informadas,
amplamente debatida pelos órgãos estatutários e pelo Comitê de Auditoria, e somente
houve de divergência de dois conselheiros de administração que não seriam
especialistas em contabilidade.
474.
Acrescentam ser pacífico na doutrina e na CVM que o administrador, por
não poder nem a ele se exigir o conhecimento de todos os assuntos técnicos específicos
que envolvem a gestão da Companhia, tem o direito de confiar e se basear em opiniões
e trabalhos de terceiros. Nesse sentido, as decisões relativas ás demonstrações
financeiras de 31.12.2014 foram tomadas pelos acusados com suporte no corpo técnico
da Companhia, altamente especializado, nos auditores independentes e em renomados
especialistas e pareceristas, internos e externos, destacando-se que o Parecer Contábil
2015 atestou a correção se se excluir da UGC Refino o Comperj e o 2o trem de refino da
RNEST, devido à sua hibernação.
475.
Por fim, requerem que, na hipótese de não acatamento de suas alegações,
que a sua responsabilidade seja afastada, nos termos do art. 159, §6o75 da Lei no
6.404/1976, pois teriam agido de forma diligente e sempre de boa-fé, no interesse da
Companhia.
VI.2.4.2
MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
(1) Guido Mantega (31.12.2010, 31.12.2011, 31.12.2012 e 31.12.2013),
Luciano Coutinho (31.12.2010, 31.12.2011, 31.12.2012, 31.12.2013 e
31.12.2014), Miriam Belchior (31.12.2011, 31.12.2012, 31.12.2013 e
31.12.2014),
Francisco
de
Albuquerque
(31.12.2010,
31.12.2011,
31.12.2012, 31.12.2013 e 31.12.2014), Jorge Gerdau (31.12.2010,
31.12.2011, 31.12.2012 e 31.12.2013), Márcio Zimmermann (31.12.2010,
31.12.2011, 31.12.2012 e 31.12.2013), Josué Gomes da Silva, (31.12.2011 e
31.12.2012) Sérgio Quintella, (31.12.2010, 31.12.2011, 31.12.2012,
31.12.2013 e 31.12.2014) Silas Rondeau (31.12.2010) e Luis Britto
(31.12.2014) (em conjunto, “Guido Mantega e Outros”)
476.
Guido Mantega e Outros trazem os mesmos argumentos de Graça Foster e
Outros quanto a metodologia de integração de refinarias em uma UGC. Sobre as

75 §6° O juiz poderá reconhecer a exclusão da responsabilidade do administrador, se convencido de que
este agiu de boa-fé e visando ao interesse da companhia.

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acusações de descumprimento do CPC 01 (R1), valem-se dos argumentos presentes nas
notas técnicas da Companhia e nos pareceres contábeis, acima relatados.
477.
Alegam que, nos termos do art. 176 da Lei no 6.404/1976, a supervisão da
elaboração das demonstrações financeiras cabe aos diretores e que, após elaboradas,
eram debatidas no Conselho de Administração, além de passar por análise específicas,
no Comitê de Auditoria, entre elas a questão do impairment das refinarias.
478.
Nessa direção, citam precedente recente da CVM com o entendimento de
que o dever de diligenciar para a correta elaboração das demonstrações financeiras seria
dos diretores, não podendo se exigir dos conselheiros de administração, sem a
existência de sinais de alerta, que investigasse detalhes contábeis específicos76.
Acrescentam ser pacífico na doutrina que a diligência que se espera do administrador é
de um profissional mediano e não a de um perito especializado, em especial em reação
aos conselheiros de administração, que não são executivos de dedicação exclusiva para
a Companhia.
479.
Assim, defendem que as decisões que aprovaram as demonstrações
financeiras objeto do presente PAS foram tomadas de forma informada, refletida e
desinteressada77, protegidas, portanto, pela regra da decisão negocial, conforme
precedentes da CVM, relacionando como exemplo dos debates travados no órgão as
discussões havidas nas reuniões realizadas entre 2010 e 2013, em que se aprovaram as
respectivas demonstrações.
480.
Acrescentam que a análise das demonstrações financeiras pelos conselheiros
de administração tem foco mais em questões estratégicas, não se fazendo o seu
escrutínio linha a linha ou checando todos os dados que as subsidiaram.
481.
Citando precedente da CVM78 e também a abordagem empregada pela
Autarquia em processo administrativo que analisou a prática de hedge accounting
adotada pela Petrobras79, questionam o fato de, no presente caso, ter sido instaurado de
pronto um PAS, ao invés de optar-se por determinar a republicação das demonstrações
financeiras, ressaltando que a Companhia continua adotando a mesma prática contábil.
482.
Segundo afirmam, a SEP os teria acusado por entender que os investimentos
na RNEST e Comperj eram relevantes e teriam que ser adequadamente refletidos nas
demonstrações financeiras, mas essa relevância seria de relativa importância face ao
montante total de investimentos da Companhia, q/de cerca de U$224 bilhões no

76 PAS CVM no 2015/1823, Voto do Diretor Gustavo Borba, j. 2.8.2016.
77 PAS CVM no 2005/1443, Voto do Diretor Relator Pedro Marcílio, j. 10.5.2006; PAS CVM no
2008/9574, Voto da Diretora Relatora Ana Dolores Moura Carneiro de Novaes, j. 27.11.2012.
78 PAS CVM no 10/2003, Voto do Diretor Relator Pedro Marcílio, j. 8.2.2005.
79 PA CVM no RJ2013/7516.

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quinquênio 2010-2014, com a maior parcela se destinando à área de Exploração e
Produção.
483.
Apontam que o processo, de fato, não trata dos investimentos nessas
refinarias e sim de sua avaliação para fins de impairment e que a metodologia de
impairment da Petrobras e a avaliação das refinarias, entre 2010 e 2012, nunca foram
discutidas pelo Conselho de Administração e pelo Comitê de Auditoria, que entendiam
por correta a prática da Companhia, tampouco tendo sido questionadas pelo mercado,
pelos auditores independentes ou pela própria CVM. Não tinham os conselheiros,
portanto, qualquer motivo para questioná-la naquele período.
484.
Em relação à acusação de falha no dever de fiscalizar os atos dos diretores –
art. 142, III da Lei no 6.404/1976 -, ressaltam que um de seus limites é que eles tenham
chegado ao conhecimento dos conselheiros, que não podem ser responsabilizados por
atos eventualmente irregulares de que não tiveram ciência, conforme doutrina e
precedente da Autarquia que mencionam80.
485.
Nesse sentido, caberia ao julgador dosar os deveres e responsabilidades de
cada administrador, evitando que um excesso de rigor na aplicação do conceito de
diligência acabe por levar à responsabilização de alguém que não concorreu para a
irregularidade e desestimule o exercício de cargos de administração, conforme doutrina
que transcrevem.
486.
Acrescentam que, à exigência de conhecimento dos atos dos diretores,
soma-se a de que haja sinais de alerta que os coloquem em dúvida e tornem necessário
uma maior investigação pelos conselheiros. Nesse sentido, aduzem, apoiados em
doutrina e precedente da CVM81, que não se espera que os conselheiros sejam
pessoalmente responsáveis por todo e qualquer ato dos diretores ou que examinem linha
a linha as demonstrações financeiras, mas que o dever de investigar surge na presença
de sinais de alerta razoáveis.
487.
Alegam que há claras manifestações da CVM no sentido de que não se
exige tal grau responsabilidade do Conselho de Administração, cujos membros são
obrigados a fiscalizar somente os atos que gerem dúvidas e não todo ato e qualquer ato,
tendo o Colegiado absolvido conselheiros acusados por não terem fiscalizados os
diretores, sem que se tenha comprovado a existência de sinais de alerta82.

80 PAS CVM no 10/2003, Voto do Diretor Relator Pedro Marcílio, j. 8.2.2005.
81 PAS CVM no 25/2003, Voto da Presidente Maria Helena Santana, j. 25.3.2005; PAS CVM no 10/2003,
Voto do Diretor Wladimir Castello Branco, j. 8.12.2005; PAS CVM no 10/2003, Voto do Presidente
Marcelo Fernandez Trindade, j. 1. 2.2007.
82 PAS CVM no 10/2003, Voto do Diretor Relator Pedro Marcílio, j. 8.2.2005.

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488.
Guido Mantega e Outros aduzem, assim, terem exercido seus deveres de
diligência e de fiscalizar os diretores, pois, se antes de 2013 nenhum fato teria surgido
para que o tema do impairment fosse discutido de forma aprofundada, a questão passou
a ser amplamente debatida quando surgiu pela primeira vez, em reuniões do Conselho
de Administração e do Comitê de Auditoria que discutiam a aprovação das
demonstrações financeiras de 2013 e o conselheiro. M. C. questionou a ausência de
impairment da RNEST, em função dos custos incorridos.
489.
Na reunião no 69 do Comitê de Auditoria, conforme transcrições nas
defesas, o assunto foi discutido, tendo sido retomado nas reuniões subsequentes, 70 e
71, dessa vez com a presença do auditor independente e do corpo técnico da
Companhia, nas quais teriam havido discussões aprofundadas e que teriam assegurado a
regularidade dos procedimentos da Companhia e esclarecido a metodologia de UGC
única.
490.
Acrescentam que o conselheiro M. C. questionou apenas a metodologia da
UGC única, que não foi objeto de contestação pelo termo de acusação, e seus
questionamentos diziam respeito apenas à inclusão de RNEST e Comperj na UGC, em
função de determinadas características desses empreendimentos.
491.
Guido Mantega e Outros alegam que, apesar de o auditor independente ter
afirmado na mencionada reunião no 70 do Comitê de Auditoria que a metodologia de
UGC única utilizada pela Petrobras não ter similar em outras empresas petrolíferas, a
Companhia esclareceu a SEP, em sua resposta ao Ofício no 157/2015/CVM/SEP/GEA-
5, que, pelo contrário, ela era empregada por várias companhias, como a YPF, Total,
Repsol, Eni, Galp Energia e Brasken.
492.
Da mesma forma, na reunião no 1.391 do Conselho de Administração,
conforme transcrições nas defesas, Graça Foster, Diretora Presidente e Conselheira,
esclareceu aos conselheiros a gestão integrada do parque de refino e a metodologia de
impairment da Companhia.
493.
Somente por ocasião da elaboração das demonstrações financeiras de
31.12.2014 é que a Companhia foi obrigada a reavaliar seus projetos de refinaria em
curso, em função da eclosão da Operação Lava Jato, da queda do preço do petróleo e na
demanda interna por combustíveis, causada por uma desaceleração da economia
brasileira, e de mudanças estruturais no mercado internacional de petróleo, tudo isso
conforme gráficos e informações que apresentam.
494.
Todos esses fatores levaram à paralisação da construção do Comperj e do 2o
trem de refino da RNEST e à exclusão desses ativos da UGC Refino, e foram
divulgados na Nota explicativa no 14 das demonstrações financeiras de 31.12.2014, bem
como referendados pelo Parecer Contábil 2015.

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495.
Da mesma forma que Graça Foster e Outros, arguem que o administrador
tem o direito de confiar e se basear em opiniões e trabalhos de terceiros, a menos que se
verifiquem algum fato ou sinal de alerta que os faça suspeitar da existência de alguma
irregularidade, não existindo o direito de desconfiar, que geraria um clima de devassa e
desconfiança entre os administradores.
496.
Nesse sentido, aduzem que as demonstrações financeiras e a avaliação do
eventual impairment dos ativos da Petrobras passavam pelo crivo dos técnicos da
Companhia e pela aprovação dos diretores, não tendo os auditores, no período apontado
qualquer ressalva. Na falta de um sinal de alerta, não havia razão, portanto, para que os
conselheiros procedessem a maiores investigações, conforme entendimento já expresso
pela CVM83.
497.
Defendem não ter havido, também, infração ao art. 142, V da Lei no
6.404/1976, pois analisaram as demonstrações financeiras e aprovaram as contas da
Diretoria amparados nas informações fornecidas pelos especialistas, não podendo ser
exigido o nível de análise e de conhecimento técnico-contábil pedidos pelo termo de
acusação, conforme manifestação da CVM84, ressaltando que a SEP levou mais de dois
anos analisando minuciosamente as informações financeiras da Companhia, antes de
apresentar a Acusação.
498.
Assim como Graça Foster e Outros, alegam que as normas contábeis são
passíveis de interpretação e que as avaliações do balanço são elásticas, o que faz com
que devam ser aceitas estimativas contábeis que sejam compatíveis com as normas
aplicáveis, mesmo que discutíveis, devendo ser contestadas apenas as valorações que
violem as normas de modo evidente e controverso.
499.
Acrescentam que, mesmo que houvesse alguma imperfeição no
procedimento contábil adotado, não se poderia responsabilizar os conselheiros de
administração, em vista da elevada qualidade técnica do corpo contábil da companhia e
da ausência de ressalva dos auditores independentes às demonstrações financeiras,
como já teria decidido a CVM85.
500.
Em relação à aprovação das demonstrações financeiras de 31.12.2014,
apontam que a SEP concluiu terem sido os conselheiros diligentes e não os acusou de
infringir o art. 153 da Lei no 6.404/1976, como nos exercícios anteriores, mas, mesmo
assim, imputou a eles a infração ao art. 142, III e V, o que seria totalmente
contraditório, defendendo que a qualificação do dever de fiscalizar os diretores se

83 PAS CVM no 32/1999. Voto do Diretor Luiz Antônio Sampaio Campos, j. 5.12.2001; PAS CVM no
RJ2002/1173, Voto do Diretor Luiz Antônio Sampaio Campos, j. 2.10.2003.
84 PAS CVM no 32/1999. Voto do Diretor Luiz Antônio Sampaio Campos, j. 5.12.2001.
85 PAS CVM no 10/2003, Voto do Diretor Wladimir Castello Branco, j. 8.12.2005.

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qualifica pelo forma como isso se dá e, portanto, se concluiu que um conselheiro foi
diligente não seria possível a sua responsabilização.
501.
Os integrantes do Comitê de Auditoria, Sérgio Quintella, (31.12.2010,
31.12.2011, 31.12.2012, 31.12.2013 e 31.12.2014), Francisco de Albuquerque
(31.12.2010, 31.12.2011, 31.12.2012 e 31.12.2013), Josué Gomes da Silva, (31.12.2011
e 31.12.2012), Luciano Coutinho (31.12.2014) e Miriam Belchior (31.12.2014), alegam
adicionalmente que, por já exercerem funções estatutárias, não há sentido em imputar-
lhes a infração ao art. 160 da Lei no 6.404/1976, em adição aos artigos 153 e 142, III e
V, acrescentando que, o comitê, ademais, apesar de ter a sua previsão de criação
constante do estatuto, não havia sido formalizado estatutariamente à época dos fatos.
502.
Com relação à maior diligência cobrada dos integrantes do Comitê de
Auditoria, alegam que não se poderia exigir deles um maior cuidado do que a dos outros
integrantes do Conselho de Administração, ao qual apenas prestariam assessoria, não
sendo responsáveis pelas demonstrações financeiras da Companhia, conforme expresso
em seu Regimento interno, em trecho reproduzido no item 93 do termo de acusação86.
503.
Defendem que o fato de assessorarem o Conselho não os tornaria
responsáveis pelas demonstrações financeiras, ressaltando que recebiam as mesmas
informações dadas aos outros conselheiros, possuindo apenas a oportunidade de discutir
as questões mais sensíveis com os profissionais da Companhia e com os auditores
independentes.
504.
Quanto a acusação específica relativa ao teste de impairment da UGC
Refino de 31.12.2012, em que as projeções de fluxo de caixa não teriam considerado os
resultados dos exercícios anteriores, alegam que esta suposta falha não poderia ser
atribuída a eles, pois, além de não serem responsáveis pela elaboração das
demonstrações financeiras, a própria Acusação reconheceu tratar-se de tema bastante
específico, pelo qual, inclusive, acusou somente os Diretores Financeiro e de
Abastecimento.
505.
Não se poderia, dessa forma, exigir, pelas razões já relatadas, que eles
analisassem todas as premissas que fundamentaram as informações contábeis presentes
nas demonstrações financeiras, ressaltando que a CVM analisou por quase dois anos tais
informações, trabalho que não se pode exigir de uma conselheiro.

86 “93. No entanto, ainda no item no 1, ‘Finalidade e Escopo’, o referido Regimento Interno do Comitê de
Auditoria asseverava que ‘No cumprimento de suas responsabilidades, o Comitê não é responsável pelo
planejamento ou condução de auditorias ou por qualquer afirmação de que as demonstrações
financeiras da Companhia sejam completas e exatas ou estejam de acordo com os princípios contábeis
geralmente aceitos. Esta é responsabilidade da administração e dos auditores independentes. No
cumprimento de suas responsabilidades descritas neste Regimento, os membros do Comitê de Auditoria
não estão desempenhando as funções de auditores ou contadores’.”

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506.
Por fim, Guido Mantega e outros trazem os mesmos argumentos de Graça
Foster e Outros quanto a impossibilidade de diferentes condenações para cada exercício.
(2) Fábio Barbosa (31.12.2010)
507.
Fábio Barbosa alega inicialmente que as decisões tomadas pelo Conselho de
Administração da Petrobras são amparadas em documentos e informações fornecidas
pelo corpo técnico da Companhia e por profissionais externos, incluindo os auditores
independentes, cabendo aos conselheiros as decisões estratégicas e o monitoramento
dos indicadores da sociedade, não sendo sua atribuição a prestação de serviços técnicos
de contabilidade ou elaboração de demonstrações financeiras.
508.
Não se exige do administrador que detenha habilidade técnica específica
para cada um dos assuntos que lhe são apresentados, podendo para isso confiar em
profissionais especializados, daí a obrigatoriedade da contratação de auditores
independentes para opinarem sobre as demonstrações financeiras.
509.
Por ocasião das demonstrações financeiras de 31.12.2010, o corpo técnico
da Companhia e os auditores independentes entenderam que não seria necessária
qualquer redução dos valores contabilizados na RNEST, não tendo sido levando por
eles nenhum sinal de alerta sobre o assunto. Caberia a ele, portanto, trabalhar com os
dados técnicos que lhe haviam sido fornecidos, e caso entendesse pela sua
confiabilidade acatá-los, não sendo razoável exigir-lhe conduta diversa.
510.
Esse foi o caso da RNEST em 31.12.2010, pois não houve, à época,
qualquer questionamento sobre a necessidade do teste de impairment ou apresentação
de algum indício de sua perda de recuperabilidade, o que somente ocorreu quando ele
não mais integrava o conselho de administração.
511.
Sua diligência poderia ser comprovada pelas atas das reuniões do Conselho
que participou, ressaltando que as relativas à aprovação das demonstrações financeiras
de 31.12.2010 contaram com a participação dos diretores, dos conselheiros fiscais e do
auditor independente. Tanto o Conselho Fiscal emitiu parecer favorável à aprovação das
daquelas demonstrações como os auditores não emitiram qualquer ressalva, o que
comprovaria que ele, como conselheiro, tomou suas decisões de maneira informada
512.
Esclarece que o Comitê de Auditoria foi criado em 17.6.2005 para atender à
Lei Sarbanes-Oxley, já que a Companhia era listada na bolsa de Nova York, tendo uma
competência restrita, cabendo a ele assessorar o Conselho de Administração na
estruturação de controles internos e na contratação e relacionamento com o auditor
independente, com o qual não se confunde ou substitui.
513.
Defende que do Comitê de Auditoria não se exige conhecimento técnico
além dos exigidos do próprio Conselho de Administração, no tocante à análise das

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demonstrações financeiras, não tendo seus integrantes a função de auditor ou de
contador.
514.
Relaciona atas e reuniões do comitê, que contaram com a participação de
grande número de profissionais da Companhia e também dos auditores independentes,
nas quais deixou consignados seus questionamentos e recomendações, o que
comprovaria a sua diligência no exercício do cargo,
515.
Em relação aos elementos indicados pela Acusação como sinais de alerta de
que a refinaria teria perda de valor recuperável, reafirma que os auditores independentes
emitiram opinião sem ressalva e remete aos argumentos apresentados pelas Notas
Técnicas da Companhia no sentido de que eles não indicariam a necessidade de teste de
impairment em 31.12.2010.
516.
Alega que a questão da necessidade de realização de testes de
recuperabilidade aplica-se mais a ativos em fase de deterioração e não em
empreendimentos ainda em construção, como a RNEST, não sendo razoável, de posse
de informações posteriores a respeito da desvalorização do ativo, analisar a conduta de
um participante da época como se ele também detivesse essas informações.
517.
Defende ter cumprido com toda a diligência que se espera de um membro
do Conselho de Administração, tendo comparecido às reuniões dos órgão e se
informado com os técnicos da Companhia e com os auditores independentes,
acrescentando que não se poderia exigir de um conselheiro que, no cumprimento de
seus deveres de fiscalizar e vigiar os atos dos diretores, ele supervisionasse cada uma
das atividades desenvolvidas pela Companhia. Podem eles, portanto, confiar em
opiniões especializadas, sendo necessário melhor investigar a questão apenas na
presença de red flags, entendimento este pacífico na doutrina e na CVM87.
(3) Silvio Sinedino (31.12.2012)
518.
Silvio Sinedino destaca sua postura crítica no decurso de seus dois mandatos
como membro do Conselho de Administração da Companhia, transcrevendo trechos de
atas de reuniões que demonstram sua participação ativa com relação a temas relevantes
para a Companhia. Afirma, ainda, que o Conselho de Administração analisou as
apresentações da Diretoria Executiva referentes aos testes de impairment, tendo atuado
com a devida diligência que se espera de administradores.
519.
Alega que, à época dos fatos, o dólar teve uma abrupta apreciação, o preço
do óleo Brent sofreu uma queda e o país atravessou uma crise econômica, de modo que
a Companhia teve de reavaliar seus projetos. Esse contexto, combinado com os fatos
descobertos pela Operação Lava-Jato, fez com que a Companhia decidisse por paralisar,

87 PAS CVM no 25/2003, Voto da Diretora Maria Helena Fernandes dos Santos de Santana, j. 25.3.2008.

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sem previsão de retorno, projetos que demandavam grandes investimentos, o que era
justamente o caso do Comperj e do 2o trem de refino da RNEST.
520.
Aduz que os fatos devem ser analisados a partir das informações que se
tinha à época em que ocorrem, posto que o transcurso do tempo tem efeitos deletérios e
influencia o julgamento posterior, citando, inclusive, o parágrafo 53 do Pronunciamento
Técnico CPC 23, o qual atenta para a inadequação da utilização do que se denomina de
“percepção tardia”.
521.
Acrescenta que as atas das reuniões do Conselho de Administração não
eram descritivas, afirmando que a falta de menção expressa aos testes de impairment
não significa que estes não foram discutidos pelos conselheiros. Argui que não se
poderia afirmar em falta de dever de diligência, já que os membros do Conselho de
Administração buscavam se informar sobre todas as matérias, inclusive as que
requeriam maior conhecimento técnico.
522.
No caso ora em análise, após longas e aprofundadas discussões e parecer
favorável da auditoria independente, não havia razão para que os conselheiros
duvidassem das informações apresentadas. Contesta, assim, a adoção, por parte da
Acusação, da tese de que a desaprovação das demonstrações financeiras seria a conduta
adequada naquele momento, mesmo porque cabia ao Conselho de Administração tão
somente aprovar as demonstrações financeiras para serem votadas pelos acionistas.
523.
Antes de adentrar no teste de impairment de 2012, Silvio Sinedino ressalta a
importância da área de Abastecimento da Petrobras, tendo em vista que desempenha
papel primordial para o abastecimento do mercado brasileiro de derivados do petróleo
ao menor custo possível.
524.
Defende que, para fins de impairment, não existe um certo ou errado a se
perseguir, mas um julgamento e estimativa com base nas informações disponíveis à
época em que cada demonstração financeira é elaborada.
525.
Sustenta que a adoção da estrutura de UGC era prática antiga da
Companhia, sendo justificada pelo fato de que os projetos da área de Abastecimento
eram operados de forma integrada e não de forma individual. Além disso, ressalta que a
atividade do petróleo foi, durante muitos anos, exercida pela Companhia em regime de
monopólio.
526.
Quanto ao fato de a RNEST ter sido testada individualmente no exercício
anterior de 2011, informa que essa circunstância se deu por conta da participação da
PDVSA no projeto, exigindo-se, portanto, modelo de negócio distinto.
527.
Como forma de fortalecer a argumentação referente à adequação do uso de
UGC, transcreve trecho do Parecer Contábil 2015, em que se afirma que os ativos
logísticos e as refinarias são incluídos na mesma Unidade Geradora de Caixa do

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Abastecimento por serem complementares e interdependentes de um conjunto com um
objetivo comum de atendimento ao mercado.
528.
Considerando que não houve a indicação de quais atos poderiam
caracterizar falha dos membros do Conselho de Administração da competência prevista
no art. 142, III e V, da Lei no 6.404/76, afirma que o que mais se aproximaria do
previsto seria a manifestação sobre o relatório da administração e as contas da diretoria,
o que não acontece.
529.
Segundo as Normas Básicas vigentes de 2010 a 2012 na Companhia, a
competência, para fins de eventual necessidade de realização do teste de impairment,
era da área de Abastecimento, a qual deveria avaliar anualmente se os ativos ou a UGC
Abastecimento apresentavam indícios de perda ou reversão.
530.
Aduz que, no exercício de 2012, as demonstrações financeiras não foram
objeto de ressalva ou ênfase pelos auditores independentes, inexistindo red flags. Desse
modo, embora a área técnica acredite na existência de evidências objetivas que
apontavam para a necessidade de realizar o teste de impairment da RNEST e Comperj
individualmente, Silvio Sinedino reitera que o modelo de negócios da Petrobras não
ocorria dessa forma.
531.
Em relação ao dever de diligência dos administradores quando da
elaboração das demonstrações financeiras da Companhia, cita precedente88 da CVM em
que se entendeu que interpretações técnicas dos fatos ou documentos, por si só, não
podem resultar em infração ao dever de diligência.
532.
Destaca que a diligência que se exige do administrador é uma diligência
ordinária, a ser verificada caso a caso e levando-se em consideração as características da
companhia. Com efeito, as obrigações do administrador são de meio e não de resultado,
não sendo possível exigir um resultado, já que o risco é inerente à vida empresarial.
533.
Nessa direção, defende a impossibilidade de interferência dos julgadores no
mérito das decisões tomadas pelos administradores, especialmente a partir de um juízo
posterior. Isso porque não se pode reproduzir as circunstâncias existentes à época dos
fatos e da decisão tomada89.
534.
Acrescenta que o dever de diligência pode ser decomposto em cinco deveres
distintos, enfatizando o dever de se informar e dever de investigar no caso ora em
análise.

88 PAS CVM no 05/00, Voto do Diretor Relator Eli Loria, j. 11.11.2004.
89 PAS CVM no 2005/1443, Voto do Diretor Relator Pedro Oliva Marcilio de Sousa, j. 10.05.2006; PAS
CVM RJ2008/9574, Voto da Diretora Relatora Ana Dolores Novaes, j. 27.11.2012; PAS CVM no
03/2007, Voto da Presidente Maria Helena Santana, j. 22.06.2010.

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535.
Afirma que o dever de se informar consiste na obtenção de informações
disponíveis – e razoáveis – no momento da prática de determinado ato negocial para não
correr o risco de perder o negócio em exame. Nesse sentido, aduz ter se informado
acerca das demonstrações financeiras, destacando trechos de sua resposta ao Ofício em
que alega terem sido realizadas apresentações sobre as matérias a serem deliberadas.
536.
Arrazoa que o dever de investigar diz respeito ao exame crítico das
informações que lhe são fornecidas a fim de verificar se elas são suficientes ou se
devem ser complementadas, sendo certo que esse dever apenas se impõe quando alguma
circunstância especial leva o administrador a desconfiar das informações prestadas.
537.
No presente caso, não haveria o que se investigar, em razão de o teste de
impairment ter sido realizado sempre que preciso. A utilização da UGC era
incontestável, de modo que não caberia falar em realização de teste de impairment de
maneira individualizada.
(4) José Rangel (31.12.2013)
538.
José Rangel inicialmente esclarece a função do Conselho de Administração
da Companhia, afirmando ser de sua competência a definição e aprovação do plano
estratégico de negócios da Companhia, bem como a eleição da diretoria e fiscalização
da gestão e contas da empresa.
539.
Em seguida, destaca sua atuação como conselheiro. Afirma não ter
escondido seu compromisso com a saúde e a segurança dos empregados e empregados
da Companhia, tendo incluído saúde e segurança entre os objetivos centrais de sua
atuação. Alega também ter prestado contas quanto as suas atitudes enquanto conselheiro
representante dos trabalhadores na Companhia.
540.
Aduz que a discussão sobre o teste de impairment somente ocorreu nas duas
últimas reuniões de seu mandato, quais sejam as reuniões 1.389 de 30.01.2014 e 1.390
de 25.02.2014, o que, em razão da proximidade do fim de sua atuação como
conselheiro, impossibilitou um debate mais aprofundado sobre o tema.
541.
Defende que as atas das reuniões comprovariam que todos os procedimentos
para a correta apuração e elaboração dos testes de impairment foram realizados, tendo
sido, inclusive, aprovados pela auditoria independente contratada pela Companhia.
542.
Alega, por fim, ter agido com diligência, visto que suas decisões foram
tomadas sem interesse pessoal envolvido e dentro dos limites impostos pela lei e pelos
estatutos.

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VI.2.4.3.
MEMBROS DO CONSELHO FISCAL
(1) César Rech (31.12.2010, 31.12.2011, 31.12.2012, 31.12.2013 e
31.12.2014), Maria Lúcia Falcón (31.12.2010, 31.12.2011 e 31.12.2012),
Marisete Pereira (31.12.2011, 31.12.2012, 31.12.2013 e 31.12.2014) e
Paulo César Souza (31.12.2012, 31.12.2013 e 31.12.2014), (em conjunto,
“César Rech e Outros”)
543.
Inicialmente, César Rech e Outros também defendem a metodologia de
integração de refinarias em uma UGC e alegam não ser de responsabilidade dos
conselheiros fiscais a administração da Companhia e a elaboração de suas
demonstrações financeiras. Sobre as acusações de descumprimento do CPC 01 (R1),
valem-se dos argumentos presentes nas notas técnicas da Companhia e nos pareceres
contábeis, acima relatados.
544.
Aduzem não terem tido razão para desconfiar na regularidade dos
procedimentos de impairment das refinarias, pois as demonstrações financeiras eram
preparadas por corpo técnico contábil especializado e altamente capacitado e depois
passavam pela análise da Diretoria, Conselho de Administração e auditores
independentes. Nesse sentido, colacionam doutrina que defende que a aprovação sem
ressalvas das demonstrações financeiras pelos auditores independentes isentaria os
conselheiros fiscais de responsabilidade, no âmbito do que geralmente se exige para o
cargo, por atestar que os procedimentos contábeis geralmente aceitos foram adotados
pela Companhia,
545.
Acrescentam que os procedimentos de impairment somente foram
questionados internamente na elaboração das demonstrações financeiras de 31.12.2013,
não havendo anteriormente qualquer sinal de alerta quanto ao assunto.
546.
Ressaltam que a partir desse momento, participaram das reuniões do
Conselho de Administração onde o assunto teria sido discutido e esclarecido pela
administração da Companhia e pelos auditores independentes, que não ressalvaram as
demonstrações, o que os fez confiar que podiam ser levadas à apreciação da assembleia
geral, ressaltando que no âmbito da administração não se analisava cada dado ou
premissa que embasavam os itens das demonstrações financeiras, como teria feito a
Acusação.
547.
Transcrevem trechos de atas de reuniões do Conselho Fiscal em que teriam
solicitado informações sobre o andamento dos investimentos da Companhia na RNEST
e no Comperj, o que, embora se referisse aos projetos em si e não à avaliação dos ativos,
comprovaria a diligência empregada pelo órgão, que nunca teria se quedado inerte
quanto ao acompanhamento das refinarias.

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548.
Quanto aos procedimentos de impairment, reafirmam que não havia como
contestá-los, pois se tratava de metodologia utilizada pela Petrobras há muitos anos,
esclarecida pela administração da Companhia e por especialista externo no Parecer
Contábil 2015 e aprovada pelos auditores independentes.
549.
Acrescentam que o seu dever de fiscalizar restringia-se à análise da
conformidade dos atos praticados pelos administradores com a lei e o estatuto, sem
análise do mérito das decisões negociais e sempre dentro dos limites da razoabilidade,
conforme doutrina e precedentes da CVM que relacionam90.
550.
Em relação às demonstrações financeiras de 31.12.2014, apontam que a SEP
concluiu terem sido os conselheiros fiscais diligentes e não os acusou de infringir o art.
165 da Lei no 6.404/1976, como nos exercícios anteriores, mas, mesmo assim, imputou
a César Rech, Marisete Pereira e Paulo César Souza a infração ao art. 163, VII, o que
seria totalmente contraditório, pois não seria possível a responsabilização de conselheiro
fiscal reconhecidamente diligente.
551.
César Rech e Outros trazem a mesma argumentação de Guido Mantega e
outros quanto a possibilidade de interpretação das normas contábeis e sobre a
elasticidade das avaliações do balanço, bem como a respeito do direito do administrador
de confiar em opiniões de terceiros.
552.
Por fim, também alegam a impossibilidade de diferentes condenações para
cada exercício.
(2) Nelson Rocha (31.12.2010, 31.12.2011 e 31.12.2012)
553.
Nelson Rocha alega inicialmente que não há sentido na acusação de
violação do art. 163, VII, da Lei no 6.404/1976, já que o Conselho Fiscal reuniu-se e
emitiu parecer em relação a todas as demonstrações financeiras de que se cuida nos
autos, não tendo havido, dessa forma qualquer omissão em seu dever de “examinar as
demonstrações financeiras do exercício social e sobre elas opinar”.
554.
Em função disso, aduz que a verdadeira acusação aos conselheiros fiscais
seria de descumprimento do dever de diligência, pois teriam analisado e opinado
favoravelmente à aprovação de demonstrações financeiras supostamente elaboradas de
maneira incorreta pela administração da Companhia, quanto aos testes de impairment da
RNEST e do Comperj.
555.
Alega que a Petrobras, nos termos dos itens 67 e 68 do CPC 01 (R1), avalia
suas refinarias de forma conjunta, com exceção das situadas fora do Brasil e daquelas

90 PAS CVM no RJ2015/8673, Voto do Diretor Gustavo Borba, j. 14.3.2017; PAS CVM no RJ2005/2734,
Voto do Diretor Relator Sérgio Weguelin, j. 30.8.2005; PAS CVM no 10/2003, Voto do Diretor Pedro
Marcílio, j. 8.12.2005.

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em que tinha sócios, como a Refap, que contava, até 2012, com a participação da
Repsol YPF, e da RNEST, para a qual, também até 2012, era esperada a participação da
PDVSA.
556.
Aduz, nesse sentido, que em 2010 a avaliação da necessidade de proceder a
um teste de impairment da RNEST ainda foi feita de forma independente da UGC
Refino, tendo se concluído por sua desnecessidade, pois não teriam sido identificados
indicativos de sua desvalorização.
557.
Contesta, dessa forma, os elementos relacionados pela Acusação como
sendo indícios de que o ativo estaria sobreavaliado no balanço, alegando que o primeiro
deles, a ausência de aporte, pela PDVSA, dos recursos correspondentes à previsão de
sua participação no empreendimento, não afetaria os fluxos de caixa esperados.
558.
O segundo elemento, a elevação dos custos orçados para a construção da
refinaria entre 2005 e 2009, não indicaria, isoladamente, perda de valor recuperável, e a
administração da Companhia teria atualizado as informações de estudo de viabilidade
econômico-financeira do empreendimento, feito pela Ernst & Young em 2009, para
concluir pela ausência de indicativos de desvalorização em 31.12.2010, acrescentando
que, segundo este estudo, os custos poderiam passar de US10,9 bilhões até US$ 14,2
bilhões, antes que o VPL se tornasse negativo, devido ao crédito obtido junto ao
BNDES (Doc. SEI 0301892, p. 153).
559.
Não existiria, assim, “evidencia disponível, proveniente de relatório interno,
que indique que o desempenho econômico de um ativo e ou será pior que o esperado” -
item 12, g do CPC 01(R1)- , apontada pela Acusação como descumprido, apontando
que, no caso do Comperj, que, segundo Nelson Rocha seria similar ao de RNEST em
2010 – investimento em estágio inicial e com VPL positivo -, a SEP reconheceu a
desnecessidade de realização do teste de impairment, conforme item 339 do temo de
acusação.
560.
Por fim, quanto ao terceiro elemento apontado pela Acusação, o fato de em
31.12.2010 ainda não terem sido obtidas as desonerações tributárias previstas na
aprovação da execução do empreendimento em 25.11.2009, Nelson Rocha alega que a
informação transmitida ao Conselho Fiscal era de que elas seriam conseguidas antes da
entrada em operação da refinaria e em nada alterariam a sua lucratividade, não existindo
qualquer documento que indicasse, antes da emissão do parecer do órgão referente às
demonstrações financeiras daquele exercício, que as iniciativas para isso junto ao
Ministério da Fazenda estariam paralisadas.
561.
Acrescenta que a aprovação da execução, em 25.11.2009, foi feita com base
na taxa de atratividade de 9,6% a.a. e que, para fins do CPC 01 (R1), a taxa de desconto
seria de 6,9% a.a., o que, segundo a Nota Técnica 2018, faria com que o valor
recuperável da RNEST fosse de R$5,4 bilhões em dezembro de 2010, superior ao valor

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contábil mesmo desconsiderando as desonerações fiscais, a perpetuidade e o valor do
mercado que seria perdido para terceiros.
562.
Em relação ao teste de impairment de RNEST de 31.12.2011, Nelson Rocha
aponta que a Companhia forneceu à SEP todos os detalhes dos cálculos utilizados,
inclusive a planilha eletrônica (Doc. SEI 0301892, p. 77), e que o termo de acusação
afirma que teriam havido erros no procedimento de “como fazer” o teste, mas não
questiona os cálculos apresentados ou indica quais teriam sido os erros cometidos.
563.
Quanto ao questionamento da utilização de taxa de desconto para a RNEST
inferior à utilizada para a UGC Refino, que contava com ativos maduros, Nelson Rocha
alega que a Companhia informou à SEP a composição de ambas as taxas mas a área
técnica não indicou de que forma este cálculo estaria equivocado ou qual seria a taxa
mais adequada.
564.
Em relação à não obtenção das desonerações tributarias na data do teste,
alega que tais desonerações não foram utilizadas no teste realizado (Doc. SEI 0301892,
pp. 174-178), pois a metodologia de cálculo em um teste de impairment não
comportaria tal consideração.
565.
Nelson Rocha também alega que o termo de acusação usou os mesmos
elementos - incerteza da parceria com a PDVSA e não obtenção das desonerações
tributárias – (i) como indicativos de que o teste de impairment da RNEST deveria ter
sido feito em 31.12.2010 e (ii) como supostas evidências de uma possível perda do
valor recuperável em 31.12.2011, aduzindo que, caso correta essa última suposição, a
medida que se imporia seria a realização do teste em 2011, o que efetivamente foi feito,
sem que a Acusação tenha indicado o erro cometido no teste em si mesmo.
566.
Alegou, por fim, que a postergação por seis meses da data estimada para o
início da operação da RNEST teria sido considerada no teste de impairment de
31.12.2011 (Doc. SEI 0301892, pp 174-178).
567.
Em relação ao entendimento da SEP de que o Comperj não deveria ter sido
testado para impairment dentro da UGC Refino em 31.12.2011, assim como RNEST e
Comperj em 31.12.2012, Nelson Rocha defende a correção das taxas de desconto
utilizadas naquelas datas, que teriam sido ponderadas pela inclusão do empreendimento
na UGC, e que, também nesse caso, na medida em que os testes foram realizados, o
termo de acusação deveria ter apontado eventuais erros em seus cálculos e não
questionar indícios de desvalorização, que serviriam, na verdade, para se concluir pela
necessidade de sua realização.
568.
Acrescenta que as questões tratadas no PAS envolvem julgamento da
administração, conforme reconhecido pelo próprio CPC 01 (R1), por exemplo em seus
itens 68 e 69, não se confundindo com violação da lei ou de normas regulamentares,
essas sim passíveis de serem sancionadas pela CVM, nos termos da Lei no 6.385/1976.

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Processo Administrativo Sancionador CVM RJ2017/0294 – Relatório – Página 103 de 108
Segundo defende, não se pode “criminalizar” condutas rotineiras e decisões negociais
habituais, como já reconhecido pela CVM91, e que a Autarquia, ao criticar os
julgamentos da administração, poderia, contemporaneamente aos fatos, ter determinado
a republicação das demonstrações financeiras, e não, muto posteriormente, instaurar um
processo sancionador.
569.
Alega que caberia aos conselheiros fiscais verificar se foram feitos, na
elaboração das demonstrações financeiras, os julgamentos que as normas contábeis
impõem, e que na medida em que assim teriam agido, nada haveria a mencionar nas atas
de reunião do Conselho Fiscal, tampouco tendo havido qualquer falta do dever de
diligência dos conselheiros, a quem não caberia se imiscuir em atos de gestão dos
administradores ou fazer exame de mérito das decisões, conforme doutrina e
precedentes da CVM que relaciona92.
570.
Aduz, nesse sentido, que tendo os administradores da Companhia concluído
pela ausência de indícios de perda do valor recuperável da RNEST em 2010 e estando
as premissas e parâmetros dos testes de impairment de 2011 e 2012 estavam
devidamente fundamentados, não havia razão para o Conselho Fiscal discordar,
acrescentado que a administração contava com o apoio da auditoria interna da
Companhia e os auditores externos emitiram parecer sem qualquer ressalva.
571.
Quanto à acusação de falta de diligência, Nelson Rocha cita doutrina que
defende que nesse tocante o conselheiro fiscal deve ser responsabilizado pela falta de
zelo no exercício de suas funções e não pela ocorrência de ato ilícito ou irregularidade
na gestão social. Acrescenta, nesse sentido, que atendeu todos os subdeveres ligados
àquele dever, quais sejam o de se qualificar, de comparecer às reuniões do órgão, de se
informar e de investigar.
(3) Marcus Aucélio (31.12.2010 e 31.12.2011) e Túlio Zamin (31.12.2010)
572.
Marcus Aucélio e Túlio Zamin expôem que, nos termos do art. 176 da Lei.
no 6.404/1976 e do estatuto social da Companhia, compete à Diretoria a elaboração das
demonstrações financeiras, no âmbito das quais se incluiria a aprovação dos critérios e
premissas para a elaboração dos testes de recuperabilidade e a decisão sobre se tais
testes teriam ou não que ser realizados para ativos específicos.
573.
Acrescentam que os diretores possuíam notório conhecimento e
especialização nas respectivas áreas e que seus atos eram fiscalizados pelo Conselho de
Administração, nos termos do art. 142 da Lei. no 6.404/1976 e do estatuto social,
ressaltando a existência, no órgão, do Comitê de Auditoria, composto por três membros

91 PAS CVM no RJ05/2000, Voto do Diretor Relator Eli Loria, j. 11.11.2004.
92 PAS CVM no RJ2005/2734, Voto do Diretor Relator Sérgio Weguelin, j. 30.8.2005.

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independentes e que assessorava o conselho quanto a aderência das demonstrações
financeiras da Companhia às exigências legais e acompanhava as atividades exercidas
pelas auditorias interna e independente.
574.
Aduzem que a função do Conselho Fiscal é fiscalizadora e não de gestão,
restringindo-se, nesse sentido, à adoção de providências e diligenciar para verificar a
legalidade e regularidade dos atos dos administradores, incluindo a conformidade das
demonstrações financeiras com os objetivos sociais da Companhia, mas sem entrar no
mérito e conveniência de decisões negociais, conforme já decidiu a CVM93 e se
manifestou o Tribunal de Contas da União – TCU, em acórdão proferido em processo
de auditoria instaurado na Petrobras para apurar atos de gestão relativos ao projeto das
Refinarias Premium l e ll e sua contabilização, em processo que analisou a regularidade
da atuação dos membros do Conselho Fiscal 94.
575.
A Lei. no 6.404/1976 explicitaria a diferença entre as atribuições de
fiscalização do Conselho de Administração e as do Conselho Fiscal, pois se, nos termos
do art. 142, I e III, dá ao primeiro órgão as funções de fixar a orientação geral dos
negócios da companhia e de fiscalizar a gestão dos diretores, estabelece no art. 163, I
que o segundo deve fiscalizar os atos dos administradores e verificar o cumprimento dos
seus deveres legais e estatutários, sem lhe dar o poder de interferir na gestão ordinária
das negócios, conduzida pelos diretores. Com isso, não poderiam os conselheiros fiscais
opinar sobre julgamentos realizados pelos diretores, ao decidir questões ligadas a
procedimentos de impairment de ativos, por se tratar de atos eminentemente de gestão.
576.
Quanto ao dever de diligência, alegam, à semelhança de Nelson Rocha e
apoiando-se em doutrina e no supramencionado acordão do TCU, que ele deve ser
ponderado pelas atribuições próprias dos conselheiros fiscais, ou seja, em relação ao
exame das constas e dos atos da administração incluídos na esfera de sua competência.
Dessa forma, haveria falta de diligência pela ausência de zelo no exercício dessas
funções e não pela ocorrência de ato de gestão irregular, defendendo que atenderam aos
subdeveres se qualificar, de comparecer às reuniões do órgão, de se informar e de
investigar.
577.
Aduzem, nesse sentido, que a decisão de realização ou não do teste de
impairment de seus ativos é ato de gestão, atribuível à administração e não ao Conselho
Fiscal e que, em relação aos testes de impairment de RNEST e Comperj de 2010 e
2011, não havia nenhum sinal de alerta que fizesse com que os Acusados tivessem que
investigar mais a fundo a questão, além do que foi discutido e analisado nas reuniões do

93 PAS CVM no 2010/8784, Voto da Diretora Relatora Ana Dolores Moura Carneiro de Novaes, j.
11.6.2013.
94 TCU, Plenário, Processo no 004.920/2015-5, Acórdão no 2824-44/15-P, Relator Min. José Múcio
Monteiro, j. 4.11.2015.

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órgão, conforme atas que anexam, acrescentando que não cabia a eles analisar uma a
uma cada lançamento das demonstrações financeiras, notadamente na ausência de sinais
de alerta indicando a possibilidade de alguma desconformidade.]
578.
Ressaltam que os testes de impairment da Companhia estavam a cargo de
profissionais altamente especializados, aprovados pela administração e pela auditoria
externa, frisando que nos itens 37 e 38 das Cartas de Representação dos exercícios de
2010 e 2011, respectivamente, enviadas pela Petrobras à KPMG constava a afirmação
de que os testes haviam sido feitos adequadamente e de acordo com o CPC 01.
579.
Apontam que as demonstrações financeiras de 31.12.2010 e 31.12.2011
foram aprovadas pelo Conselho de Administração e tiveram parecer sem ressalva dos
auditores independentes, cujos sócios compareceram às reuniões do Conselho Fiscal nos
615 e 627, realizadas em 28.1.2011 e 19.12.2011, respectivamente, quando prestaram
esclarecimentos sobre os trabalhos de auditorias das demonstrações, e não seria razoável
esperar que os conselheiros fiscais identificassem quaisquer ilegitimidades nos atos de
gestão praticados pela Diretoria, relativos aos testes de impairment.
580.
Em relação aos supostos descumprimentos do CPC 01 (R1), Marcus
Aucélio e Túlio Zamin apresentaram argumentação similar à da Nora técnica 2019 e ao
Parecer Contábil 2018, no sentido de que os procedimentos seguidos pela Companhia
foram aderentes ao exigido pelo pronunciamento.
581.
Requereram, que eventual penalidade seja balizada pelo princípio da
proporcionalidade e individualizada conforme os aspectos específicos do caso em
concreto.
(4) Reginaldo Ferreira e Walter Albertoni (31.12.2013)
582.
Reginaldo Ferreira e Walter Albertoni explicam o tratamento contábil dado
à RNEST e ao Comperj. Nesse sentido, expõem que a RNEST inicialmente era testada
individualmente por conta da participação societária da PDVSA no projeto, bem como
pela existência de trens diferentes de refino, o que denotaria sua independência dos
demais ativos da UGC Abastecimento.
583.
Destacam que, com a saída da PDVSA do projeto em 2012, a Petrobras
assumiu completamente o controle financeiro e operacional da refinaria, de forma que
esta deixou de gerar caixa de forma independente. Essa circunstância motivou a
inclusão da RNEST dentro da UGC Abastecimento.
584.
Quanto ao Comperj, afirmam que a frustração na obtenção de um sócio
justificou a sua inclusão na UGC Abastecimento, uma vez que não geraria caixa de
maneira individual, sem os demais ativos.

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585.
Sustentam ser plenamente possível a utilização de uma unidade geradora de
caixa para verificação de sua recuperabilidade, conforme previsto no item 22 do
Pronunciamento Técnico CPC 01 (R1). Aduzem, nessa direção, que as circunstâncias
que excluem um ativo de uma unidade geradora de caixa não foram verificadas no
presente caso, quais sejam: a geração de caixa proveniente de seu uso contínuo de
maneira individual, o valor justo líquido de despesas de venda do ativo ser maior do que
seu valor contábil e o valor em uso do ativo poder ser estimado como sendo próximo do
valor justo líquido de despesas de alienação.
586.
Acrescenta que o item 66 do CPC 01 prevê, ainda, que somente na situação
em que se puder verificar que um ativo está desvalorizado é que seu impairment deverá
ser realizado de forma individual.
587.
Argui que, até o segundo trimestre de 2014, não havia motivos que
justificassem a mudança de tratamento dado à UGC Abastecimento e aos ativos que a
compunham, afirmando que o item 72 do CPC 01 prevê a necessidade de justificativa
para a mudança de tratamento das unidades geradoras de caixa.
588.
Destacam que cabe ao Conselho Fiscal fiscalizar apenas o exercício social
em curso e que, nas demonstrações financeiras de 2013, não havia elementos que
indicassem que um ativo pudesse estar desvalorizado ou que era possível estimar o
valor recuperável para o ativo individual.
589.
Rebatem, ainda, cada suposta evidência objetiva levantada pela Acusação.
Defendem que o fato de um ativo se encontrar em fase pré-operacional não resulta na
obrigação da realização do seu teste de recuperabilidade em separado.
590.
Contestam a alegação de ausência de ganhos de sinergias da RNEST com os
demais ativos da UGC Abastecimento, afirmando se tratar de um elemento subjetivo e
insuficiente para justificar a realização de teste de recuperabilidade em separado, visto
que o CPC 01 não prevê a necessidade de sinergia entre os ativos para sua consideração
em uma unidade geradora de caixa.
591.
Aduzem que não há determinação para reconhecimento de perdas ou
avaliação em separado por conta de os riscos de geração de benefícios futuros em ativos
pré-operacionais serem maiores do que o de ativos operacionais.
592.
Arguem que um aumento de custo não reduz a expectativa de geração de
caixa de determinado ativo. No caso em análise, o aumento de custo foi reconhecido e
verificado como compatível frente a geração de caixa esperada naquele momento.
593.
Afirmam que a ausência de informações que teriam sido obtidas as
desonerações fiscais não afetou a análise das demonstrações financeiras, pois foi
indicado que o valor dos ativos da RNEST era recuperável, mesmo com a
desconsideração de tais desonerações tributárias.

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594.
Quanto à postergação de prazo para entrada em operação do 1o trem de
refino, afirmam que tal circunstância não necessariamente impacta o seu fluxo de caixa
de forma a torná-lo negativo ou menos atrativo.
595.
Defendem que a ausência de atratividade econômica do Comperj não
deveria ser analisada de forma isolada dos demais ativos da UGC Abastecimento, visto
que, por estar contido na unidade de caixa, era analisado em conjunto e como parte
integrante dos demais ativos.
596.
Reiteram que a função do Conselho Fiscal é de fiscalizar e não de gerir os
negócios da Companhia. Assim, destaca que sua atuação se restringe a verificação do
atendimento pelos administradores aos deveres legais e estatutários da Companhia.
597.
Acrescentam que não recomendaram a aprovação das demonstrações
financeiras do exercício findo em 2013, mas apenas se manifestaram informando que
tais documentos estavam em condições para serem apreciados pela Assembleia Geral.
Alegam, assim, a perda de objeto do processo, visto que a conduta questionada pela
Acusação é referente à recomendação pela aprovação das demonstrações financeiras.
598.
Sustentam que os fatos devem ser analisados à luz das informações
disponíveis à época: parecer sem ressalvas do auditor independente, o histórico da
Companhia, os elementos obtidos através das reuniões e investigações do Conselho
Fiscal e as notícias veiculadas na mídia.
599.
Assim, salientam que, naquele momento, não tinham acesso às informações
posteriormente divulgadas referentes aos atos de corrupção, de modo que, inexistindo
sinais de alerta, não havia razão para pesquisar mais profundamente as informações
disponibilizadas.
600.
Afirmam que, em 2015, votaram contrariamente às demonstrações
financeiras referentes ao exercício findo em 2014 com os fatos trazidos pela deflagração
da Operação Lava-Jato. Destacam, portanto, a diligência empregada no exercício de
suas funções.
601.
Concluem que cabe à Acusação demonstrar o dolo ou culpa na conduta,
visto que a obrigação decorrente do dever de diligência é de meio e não de resultado.
Aduz o presente caso se tratar de responsabilização objetiva, tendo em vista que não foi
apresentada pela Acusação a existência de dolo ou culpa, o que é vedado na esfera
administrativa.

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VII.
TERMO DE COMPROMISSO
602.
Reginaldo Ferreira e Walter Albertoni apresentaram proposta de Termo de
Compromisso, comprometendo-se, cada um deles, a pagar o valor de R$60.000,00
(sessenta mil reais) à CVM.
603.
Ao analisar a proposta, a PFE concluiu pela inexistência de óbice a sua
aceitação pelo Colegiado.
604.
O Comitê de Termo de Compromisso, por sua vez, considerando a
gravidade da conduta dos proponentes, entendeu ser inoportuna a aceitação do Termo
de Compromisso, propondo ao Colegiado, portanto, sua rejeição.
605.
Em 06.11.2018, acompanhando o entendimento do Comitê de Termo de
Compromisso, o Colegiado deliberou, por unanimidade, pela rejeição da proposta de
Termo de Compromisso.
VIII.
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO - TCU
606.
Em 04.02.2020, o Tribunal de Contas da União solicitou ao Presidente da
CVM o envio da decisão referente ao presente, com vistas ao saneamento do processo
de Relatório de Auditoria TC 010.192/2015-4.
607.
Em 16.03.2020, proferi despacho informando que ainda não havia sido
proferida decisão de mérito do presente e determinando o envio da decisão tão logo a
realização do julgamento.
IX.
PEDIDO DE PRODUÇÃO DE PROVAS
608.
Em reunião do Colegiado, ocorrida no dia 18.8.2020, o Colegiado da CVM
apreciou os pedidos de produção de provas formulados no processo, tendo-os indeferido
por terem sido formulados de forma genérica, não fundamentada, ou por não terem o
condão de trazer aos autos elementos probatórios que contribuíssem para a instrução
processual face ao amplo conjunto fático-probatório que já o instrui.
É o relatório.

Rio de Janeiro, 24 de agosto de 2020.

HENRIQUE BALDUINO MACHADO MOREIRA
DIRETOR RELATOR
HENRIQUE BALDUINO
MACHADO
MOREIRA:83569138100
Assinado de forma digital por HENRIQUE BALDUINO MACHADO
MOREIRA:83569138100
DN: c=BR, o=ICP-Brasil, ou=Autoridade Certificadora Raiz Brasileira
v2, ou=AC SOLUTI, ou=AC SOLUTI Multipla, ou=Certificado PF A3,
cn=HENRIQUE BALDUINO MACHADO MOREIRA:83569138100
Dados: 2020.08.28 10:23:02 -03'00'

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PROCESSO ADMINISTRATIVO SANCIONADOR CVM No SP2017/0294
(Processo Eletrônico no SEI 19957.005789/2017-71)
Reg. Col. no 0863/17

Acusados:
José Sérgio Gabrielli de Azevedo

Maria das Graças Silva Foster

Aldemir Bendine

Almir Guilherme Barbassa

Paulo Roberto Costa

Renato de Souza Duque

Jorge Luiz Zelada

José Alcides Santoro Martins

José Antônio de Figueiredo

José Carlos Cosenza

José Miranda Formigli Filho

João Adalberto Elek Júnior

Hugo Repsold Junior

Roberto Moro

Ivan de Souza Monteiro

Jorge Celestino Ramos

Solange da Silva Guedes

Guilherme de Oliveira Estrella

Guido Mantega

Luciano Galvao Coutinho

Miriam Aparecida Belchior

Fábio Colletti Barbosa

Francisco Roberto de Albuquerque

Jorge Gerdau Johannpeter

Marcio Pereira Zimmermann

Sergio Franklin Quintella

Silas Rondeau Cavalcante Silva

Josué Christiano Gomes da Silva

Silvio Sinedino Pinheiro

José Maria Ferreira Rangel

Luiz Augusto Fraga Navarro de Britto Filho

Marcus Pereira Aucélio

César Acosta Rech

Maria Lúcia de Oliveira Falcón

Nelson Rocha Augusto

Túlio Luiz Zamin

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Marisete Fátima Dadald Pereira

Paulo José dos Reis Souza

Reginaldo Ferreira Alexandre

Walter Luis Bernardes Albertoni

Assunto:
Responsabilidade de administradores e conselheiros
fiscais da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras em razão
do descumprimento, pela administração da Companhia,
de norma contábil relativa à redução ao valor recuperável
de ativos (impairment), na elaboração das demonstrações
financeiras
dos
exercícios
sociais encerrados
em
31.12.2010,
31.12.2011,
31.12.2012,
31.12.2013
e
31.12.2014 – (i) membros da Diretoria: artigos 153, 176 e
177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e artigos 14 e 26 da ICVM
no
480/2009;
(ii)
membros
do
Conselho
de
Administração: artigos 142, III e V, e 153, e também art.
160, da Lei no 6.404/1976, para integrantes do Comitê de
Auditoria; e (iii) membros do Conselho de Fiscal, artigo
163, VII, e 165 da Lei no 6.404/1976.

Diretor Relator:
Henrique Machado

VOTO

I.
DO OBJETO E DA ORIGEM
1.
Trata-se de PAS1 instaurado pela SEP para apurar a responsabilidade de ex-
membros da Diretoria, do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal da
Petrobras por infração a dispositivos da Lei n° 6.404/1976 e da Instrução CVM n°
480/2009, em razão do suposto descumprimento, pela administração da Companhia,
quando da elaboração das demonstrações financeiras de 31.12.2010, 31.12.2011,
31.12.2012, 31.12.2013 e 31.12.2014, de norma contábil que dispõe sobre
procedimentos de verificação e reconhecimento da redução ao valor recuperável de
ativos.

1 Os termos iniciados em letras maiúsculas e que não estiverem aqui definidos têm o significado que lhes
é atribuído no Relatório deste voto.

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2.
A norma em questão é o CPC 01 (R1), pronunciamento técnico de
obediência obrigatória pelas companhias abertas para os exercícios encerrados a partir
de dezembro de 2010, nos termos da Deliberação CVM no 639/2010. Foram
responsabilizados, em virtude de seu suposto descumprimento, em cada um dos
exercícios supramencionados, integrantes (i) da Diretoria, por infração aos artigos 153,
176 e 177, §3o; (ii) do Conselho de Administração, por infração aos artigos 142, III e V,
153, e, para os que eram membros do Comitê de Auditoria, também ao art. 160; e (iii)
do Conselho de Fiscal, por infração aos artigos, 163, VII, e 165, todos eles da Lei n°
6.404/1976. Aos diretores também foi imputada a infração aos artigos 14 e 26, I, da
Instrução CVM n° 480/2009.
3.
A apuração dos fatos pela área técnica teve início após a Companhia
publicar com significativo atraso as demonstrações financeiras de 31.12.2014,
divulgadas somente em 22.4.2015 em função dos fatos descobertos com a eclosão da
chamada “Operação Lava Jato”.
4.
Nessas demonstrações, a Petrobras reconheceu perdas no valor recuperável
de determinados ativos que remontaram a cerca de R$44,5 bilhões, sendo
aproximadamente R$34,0 bilhões referentes a ativos de sua área de abastecimento,
subárea de refino. Esse fato levou a SEP a analisar a aderência dos procedimentos
empregados no reconhecimento dessas perdas aos requerimentos do CPC 01 (R1), no
âmbito do Processo Administrativo CVM no RJ2015/3346.
5.
No curso da investigação, o escopo da análise foi estendido às
demonstrações financeiras de 31.12.2010, 31.12.2011, 31.12.2012 e 31.12.2013, tendo
se concluído, ao fim, que houve descumprimento de diversos dispositivos do
pronunciamento técnico, nos testes de recuperabilidade de ativos de refino relativos a
todos os exercícios abrangidos pela investigação. Em vista disso, foram apresentadas as
referidas acusações face aos ex-administradores da Companhia.
6.
Ao longo deste voto, apreciarei, primeiramente, as preliminares arguidas por
alguns dos Acusados, passando, em seguida, a decidir sobre o suposto descumprimento
do CPC 01 (R1) pela Petrobras nos testes de recuperabilidade de ativos de refino
referentes aos exercícios de 2010 a 2014. Comprovando-se a materialidade de alguma
dessas acusações, analisarei a eventual responsabilidade dos Acusados que, à época de
cada descumprimento do pronunciamento, estavam investidos nas funções de diretores,
conselheiros de administração ou conselheiros fiscais da Companhia.

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II.
PRELIMINARES
II.1.
PRESCRIÇÃO
7.
Marcus Aucélio e Tulio Zamin alegam que, em relação às irregularidades
relativas ao exercício social de 2010 que lhes foram imputadas, teria ocorrido a
prescrição quinquenal para o exercício da ação punitiva da CVM, prevista no caput do
art. 1o da Lei no 9.873/19992. Sustentam que a conduta reputada pela Acusação como
irregular se refere, para ambos, a atos praticados na 617a reunião do Conselho Fiscal,
realizada em 25.2.2011, e eles somente tiveram ciência da tramitação, nesta Autarquia,
de processo administrativo sobre o assunto quando receberam, respectivamente, os
Ofícios CVM/SEP/GEA-5 nos 213/2016 e 217/2016, em 20.9.2016 e 21.9.2016, por
meio dos quais lhes foram solicitados esclarecimentos, nos termos do art. 11 da
Deliberação CVM no 538/2008, vigente à época.
8.
Segundo defendem, amparados em doutrina e jurisprudência3 que citam, o
prazo prescricional ordinário não se interromperia com os atos unilaterais de
investigação ou demais providências internas adotadas pela CVM anteriormente ao
recebimento, por eles, dos mencionados ofícios, por não configurar, qualquer desses
atos, um “ato inequívoco, que importe apuração do fato”, capitulado no inciso II do art.
2o da Lei no 9.873/19994.
9.
Não assiste razão, porém, aos acusados.
10.
O art. 1o da Lei no 9.873/1999 estabelece prazo de cinco anos para que a
administração pública investigue fatos irregulares eventualmente ocorridos dentro de
sua esfera de jurisdição e, caso presentes elementos suficientes de autoria e
materialidade, formule a acusação.
11.
Entre outras hipóteses, esse prazo prescricional se interrompe pela
notificação do acusado, quando se instaura o competente processo administrativo, e por
atos inequívocos de apuração dos fatos, nos termos dos incisos I e II do art. 2o, da Lei no
9.873/1999, respectivamente.

2 Art. 1o Prescreve em cinco anos a ação punitiva da Administração Pública Federal, direta e indireta, no
exercício do poder de polícia, objetivando apurar infração à legislação em vigor, contados da data da
prática do ato ou, no caso de infração permanente ou continuada, do dia em que tiver cessado.
3 TRF-1 – 6a Turma – AMS 69693120124013400 DF 0006969-31.2012.4.01.3400, Relator
Desembargador Federal Jirair Aram Meguerian. j. 28.10.2013, p. 8.11.2013.
4 Art. 2o - Interrompe-se a prescrição da ação punitiva: I – pela notificação ou citação do indiciado ou
acusado, inclusive por meio de edital; II - por qualquer ato inequívoco, que importe apuração do fato; III -
pela decisão condenatória recorrível; IV – por qualquer ato inequívoco que importe em manifestação
expressa de tentativa de solução conciliatória no âmbito interno da administração pública federal.

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12.
Conforme já me manifestei em outras ocasiões5, é pacífico neste Colegiado6
o entendimento de que o “ato inequívoco” referenciado no segundo inciso se dá por
qualquer ato praticado pela Administração Pública com o objetivo de apurar ou
esclarecer o fato supostamente irregular, como bem expressado pelo Diretor Luiz
Antônio Sampaio Campos, no julgamento do PAS CVM no 22/1994, em 15.4.2004:
“Merece especial atenção, no meu sentir, a hipótese constante do
inciso II, do art. 2o, acima mencionado, que faz referência a ‘qualquer
ato inequívoco que importe na apuração do fato’ como causa apta a
ensejar a interrupção do prazo prescricional. Nesse sentido, parece-me
que qualquer ato praticado pela administração pública, quando tenha
por finalidade a apuração ou o esclarecimento do fato, objeto da ação
punitiva, insere-se na hipótese prevista no inciso II, do art. 2o, da Lei
n.o 9.873/99, desde que seja inequívoco. Dentre esses fatos, por certo
se enquadram as diligências, a oitiva de pessoas, inclusive como
testemunhas, indiciados ou informantes, a troca, ou a solicitação
de informações a outros órgãos ou à Bolsa de Valores, e tudo o
mais que leve a apurar um fato, um ato ilícito e buscar os seus
responsáveis.” [grifou-se]
13.
No mesmo sentido, é o excerto abaixo da decisão proferida pela MM. Juíza
da 14a Vara Federal do Rio de Janeiro6 ao indeferir pedido de antecipação de tutela que
buscava suspender processo sancionador instaurado pela CVM:
“O citado art. 2o, II, da Lei no 9.873/99 estabelece que se interrompe a
prescrição ‘por qualquer ato inequívoco, que importe apuração do
fato’, não se exigindo o conhecimento pessoal da parte investigada. A
menção ao pronome indefinido ‘qualquer’ denota a intenção do
legislador em incluir como causa interruptiva da prescrição os
atos, indiscriminadamente, destinados à apuração dos fatos
supostamente irregulares, independente da ciência do interessado.
Se o legislador quisesse condicionar a interrupção do prazo
prescricional à prévia comunicação ao interessado da prática de um
ato de investigação, teria estabelecido redação semelhante a do inciso
‘I’.7” [grifou-se]
14.
Deste modo, qualquer ato administrativo documentado que impulsione o
processo administrativo de investigação, inclusive na etapa investigativa, prévia,
portanto, à instauração do processo sancionador, é apto a interromper o prazo
prescricional de cinco anos dado pelo art. 1o da Lei no 9.873/1999, não se exigindo a

5 V., de minha relatoria, PAS CVM no 01/2011, j. 27.2.2018; PAS CVM no 18/2013, j. 8.5.2018, PAS
CVM no RJ2014/2426, j. 12.7.2018, PAS CVM no 07/2013, j. 8.10.2019 e PAS CVM no 16/2010, j.
26.12.2019.
6 V. PAS CVM no 22/1994, Diretor-Relator Luiz Antônio de Sampaio Campos, j. 15.4.2004; PAS CVM
no RJ2005/6924, Diretor-Relator Marcelo Fernandez Trindade, j. 31.10.2006; PAS CVM no RJ2015/5002,
Diretor-Relator Roberto Tadeu Antunes Fernandes, j. 15.3.2016.

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ciência da prática desse ato pelo acusado nem a instauração prévia de inquérito
administrativo7.
15.
Dito isso, o que se verifica é que os autos contêm diversos atos praticados
pela SEP, área técnica da CVM que apurou os fatos e procedeu às acusações, capazes de
interromper a prescrição ordinária em relação aos atos praticados pelos Acusados na
617a
reunião
do
Conselho
Fiscal,
de
25.2.2011.
Nessa
linha,
os
Ofícios/CVM/SEP/GEA-5 no 17/2015, de 2.2.2015 (Doc. SEI 0301886, pp. 256- 258);
no 157/2015, de 29.6.2015 (Doc. SEI 0301886, pp. 2-10); e nos 10/2016 e 11/2016, de
21.1.2016 (Doc. SEI 0301802, pp. 75-81), encaminhados para a Petrobras, solicitando
esclarecimentos sobre os procedimentos de impairment adotados pela Companhia nos
exercícios de 2010 a 2014.
16.
Todos esses atos, devidamente documentados nos autos, enquadram-se,
portanto, na definição de “ato inequívoco, que importe apuração” e interrompem o
prazo prescricional de cinco anos. Por esta razão, afasto a preliminar de prescrição
quinquenal arguida por Marcus Aucélio e Tulio Zamin.
II.2.
INÉPCIA
DA
ACUSAÇÃO,
NÃO
INDIVIDUALIZAÇÃO
DAS
CONDUTAS,
INEXIGIBILIDADE DE CONDUTA DIVERSA E ILEGITIMIDADE PASSIVA
17.
Vários dos acusados8 alegam que o termo de acusação não demonstrou a sua
participação na elaboração das demonstrações financeiras ou comprovou alguma falha
em seus deveres de fiscalização. Segundo afirmam, não constaria da peça acusatória a
necessária individualização de suas condutas nem a demonstração de qualquer omissão
intencional por parte deles sobre as supostas irregularidades.
18.
Apontam que a própria PFE, ao apreciar a primeira versão do termo de
acusação (Doc. SEI 0303088), concluiu que lhe faltava fundamentação para imputar o
descumprimento do dever de diligência a vinte e cinco dos quarenta acusados.
19.
Aduzem, portanto, que a SEP teria concluído por sua responsabilidade
solidária e objetiva, esta última inadmissível no direito disciplinar brasileiro, conforme
doutrina e jurisprudência que colacionam9, 10, 11 e 12.

7 V. PAS CVM no RJ2005/6924, Diretor-Relator Marcelo Fernandez Trindade, j. 31.10.2006; PAS CVM
no 06/2012, Diretor-Relator Gustavo Borba, j. 20.8.2018.
8 Apresentaram alegação nesse sentido os acusados José Gabrielli, Jorge Zelada, Paulo Roberto Costa,
Graça Foster, Guilherme Estrella, José Formigli, José Alcides, José Figueiredo, José Cosenza, Aldemir
Bendine, Ivan Monteiro, João Elek, Hugo Repsold, Roberto Moro, Jorge Ramos, Solange Guedes, Nelson
Rocha, Marcus Aucélio, Tulio Zamin, Reginaldo Ferreira e Walter Albertoni.
9 PAS CVM no 03/2004, Voto da Presidente Maria Helena Santana, j. 23.5.2007; PAS CVM no 03/1997,
Voto do Diretor Marcelo Fernandez Trindade, j. 9.9.2004, PAS CVM 28/2003, Diretor Relator Wladimir
Castelo Branco Castro, j. 24.10.2006.

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20.
Em que pesem os argumentos, eles não merecem prosperar.
21.
De fato, ao examinar a primeira versão da peça acusatória, nos termos do
art. 9o da Deliberação CVM no 538/200813, a PFE manifestou entendimento no sentido
de que, no tocante à acusação de descumprimento do dever de diligência imputada a
vinte e cinco acusados, far-se-ia necessário um aprofundamento da descrição das
condutas, notadamente por se tratarem de condutas omissivas.
22.
Ocorre que, em vista desse entendimento, a SEP aprofundou sua
argumentação, nos termos sugeridos pela PFE, reestruturou o termo de acusação a partir
de seu item 421 e acrescentou mais vinte e um itens (Doc. SEI 0351876), nos quais
descreve e aponta, com maiores detalhes, as reuniões da Diretoria, do Conselho de
Administração e do Conselho Fiscal em que cada acusado teria praticado as supostas
condutas omissivas quanto as quais foi formulada acusação.
23.
Dessa forma, o termo de acusação, até seu item 397, relata as razões por que
entende que o CPC 01 (R1) foi descumprido pela Petrobras entre os exercícios sociais
de 2010 e 2014, bem como o fato de que, em função desses descumprimentos, as
demonstrações financeiras anuais daqueles exercícios não refletiram adequadamente a
situação financeira e patrimonial da Companhia.
24.
A seguir, nos itens 398 e seguintes, o termo identifica os administradores e
conselheiros fiscais que a SEP considera terem sido responsáveis pela elaboração e/ou
revisão daquelas demonstrações financeiras e cujas condutas, comissivas ou omissivas,
no seu entendimento, deram azo aos descumprimentos apontados.
25.
Concluo, portanto, que o termo de acusação se desincumbiu de caracterizar
as possíveis infrações que alega terem ocorrido e identificar os autores a quem as
atribui, tendo individualizado devidamente a conduta dos acusados. Estão presentes na
peça acusatória todos os elementos necessários à compreensão dos ilícitos imputados
aos acusados e, por conseguinte, ao exercício do seu direito de defesa, não havendo que
se falar, também, em inépcia da acusação.

10 Recurso CRSFN 12.052, Conselheiro Relator Arnaldo Penteado Laudísio, j. 25.9.2013.
11 TRF-4 – 3a Turma - Apelação/Reexame Necessário no 0006439-74. 2007.404. 7100/RS; TRF-4 – 4a
Turma - Agravo em Agravo de Instrumento no 0025758-80.2010.404.0000/RS - Relatora Marga Inge
Barth Tessler, j. 23.3.2011.
12 HC no 80.549/SP, Relator: Min Nelson Jobim; j. 20.3.2001; Órgão Julgador: Segunda Turma.
13 Art. 9o Antes da intimação dos acusados para apresentação de defesa, a PFE emitirá parecer sobre o
termo de acusação, no prazo de 30 (trinta) dias contados da data do termo de acusação, com o seguinte
escopo: I – análise objetiva da observância dos requisitos do art. 6o; II – exame do cumprimento do art.
11; e III – exame da adequação do rito adotado para o processo administrativo sancionador. Parágrafo
único. A Superintendência que tiver oferecido o termo de acusação poderá, considerando o parecer da
PFE, arquivar o processo.

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26.
Em relação à preliminar de ilegitimidade passiva arguida por Paulo Roberto
Costa, com a alegação de que nunca teria participado do acompanhamento dos testes de
impairment e de seu reflexo nas demonstrações financeiras, e à de inexigibilidade de
conduta diversa arguida por Jorge Zelada, com a alegação de que os documentos
relacionados ao impairment de refinarias gozavam de presunção de veracidade e
legitimidade, entendo tratarem-se de questões de mérito, relativas à apuração da
responsabilidade pelo eventual descumprimento do CPC 01 (R1), cujo deslinde não
deve se dar em sede preliminar.
27.
Portanto, pelos motivos expostos, afasto as preliminares de inépcia da
acusação, não individualização das condutas, inexigibilidade de conduta diversa e
ilegitimidade passiva.
II.3.
EXONERAÇÃO PELA APROVAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
28.
Fábio Barbosa alega que, na medida em que as demonstrações financeiras
de 31.12.2010 foram aprovadas sem ressalvas pela assembleia geral ordinária da
Companhia realizada em 28.4.2011, restaria verificada a exoneração de suas
responsabilidades como administrador, nos termos do art. 134, §3o14, da Lei no
6.404/1976.
29.
Seu argumento, no entanto, é improcedente.
30.
O regime de responsabilidade civil da Lei no 6.404/1976 não se confunde
com regime administrativo disciplinar da Lei no 6.385/1976 e tampouco, diga-se, com a
apuração de eventuais responsabilidades criminais, salvo expressa disposição em
contrário15, de forma que o descumprimento ou a “quitação” possuem requisitos e
ensejam consequências diversos16. Assim, a aprovação das contas poderá importar em
quitação da companhia em favor do administrador, sendo, todavia, inoperante em
relação à sua responsabilidade administrativa perante o órgão regulador.

14 Art. 134. (..) §3o A aprovação, sem reserva, das demonstrações financeiras e das contas, exonera de
responsabilidade os administradores e fiscais, salvo erro, dolo, fraude ou simulação.
15 A rigor, a Lei no 6.404/1976 é notadamente explícita ao preservar as repercussões criminais de condutas
descritas em seus artigos (vide Art. 8o, §6o, art. 13, art. 107, §1o e art. 201, §1o).
16 Nesse sentido, ressalta Luiz Antonio Sampaio Campos que “o sistema de responsabilidade da LSA
resulta apenas a responsabilidade no plano civil. Não é, todavia, a única responsabilidade a que podem
estar sujeitos os administradores. Estes poderão, ainda, conforme o caso, sujeitar-se a responsabilidade
criminais e administrativas, em que os conceitos não são necessariamente iguais aos previstos para a
responsabilidade civil, especialmente no tocante ao regime da formação de culpa, entre outros”.
CAMPOS, Luiz Antonio Sampaio. “Deveres e responsabilidades dos administradores”. In: LAMY
FILHO, Alfredo; BULHÕES PEDEREIRA, José Luiz (Org.). Direito das Companhias. 2. ed. Rio de
Janeiro: Forense, 2017, p. 1.203.

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31.
Como bem pontuou o Diretor Gustavo Gonzalez em seu voto17 no
julgamento do PAS CVM no RJ2016/7961, de 30 de janeiro de 2020:
O poder disciplinar da CVM não se confunde com o regime de
responsabilidades da Lei Societária. A toda evidência, a assembleia
geral não pode dispor da pretensão punitiva da CVM. O artigo 9o, VI,
da Lei no 6.385/1976 deixa claro que eventuais pretensões
indenizatórias da companhia ou de seus acionistas não se confundem
com a pretensão punitiva da CVM, quando prevê que “[a] Comissão
de Valores Mobiliários (...) poderá (...) aplicar aos autores das
infrações indicadas no inciso anterior as penalidades previstas no
artigo 11, sem prejuízo da responsabilidade civil ou penal” (grifos
no original)
II.4.
ACORDO DE COLABORAÇÃO PREMIADA
32.
Paulo Roberto Costa declara que a 5a Câmara de Coordenação e Revisão do
Ministério Público Federal (“5a CCR-MPF”), em sua 852a reunião, de 5.2.2015, teria
homologado, no campo da improbidade administrativa, o Acordo de Colaboração
Premiada que firmou com o Ministério Público Federal envolvendo os fatos
investigados na Operação "Lava Jato"18.
33.
De fato, consta da ata da referida reunião o recebimento de ofício
encaminhado por Procurador da República para análise e homologação de acordos
firmados no âmbito da Operação "Lava Jato", embora a ata não traga as partes
envolvidas em tais acordos19. A ata registra “que as disposições da nova Lei 12.846, de
2013, compõem um microssistema sancionatório estabelecendo o acordo de leniência
como ferramenta de solução extrajudicial no campo da responsabilização de índole
civil, na linha do que já prevê a Lei 12.850, de agosto de 2013, na esfera penal”, e que,
em função disso, a Câmara resolveu homologar, no campo da improbidade
administrativa, os acordos encaminhados por meio do mencionado ofício.
34.
Em vista disso, Paulo Roberto Costa aduz que seria incabível qualquer
pleito contra ele no presente PAS, pois as imputações a que responde – artigos 153, 176
e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e artigos 14 e 26, I, da Instrução CVM no 480/2009 –
estariam inseridas no âmbito da improbidade administrativa.

17
Acessível
em:
http://www.cvm.gov.br/export/sites/cvm/noticias/anexos/2020/20200130_
PAS_CVM_RJ2016_7961_voto_diretor_gustavo_gonzalez.pdf
18 O Acordo de Colaboração Premiada foi firmado por Paulo Roberto Costa na qualidade de réu na Ação
Penal no 5026212-82.2014.404.7000.
19
Acessível
em:
http://www.mpf.mp.br/atuacao-tematica/ccr5/coordenacao/sessoes-
coordenacao/atas/atas-de-coordenacao-2015/ata-de-sessao-ordinaria-no-852.pdf

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35.
Não procede, no entanto, a argumentação do acusado.
36.
Sobre esse ponto, destaco inicialmente o voto da Procuradora Mônica
Nicida Garcia, exarado em 1.9.201620, ao apreciar, na própria 5a CCR-MPF, o Acordo
de Leniência envolvendo ilícitos na contratação de navios-sonda para a Petrobras. A
procuradora, citando a decisão tomada na supramencionada 852a reunião da Câmara,
reconheceu em seu voto que o MPF vinha admitindo a celebração de acordos que
envolviam a atenuação ou mesmo a não aplicação das sanções previstas na Lei no
8.429/1992, conhecida como Lei da Improbidade Administrativa.
37.
Nos termos do mencionado voto, “[n]ão faria, mesmo, sentido que o
Ministério Público, titular da ação penal e da ação de improbidade, pudesse celebrar
acordos em uma seara e não em outra.”
38.
Acrescento, nesse aspecto, que, em vista da necessidade de não
comprometer a efetividade dos acordos de colaboração ali apreciados, a 5a CCR-MPF,
em sua decisão 5.2.2015, delimitou os termos pelos quais a homologação aprovada
naquela data passaria a repercutir seus efeitos no âmbito da improbidade administrativa:
“a) formulação de pedidos declaratórios de sujeição das condutas
praticadas às hipóteses normativas da Lei no 8429/92; b) abstenção de
pleito judicial no tocante às sanções previstas no art. 12 do citado
diploma legal, considerando as cominações e as consequências na
esfera penal, decorrentes dos acordos de colaboração premiada e das
ações penais propostas; c) em caso de quebra do acordo firmado, o
MPF pleiteará a aplicação das sanções correspondentes aos atos de
improbidade praticados.”
39.
A par da expressa previsão no acordo de que a colaboração premiada
produziria efeitos inclusive sobre a propositura pelo MPF de ação de improbidade
administrativa relativa aos fatos descritos na transação, não é possível extrair dessa
constatação qualquer repercussão quanto ao trâmite do presente processo
administrativo. Primeiro porque o acordo de delação premiada não foi celebrado com a
Comissão de Valores Mobiliário, mas com o Ministério Público Federal, que
estabeleceu restrições a sua própria competência legal para o ajuizamento de ações de
natureza criminal ou civil, não havendo qualquer decisão que expressamente alcance ou
restrinja o dever desta Comissão de investigar e punir em sede administrativa as
infrações de que tiver conhecimento no âmbito do mercado de valores mobiliários.
40.
Os efeitos da colaboração premiada devem respeitar as balizas do acordo
homologado em juízo. No caso vertente, além desta autarquia não ter sido alcançada
pelos efeitos da transação, verifica-se que uma eventual condenação pelas infrações de

20 Acessível em http://www.mpf.mp.br/pgr/documentos/acordo_leniencia_smb.pdf

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que é acusado – artigos 153, 176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e artigos 14 e 26, I,
da Instrução CVM no 480/2009 –, não tem qualquer repercussão penal, não configura
improbidade administrativa por parte de Paulo Roberto Costa e sequer acarreta
comunicação obrigatória ao Ministério Público.
41.
Além disso, no caso concreto, a conduta imputada a Paulo Roberto Costa
refere-se a eventual falta de diligência e cuidado no desempenho de suas atribuições de
administrador da Petrobras, no tocante ao cumprimento de norma contábil relativa à
avaliação periódica do valor recuperável de ativos, o que teria levado a que
determinadas demonstrações financeiras não espelhassem corretamente a situação
patrimonial da Companhia. Não se verifica, e sequer foi sustentado pelo acusado, que
ele tenha reconhecido a procedência dessa acusação ou tenha produzido provas em seu
desfavor, nesse particular, no âmbito da delação premiada.
42.
De tudo o exposto, concluo que a decisão da 5a CCR-MPF, em sua 852a
reunião, no que tange ao Acordo de Colaboração Premiada firmado pelo acusado com o
Ministério Público Federal, não atinge as infrações administrativas aqui apuradas e não
elide a competência legal da CVM para impor a ele, nos termos do art. 1121 da Lei no
6.385/1976, sanções contra a eventual infração aos artigos 153, 176 e 177, §3o, da Lei no
6.404/1976, e artigos 14 e 26, I, da Instrução CVM no 480/2009.
43.
Rejeito, portanto, a preliminar arguida.
III.
DESCUMPRIMENTOS DO CPC 01 (R1)
44.
A discussão de mérito travada nos autos versa, basicamente, sobre o
cumprimento ou não dos requerimentos do CPC 01 (R1) nos testes de recuperabilidade
– ou testes de impairment – de ativos de refino da Petrobras, realizados para as
demonstrações financeiras dos exercícios sociais de 2010 a 2014, e a apuração das
responsabilidades por eventuais infrações à Lei no 6.404/1976 e à Instrução CVM no
480/2009, em virtude de algum descumprimento do pronunciamento técnico.
45.
O objetivo do CPC 01 (R1), explicitado em seu item 122, é estabelecer
procedimentos a serem seguidos pelas entidades a fim de assegurar que seus ativos

21 A Comissão de Valores Mobiliários poderá impor aos infratores das normas desta Lei, da Lei no 6.404,
de 15 de dezembro de 1976 (Lei de Sociedades por Ações), de suas resoluções e de outras normas legais
cujo cumprimento lhe caiba fiscalizar as seguintes penalidades, isoladas ou cumulativamente: (...).
22 CPC 01 (R1). Item 1. O objetivo deste Pronunciamento Técnico é estabelecer procedimentos que a
entidade deve aplicar para assegurar que seus ativos estejam registrados contabilmente por valor que não
exceda seus valores de recuperação. Um ativo está registrado contabilmente por valor que excede seu
valor de recuperação se o seu valor contábil exceder o montante a ser recuperado pelo uso ou pela venda
do ativo. Se esse for o caso, o ativo é caracterizado como sujeito ao reconhecimento de perdas, e o
Pronunciamento Técnico requer que a entidade reconheça um ajuste para perdas por desvalorização. O

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estejam registrados contabilmente por valores que não excedam os valores de
recuperação. A norma contábil foi editada, assim, em linha com o disposto no artigo
183, §3°, I, da Lei no 6.404/197623, pelo qual as companhias abertas devem
periodicamente verificar a capacidade de recuperação dos valores registrados no
imobilizado e no intangível, e reconhecer contabilmente as eventuais perdas de valor
identificadas.
46.
A doutrina contábil esclarece essa exigência24:
“O princípio que orienta essa prática é o de que nenhum ativo pode
estar reconhecido no balanço por valor que não seja recuperável, seja
por meio do fluxo de caixa proporcionado pela venda ou por meio do
fluxo de caixa decorrente do seu emprego nas atividades da entidade25.
(...)
Portanto,
periodicamente
as
entidades
devem
avaliar
a
recuperabilidade dos valores registrados no ativo imobilizado, o que
na prática implica que o valor contábil desses ativos seja limitado a
seu valor econômico.”
47.
No entanto, com exceção dos ativos intangíveis e do ágio pago por
expectativa de rentabilidade futura (goodwill), que anualmente devem ser testados para
impairment, o CPC 01 (R1) somente exige que as companhias abertas testem os ativos
imobilizados caso existam indicações de redução de seu valor recuperável.
48.
Os ativos cujos testes de recuperabilidade são objeto de escrutínio nos autos
integram o segmento de negócios de abastecimento da Petrobras, subárea de refino, e
são as refinarias RNEST, sediada no estado de Pernambuco, e Comperj, sediada no
estado do Rio de Janeiro. Por sua natureza, os seus valores recuperáveis não eram
apurados pelo valor de venda e sim pelo de uso, obtido pelo valor presente dos fluxos de
caixa futuros esperados.

Pronunciamento Técnico também especifica quando a entidade deve reverter um ajuste para perdas por
desvalorização e estabelece as divulgações requeridas.
23 Art. 183. No balanço, os elementos do ativo serão avaliados segundo os seguintes critérios: (...) § 3o A
companhia deverá efetuar, periodicamente, análise sobre a recuperação dos valores registrados no
imobilizado e no intangível, a fim de que sejam: I – registradas as perdas de valor do capital aplicado
quando houver decisão de interromper os empreendimentos ou atividades a que se destinavam ou quando
comprovado que não poderão produzir resultados suficientes para recuperação desse valor; ou II –
revisados e ajustados os critérios utilizados para determinação da vida útil econômica estimada e para
cálculo da depreciação, exaustão e amortização. (Redação dada pela Lei no 11.941, de 2009)
24 MARTINS, Eliseu et. al. Manual de Contabilidade Societária – 2. ed. – São Paulo: Atlas, 2013. pp.
288-289.
25 Nos testes de impairment aqui tratados, os valores recuperáveis dos ativos, por sua natureza - refinarias
de petróleo -, foram calculados por seus valores em uso, estimados pelos fluxos de caixa esperados com a
sua operação, não se aplicando o cálculo pelos valores de venda, também previsto no CPC 01 (01).

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49.
Para a RNEST, são contestados os procedimentos de avaliação de
impairment realizados nos exercícios de 2010 a 2014 e, para o Comperj, os realizados
nos exercícios de 2011 a 2013.
50.
Além disso, a SEP também concluiu ter havido o descumprimento do CPC
01 (R1), no teste de recuperabilidade realizado em 31.12.2012 para o conjunto de ativos
de refino agregado pela Companhia em uma unidade geradora de caixa, a UGC
Abastecimento, na qual foram incluídas em 2011 e 2012, respectivamente, o Comperj e
a RNEST.
51.
Trata-se, portanto, no presente caso, em última instância, de verificar se, no
tocante a esses ativos, as demonstrações financeiras da Petrobras de 2010 a 2014
exprimiram com clareza a sua situação patrimonial, conforme exigido pelo caput do art.
176 da Lei no 6.404/1976.
52.
Analisarei, primeiramente, as acusações de descumprimento do CPC 01
(R1) no exercício de 2010, em que a RNEST não foi testada para impairment, e em
seguida as acusações referentes a 2011, em que ela foi testada de forma isolada e o
Comperj testado junto ao restante do parque de refino.
53.
Na sequência, tratarei, de forma conjunta, das acusações relativas ao
Comperj, em 2012 e 2013, e à RNEST em 2012, 2013 e 2014, exercícios em que ambas
foram testadas na UGC Abastecimento.
54.
Por fim, abordarei a acusação específica sobre o teste de impairment
realizado para UGC Abastecimento no exercício de 2012.
III.1.
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2010
III.1.1.
RNEST
55.
Contextualizando brevemente, a RNEST surgiu como projeto conjunto da
Petrobras e da companhia de petróleo venezuelana PDVSA, tendo sido anunciada como
uma entre cinco iniciativas que iriam compor um marco no relacionamento entre as
duas companhias, conforme Comunicado ao Mercado datado de 29.9.200526.
56.
O comunicado registrou que o investimento projetado era de US$2,5 bilhões
e se tratava do primeiro projeto de refinaria aprovado pela diretoria da Petrobras desde a
conclusão da Revap, em 1979. A escolha da área do Suape, em Pernambuco, teria

26 As outras quatro iniciativas anunciadas naquela data envolviam a exploração conjunta de campos de
gás natural na região do Caribe, a quantificação e certificação de duas reservas petrolíferas na Venezuela,
com vistas a exploração conjunta, e a adequação das operações de subsidiária da Petrobras atuante na
Venezuela à nova legislação local.

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envolvido a participação de 100 pessoas, entre consultores e técnicos das duas
companhias.
57.
Também foi anunciado que os investimentos relacionados à refinaria foram
contemplados no plano de negócios da Companhia para o período 2006-2010 e
inseriam-se na estratégia de liderar o mercado de petróleo, gás natural e derivados na
América Latina.
58.
Em 23.1.2007, a Companhia divulgou Comunicado ao Mercado com
informações sobre os “Principais Projetos da Petrobras no Plano de Aceleração do
Crescimento (PAC)”, anunciado pelo Governo Federal naquela data, entre os quais
constava a Refinaria Abreu e Lima, com previsão de investimentos totais de R$10
bilhões (Doc. SEI 0302938, pp. 195-199).
59.
Posteriormente, em 14.12.2007, outro comunicado anunciou que a
Companhia e a PDVSA decidiram constituir uma empresa no Brasil para a construção e
operação da refinaria. Em 26.3.2008, foi anunciada a assinatura por ambas de um
contrato de associação na Refinaria Abreu e Lima, com previsão de participação no
capital social de 60% da Petrobras e 40% da PDVSA, investimento de US$4,05 bilhões
e capacidade de processamento de 200 mil barris de petróleo por dia, 50% do Brasil e
50% da Venezuela.
60.
Por fim, em 30.10.2009, outro Comunicado ao Mercado informou que a
Petrobras e a PDVSA haviam concluído as negociações para a constituição da empresa
que iria construir e operar a Refinaria Abreu e Lima27.
61.
Porém, apesar de todas essas tratativas, a PDVSA não integralizou a sua
participação na sociedade constituída para operar a refinaria, RNEST S.A., e o projeto
foi desenvolvido somente pela Petrobras. A autorização para início da execução das
obras foi concedida pela Diretoria da Petrobras em 25.11.2009, no documento interno
DIP 327/200928, 29.
62.
O documento relacionava entre as motivações para a execução do projeto,
entre outras, o seu caráter estratégico, associado ao interesse de integração energética
entre Brasil e Venezuela, abrindo caminho para futuras linhas de integração mais
abrangentes entre os dois países, bem como o seu cunho social, de promoção do
desenvolvimento do Nordeste, por meio do fortalecimento da indústria e de relevante
geração de empregos.

27 Todos esses comunicados estão às pp. 183-206 do Doc. SEI 0302938.
28 Doc. SEI 0301885, pp. 251-257.
29 Poucos dias depois, em 2.12.2009, a Petrobras divulgou ao mercado a assinatura de cinco contratos
com consórcios de empreiteiras, no valor total de R$8,9 bilhões, destinados à construção da Refinaria
Abreu e Lima (Doc. SEI 0302938, p. 207).

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63.
A análise da atratividade do projeto foi feita considerando o arranjo
societário já mencionado, em que haveria a participação de 60% da Petrobras e 40% da
PDVSA, acordo este que estaria em fase final de negociação entre os governos do Brasil
e da Venezuela, com previsão de conclusão até dezembro de 2009.
64.
Anteriormente à supracitada aprovação da execução do projeto, o DIP
212/200930, de 3.9.2009, previu para o projeto, no cenário de Referência, um VPL
negativo em US$3,067 bilhões, com uma taxa mínima de atratividade de 10,3%. Este
resultado motivou a inclusão de novas condições e a alteração de determinadas
premissas, consignadas no supracitado DIP 327/2009, que elevaram o VPL para um
valor positivo de US$0,076 bilhão e permitiu que o projeto tivesse a sua execução
aprovada em 25.11.2009.
65.
O aumento do VPL foi causado, principalmente, pela redução da taxa de
atratividade para 9,6% a.a. (US$1,169 bilhão) e pela consideração de possíveis
desonerações fiscais (US$1,251 bilhão) e do valor de mercado que seria perdido para
terceiros, em caso de não construção do empreendimento (US$0,722 bilhão). Além
disso, também foi incluída a perpetuidade nos fluxos de caixa futuros e aumentado o
Fator de Utilização da refinaria para 96%.
66.
Iniciada a construção do empreendimento, também não houve qualquer
aporte da PDVSA até a apresentação das demonstrações financeiras relativas ao
exercício social findo em 31.12.2010, ocasião em que a Petrobras detinha 99,99% do
capital social da RNEST S.A.31. Nessa data, a controlada registrava na conta
Imobilizado, subconta Ativos em Construção, aproximadamente R$4,4 bilhões, e seria
esse o valor a ser confrontado com o que fosse obtido em uma eventual avaliação do
valor recuperável do ativo.
67.
Porém, como já mencionado, o teste não é obrigatório para ativos
imobilizados, para os quais o CPC 01(R1), em seu item 932, determina que as
companhias avaliem ao fim do exercício se há alguma indicação de sua desvalorização
e, somente em caso positivo, estimem o seu valor recuperável.

30 Doc. SEI 0301885, pp. 241-248.
31 Observe-se que Paulo Roberto Costa, no depoimento que deu em juízo na qualidade de réu na já
mencionada Ação Penal no 5026212-82.2014.404.7000, ao ser inquirido a respeito de sua participação na
administração da RNEST S.A., da qual era presidente do Conselho de Administração, respondeu que a
sociedade foi criada apenas pela expectativa de receber a PDVSA como sócia no empreendimento, mas
que, na medida em que isso não se concretizava, todas as decisões relativas a ela eram tomadas pela
Diretoria da Petrobrás, possuindo a existência da RNEST S.A., bem como sua administração, mero
caráter formal (Doc. SEI 0301885, p. 226).
32 CPC 01 (R1). Item 9. A entidade deve avaliar ao fim de cada período de reporte, se há alguma
indicação de que um ativo possa ter sofrido desvalorização. Se houver alguma indicação, a entidade deve
estimar o valor recuperável do ativo.

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68.
Com base nessa previsão, a Companhia informou à SEP que, no exercício
de 2010, o teste de impairment da RNEST não foi realizado porque, à época, entendeu-
se que não existiam indicativos de perda em seu valor recuperável33.
69.
Contudo, o CPC 01 (R1) relaciona em seu item 12g34, como possível
indicação de desvalorização de um ativo, a existência de evidências provenientes de
relatórios internos. Dessa forma, contrariamente ao posicionamento da Petrobras, a
Acusação entende que informações extraídas de documentos internos da Companhia,
em especial do DIP 327/2009, seriam “indícios de perda do valor então ativado” e que,
por consequência, o teste de impairment da refinaria deveria ter sido realizado em
31.12.2010.
70.
Os supostos indícios eram (i) a ausência de aportes de recursos no
empreendimento pela PDVSA; (ii) o aumento dos custos orçados para a sua execução,
dos US$4,05 bilhões, anunciados ao mercado em 26.3.2008, para o montante de
US$13,362 bilhões, previsto no DIP 327/2009, em 25.11.2009; e (iii) a não obtenção
das desonerações tributárias de US$1,251 bilhão, utilizadas no cálculo do VPL que
aprovou a execução do projeto.
71.
A área técnica defende, dessa forma, que, ao deixar de realizar o teste de
impairment da RNEST em 31.12.2010, a Companhia teria descumprido os itens 9 e 12g
do CPC 01 (R1), bem como o item 4235, pois o fato de a refinaria estar em construção
em 2010 não elidiria a obrigação de se proceder ao teste.
72.
No curso da investigação a Petrobras manifestou-se nos autos, em resposta
aos pedidos de esclarecimentos da SEP e por meio da Nota Técnica 2016. Embora não
tenha sido responsabilizada no termo de acusação, a Companhia manifestou-se também
em apoio à defesa dos acusados, com a Nota Técnica 2018, o Parecer Contábil 2018 e
memoriais. Em todas essas manifestações, defende ter havido o correto cumprimento do
CPC 01 (R1), tanto em de 2010 quanto nos exercícios seguintes.
73.
No tocante ao exercício de 2010, a Companhia e as defesas asseveram que
foi respeitado o disposto no item 9 do pronunciamento e somente se deixou de realizar o

33 Resposta aos Ofícios/CVM/SEP/GEA-5 nos 157/2015, 10/2016 e 11/2016; Nota Técnica 2016.
34 CPC 01 (R1). Item 12. Ao avaliar se há alguma indicação de que um ativo possa ter sofrido
desvalorização, a entidade deve considerar, no mínimo, as seguintes indicações (...) Fontes internas de
informação (...) (g) evidência disponível, proveniente de relatório interno, que indique que o desempenho
econômico de um ativo é ou será pior que o esperado; (...).
35 CPC 01 (R1). Item 42. Quando o valor contábil de um ativo não incluir ainda todas as saídas de caixa a
serem incorridas antes de estar pronto para uso ou venda, a previsão de saídas de fluxos de caixa futuros
deve incluir uma previsão de qualquer saída de caixa adicional que se espera incorrer antes que o ativo
esteja pronto para uso ou venda. Por exemplo, esse é o caso de edifício em construção ou de projeto em
desenvolvimento que ainda não foi concluído.

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teste de impairment da RNEST S.A. por ter-se concluído que não existiam indicativos
de sua desvalorização.
74.
Um dos argumentos apresentados nesse sentido é o de que a taxa de
atratividade utilizada para se analisar a viabilidade de um investimento não se prestaria
ao cálculo do valor em uso de ativos para fins de impairment. Para esse teste, o CPC 01
(R1) recomendaria uma taxa que incorporasse as condições de mercado existentes na
data do teste e no âmbito de atuação da entidade, como o CMPC (ou WACC, na sigla
em inglês).
75.
Nesse sentido, alega-se que o VPL de US$0,076 bilhão, calculado para a
RNEST em 25.11.2009 com a utilização de uma taxa de atratividade de 9,6% a.a., teria
sido atualizado para 31.12.2010 com a utilização do CMPC, estimado em 6,9% a.a. para
a refinaria. Com a alteração, o valor em uso do ativo passaria a ser de R$5,4 bilhões,
superior ao valor contábil naquela data, R$4,4 bilhões, mesmo desconsiderando as
premissas de desonerações fiscais, perpetuidade e valor do mercado perdido para
terceiros, utilizadas na avaliação do investimento.
76.
Discutirei a controvérsia sobre as taxas de desconto mais adiante, neste
Voto. Quanto ao argumento apresentado, primeiramente observo que ele não veio
acompanhado de qualquer memória de cálculo que comprovasse a atualização do VPL
de aprovação do projeto e demonstrasse o resultado atingido para o valor em uso, após a
alteração da taxa. Mais do que isso, lembro que a irregularidade apontada pelo termo de
acusação é a ausência de teste de impairment da RNEST em 31.12.2010, quando
determinadas informações disponíveis na referida data imporiam a sua realização, nos
termos estabelecidos pelo CPC 01 (R1).
77.
Este suposto descumprimento da norma contábil não pode ser elidido pela
realização extemporânea do cálculo do valor em uso da refinaria, que nada mais é do
que o teste que, a seu tempo, deixou de ser realizado. O que aqui se discute é se o valor
recuperável do ativo deveria, à época, ter sido calculado para fins de comparação com o
seu valor contábil, não se podendo aceitar a alegação de que, embora ele não tenha sido
realizado, um cálculo feito a posteriori demonstraria a inexistência de perdas.
78.
Outro argumento de defesa é que a conclusão pela desnecessidade da
realização do teste de impairment teria sido constatada por meio da atualização dos
dados constantes de estudo de viabilidade econômico-financeira do empreendimento,
feito pela empresa Ernest & Young (“EY”) em julho de 2009 (Doc. SEI 0301802, pp.
94-173).
79.
Esse estudo teria apurado um VPL positivo para a RNEST em determinados
cenários, destacando o cenário que usava taxa de retorno de 9,55% a.a., no qual os
custos poderiam passar de US$10,9 bilhões até US$14,2 bilhões, antes que o VPL se

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tornasse negativo, devido a crédito obtido junto ao BNDES para o empreendimento (p.
153).
80.
Alega-se, assim, que o monitoramento das principais variáveis desse estudo
(taxa do dólar, custo do petróleo, preço de derivados) não teria demonstrado variações
significativas entre 2009 e 2010 e teria amparado a conclusão sobre a ausência de
indicativos de desvalorização da refinaria e a consequente desnecessidade de testá-la
para impairment em 31.12.2010.
81.
Porém, também aqui não há provas documentais dos alegados
monitoramento e atualização do estudo da EY. Embora o CPC 01 (R1) não exija a
formalização de uma avaliação dessa natureza, como o faz para o registro do teste do
valor recuperável36, o Manual Financeiro da Petrobras vigente à época determinava em
seu Capítulo 1.3, item 537, que, no tocante à verificação de perda de valor recuperável
de ativos, não tendo sido verificados indícios de desvalorização de um ativo, caberia à
respectiva área de negócios formalizar o resultado da análise, justificando a não
realização do teste de impairment.
82.
Não consta dos autos, porém, qualquer documento nesse sentido. Logo, a
falta de uma documentação mínima a suportar a afirmação de que o valor em uso do
ativo teria sido monitorado, para se decidir sobre a necessidade do teste de impairment,
faz com que esse argumento não possa ser aceito para impugnar os indícios
apresentados pela Acusação.
83.
Dessa forma, refutadas essas duas alegações iniciais, de que o ajuste da taxa
de desconto e o monitoramento do estudo EY teriam demonstrado não existir
desvalorização da RNEST em 31.12.2010, cabe analisar os elementos que o termo de
acusação aponta como indicativos dessa desvalorização e da necessidade de realização
do teste de recuperabilidade.
84.
O primeiro deles é o fato de a PDVSA, em 31.12.2010, não ter aportado no
empreendimento os recursos que dela se esperavam. Nesse aspecto, entendo assistir
razão às defesas, no sentido de que a ausência desse aporte financeiro não indicava
redução do valor recuperável da RNEST, por afetar somente a participação relativa dos
acionistas, sem produzir efeitos sobre o valor presente dos fluxos de caixa futuros
esperados para a refinaria.

36 CPC 01 (R1). Item 8. O ativo está desvalorizado quando seu valor contábil excede seu valor
recuperável. Os itens 12 a 14 descrevem algumas indicações de que essa perda possa ter ocorrido. Se
qualquer dessas situações estiver presente, a entidade deve fazer uma estimativa formal do valor
recuperável. Exceto conforme descrito no item 10, este Pronunciamento Técnico não requer que a
entidade faça uma estimativa formal do valor recuperável se não houver indicação de possível
desvalorização.
37 Doc. SEI 0456758, pp. 138.

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85.
Embora a Petrobras tenha arcado com todos os custos incorridos no
empreendimento até aquela data e de haver indicativos de que ela teria que arcar
integralmente com os custos vindouros, eles não afetavam os fluxos de caixa futuros
esperados com a refinaria, mas, sim, a repartição de seus eventuais benefícios ou
prejuízos, que ficariam integralmente com a Petrobras ou seriam divididos com a
potencial sócia, caso esta integralizasse a sua participação.
86.
Entendo, portanto, que a ausência de integralização pela PDVSA, em
31.12.2010, de sua parcela prevista no investimento na RNEST, não configurava causa
apta a obrigar a Companhia a realizar o teste de impairment da refinaria naquela data.
87.
Em relação ao segundo indício apontado pela Acusação, a elevação dos
custos orçados para a construção da refinaria entre 2008 e 2009 - US$4,05 bilhões em
26.3.2008 para US$13,362 bilhões em 25.112009 -, alguns acusados invocam o estudo
da EY, que concluiu que os custos poderiam passar de US$10,9 bilhões até US$14,2
bilhões, antes que o VPL se tornasse negativo, devido ao financiamento do BNDES ao
projeto.
88.
Alega-se, também, que o valor de US$13,362 bilhões teria sido
contemplado no cálculo do VPL do empreendimento em 25.11.2009, de R$0,076
bilhão, e que, após o mencionado ajuste da taxa de desconto, concluiu-se que o valor do
ativo era recuperável, mesmo quando desconsideradas as outras premissas adotadas
naquele cálculo. Ou seja, tendo os custos orçados sido considerados nos fluxos de caixa
futuros esperados para o ativo, que conduziram ao VPL positivo, não seriam tais custos,
assim, indicativo da desvalorização da refinaria, a menos que se comprovasse qualquer
elevação nessa previsão entre 2009 e 2010, o que a Acusação não teria demonstrado.
89.
Não obstantes essas alegações, o fato é que o estudo da EY e a posterior
análise procedida pela Companhia, consolidada no DIP 327/2009, foram feitas em 2009
e, como dito antes, não há nos autos comprovação de que o primeiro tenha sido
atualizado em 31.12.2010 nem pode ser aceito como argumento o recálculo, em sede de
defesa, do VPL de aprovação do empreendimento com nova taxa de desconto.
90.
Entendo, portanto, que o significativo aumento dos custos orçados para a
construção da refinaria, que mais do que triplicaram de 2008 a 2009, era um alerta para
que a recuperabilidade do investimento devesse ser verificada com cuidado no exercício
subsequente.
91.
Da mesma forma, acompanho a SEP no entendimento de que a não
obtenção das desonerações fiscais de US$1,251 bilhão, previstas na aprovação da
execução do projeto em 25.11.2009, indicava a possibilidade de que o valor recuperável
do empreendimento pudesse ter sofrido perdas em 31.12.2010.

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92.
As desonerações foram objeto de proposição aprovada pela Diretoria da
Companhia juntamente com o DIP 327/2009, determinando ao Tributário e ao
Abastecimento que reforçassem sua atuação junto ao Ministério da Fazenda, visando à
obtenção dos benefícios.
93.
Não obstante essa determinação, as desonerações não haviam sido ainda
conseguidas em 31.12.2010. Os acusados alegaram que não havia, nessa data, qualquer
indicação de que os benefícios fiscais não seriam concedidos pelo Poder Público, e que,
portanto, a premissa adotada em 2009 deveria ser considerada válida.
94.
Não pode ser perdido de vista, contudo, que a consideração dessas
desonerações contribuiu para que o VPL do empreendimento passasse de um valor
negativo de US$3,067 bilhões para um positivo de US$0,076 bilhão, permitindo que a
execução do projeto fosse aprovada em 25.11.2009. Logo, tendo elas sido fundamentais
na decisão sobre a viabilidade do projeto, a mera expectativa de que seriam conseguidas
não afasta, no meu entender, o alerta sobre uma possível perda do valor recuperável do
ativo em 31.12.2010, quando não haviam sido ainda obtidas.
95.
Também observo que as indicações de desvalorização de ativos apontadas
no item 12 do CPC 01 (R1), oriundas de fontes internas ou externas38, não são
exaustivas, conforme explicita o seguinte item 13 do pronunciamento, que estabelece
que a entidade pode identificar outras indicações ou fontes de informação de que um
ativo pode ter se desvalorizado e que exijam a determinação de seu valor recuperável39.
96.
A decisão sobre se determinado ativo deve ou não ter seu valor recuperável
avaliado passa, portanto, pelo julgamento da administração da Companhia quanto a
possíveis indicações de sua desvalorização ou da redução do seu desempenho
econômico. No caso em apreço, a RNEST teve sua execução aprovada em 25.11.2009
(i) já com uma previsão de gastos futuros de US$13,362 bilhões, sendo que, no ano
anterior, a previsão era de US$4,05 bilhões, e (ii) com a adoção de premissas, senão
duvidosas, no mínimo controvertidas – além das desonerações fiscais (US$1,251
bilhão), foi feita a redução da taxa de retorno de 10,3% para 9,6% a.a. (US$1,169

38 O item 12 do CPC 01 (R1) elenca os seguintes indicativos da necessidade de se proceder a um teste de
valor recuperável de ativos ou teste de impairment: Fontes externas: “(i) diminuição significativa do valor
de mercado do ativo; (ii) mudanças significativas no ambiente de mercado, tecnológico, etc., com efeito
adverso sobre a Companhia; (iii) aumento nas taxas de juros ou outras taxas de mercado; e (iv) valor
contábil do patrimônio líquido superior ao seu valor de mercado”; e Fontes internas: “(i) evidência de
obsolescência ou dano físico do ativo; (ii) mudanças significativas na extensão ou maneira em que o
ativo é utilizado,com efeito adverso sobre a Companhia; e (iii) relatório interno evidenciando
desempenho econômico pior do que o esperado.”
39 CPC 01 (R1). Item 13. A relação constante do item 12 não é exaustiva. A entidade pode identificar
outras indicações ou fontes de informação de que um ativo pode ter se desvalorizado, exigindo que a
entidade determine o seu valor recuperável (..).

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bilhão) e inserido no cálculo do VPL o valor de mercado que seria perdido para
terceiros, no caso da não construção do empreendimento (US$0,722 bilhão).
97.
Avalio que as condições de aprovação do empreendimento, em 25.11.2009,
por si só demandariam uma avaliação cuidadosa, em 31.12.2010, da necessidade de se
proceder ao teste de impairment. Essas condições, somadas ao fato de que uma delas
ainda não havia se efetivado, caso das desonerações tributárias, tornavam a realização
do teste, no meu entendimento, obrigatória, de modo a que fosse atendido o objetivo
primordial da aplicação do CPC 01 (R1) pelas companhias abertas, consignado em seu
item 1, qual seja, o de assegurar que seus ativos estejam registrados contabilmente por
valor que não exceda seus valores de recuperação.
98.
Concluo, portanto, que em relação às demonstrações financeiras da
Petrobras de 31.12.2010, foram descumpridos os itens 9 e 12g do CPC 01 (R1), em
virtude da não realização do teste impairment da RNEST, quando havia fundadas
indicações sobre a necessidade de sua realização.
99.
Quanto ao item 42 do pronunciamento, que segundo a Acusação também
teria sido descumprido, entendo que ele somente se aplicaria caso o teste de impairment
tivesse sido realizado, situação em que nele teriam que ser computadas as saídas de
caixa oriundas dos gastos com a construção do empreendimento.
III.2.
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2011
III.2.1.
RNEST
100.
Em 31.12.2011, a PDVSA ainda não havia integralizado a participação
prevista de 40% no capital social da RNEST S.A., assunto que foi objeto de três
Comunicados ao Mercado divulgados pela Petrobras em 2011.
101.
O primeiro, de 13.9.2011, informava que, para entrar na sociedade, a
PDVSA teria que adquirir 40% de suas ações e se responsabilizar por 40% da dívida
contraída por ela junto ao BNDES. Também informava que, devido à necessidade de
novos aportes de capital para que a construção da refinaria pudesse ter seguimento, a
Petrobras estava negociando com a PDVSA uma data limite para realizar a referida
transação.
102.
Em 03.10.2011, a Petrobras informou ter sido comunicada pelo BNDES que
as garantias oferecidas pela PDVSA eram aceitáveis e que fixou a data de 30.11.2011
para que esta finalizasse as tratativas para ingresso na RNEST S.A.. Por fim, em
30.11.2011, a Companhia informou ao mercado que havia prorrogado por 60 dias o
prazo para encerramento das negociações.

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103.
Voltando à situação em 31.12.2011, nessa data a RNEST S.A. registrava um
montante de R$11,3 bilhões em seu ativo imobilizado, variação de 147% em relação ao
valor de 31.12.2010. Segundo informou a Petrobras no curso da investigação (Doc. SEI
0301802, p. 76), este fato foi considerado como indicativo de desvalorização e motivou
a realização de um teste de impairment do ativo, para as demonstrações financeiras
daquele exercício, teste este que não identificou a existência de perdas.
104.
De fato, das informações sobre o teste enviadas pela Companhia (Doc. SEI
0301802, pp. 175-178) o termo de acusação confirmou que o valor em uso apurado para
o ativo, de US$6,8 bilhões, quando convertido para moeda nacional em 31.12.201140,
totalizava o montante de R$12,8 bilhões, superior, portanto, ao valor contábil de R$11,3
bilhões.
105.
Esse resultado, porém, não convenceu a área técnica, que considerou os
seguintes fatos como evidências de que, em 31.12.2011, poderia ter sido reconhecida
uma perda no valor recuperável da RNEST S.A.: a PDVSA ainda não havia aportado
recursos no empreendimento; o aumento dos custos contabilizados no imobilizado para
R$11,3 bilhões, todos assumidos pela Petrobras, assim como os custos futuros; a
postergação da entrada em operação da refinaria, de dezembro de 2012 para junho de
2013; e a não obtenção das desonerações tributárias que haviam sido previstas.
106.
O termo de acusação também aponta que, apesar de a RNEST ser um ativo
pré-operacional, no teste de impairment foi empregada uma taxa de desconto de 5,36%
a.a., inferior à taxa de 6,80% a.a. utilizada para testar, na mesma data, as refinarias
maduras da Companhia, e ainda menor do que a utilizada na aprovação do investimento,
em 25.11.2009, de 9,6% a.a..
107.
Do exposto, a Acusação conclui ter havido erros no procedimento
empregado para testar o valor recuperável da RNEST S.A. em 31.12.2011 e que, em
função disso, perdas na investida provavelmente deixaram de ser reconhecidas nas
demonstrações financeiras da Petrobras daquela data. Por essa razão, a administração da
Companhia teria descumprido o CPC 01 (R1) em seus itens 1, 12g, 55b41 e 5642, os dois
últimos devido ao emprego de taxa de desconto supostamente incorreta.

40 Item 180 do termo de acusação.
41 CPC 01 (R1). Item 55b. A taxa de desconto deve ser a taxa antes dos impostos, que reflita as avaliações
atuais de mercado acerca: (...) (b) dos riscos específicos do ativo para os quais as estimativas de fluxos de
caixa futuros não tenham sido ajustadas.
42 CPC 01 (R1). Item 56. Uma taxa que reflita avaliações atuais de mercado do valor do dinheiro no
tempo e dos riscos específicos do ativo é o retorno que os investidores exigiriam se eles tivessem que
escolher um investimento que gerasse fluxos de caixa de montantes, tempo de ocorrência e perfil de risco
equivalentes àqueles que a entidade espera que advenham do ativo. Essa taxa é estimada a partir de taxas
implícitas em transações correntes de mercado para ativos semelhantes, ou ainda do custo médio
ponderado de capital de companhia aberta listada em bolsa que tenha um ativo único (ou carteira de

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108.
Passando a decidir, verifico que o primeiro elemento apontado como
possível causa de desvalorização do ativo, a não integralização dos recursos esperados
da PVSA, como já comentado no item anterior, não produz efeito sobre o seu valor em
uso, devendo também desta feita ser afastado.
109.
Quanto ao aumento de custos, a postergação da entrada em operação da
refinaria e a não obtenção das desonerações tributárias, concordo com o alegado pelas
defesas de que mesmo que esses fatores indicassem uma possível perda no valor
recuperável da refinaria, o fato é que o seu teste de impairment, ao contrário do ocorrido
no exercício anterior, foi realizado em 31.12.2011, conforme estabelece o item 9 do
CPC 01 (R1).
110.
Tendo o valor recuperável sido calculado em montante superior ao valor
contábil do ativo, entendo também assistir razão às defesas quando afirmam que a
Acusação deveria ter demonstrado concretamente alguma falha no procedimento de
execução do teste ou apontado erros porventura existentes nos cálculos, causados pelas
supostas evidências de desvalorização que relaciona.
111.
Não basta, como fez o termo de acusação, relacionar alguns fatos
indicativos de que uma perda poderia ter sido reconhecida no valor recuperável da
RNEST S.A., já que, comprovada essa realidade, a consequência seria a necessidade de
realização do respectivo teste de impairment, o que efetivamente foi feito em
31.12.2011.
112.
A respeito das apontadas indicações de desvalorização, o aumento para
R$11,3 bilhões do imobilizado da RNEST S.A. em 31.12.2011 foi justamente a
justificativa apresentada para a realização do teste e, pelo fato de estarem
contabilizados, não têm influência sobre o cálculo do valor em uso do ativo, com o qual
seriam comparados para fins de reconhecimento de eventual perda de valor que, ao
final, não se constatou.
113.
Quanto aos outros elementos, as defesas, assim como a Nota Técnica 2018
da Companhia, asseveram que a postergação por seis meses na data de entrada em
operação da refinaria teria sido considerada e que as desonerações tributárias, por sua
vez, não foram incluídas no cálculo do valor em uso do ativo, que, como visto, foi
apurado em R$12,8 bilhões.
114.
Em vista desses argumentos e da ausência de demonstração concreta de
qualquer erro procedimental ou material no cálculo do valor recuperável da RNEST
S.A., referentes às demonstrações financeiras da Petrobras de 31.12.2011, causados

ativos) semelhante em termos de potencial de serviço e riscos do ativo sob revisão. Entretanto, a taxa de
desconto (ou taxas) utilizada para mensurar o valor em uso do ativo não deve refletir os riscos para os
quais os fluxos de caixa futuros estimados tenham sido ajustados. De outro modo, o efeito de algumas
premissas será levado em consideração em duplicidade.

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pelos elementos apontados pela Acusação, concluo que não houve descumprimento dos
itens 1 e 12g, do CPC 01 (R1), este último atendido pelo fato de que o teste foi
efetivamente realizado.
115.
Resta, porém, avaliar se houve erro de procedimento na escolha da taxa de
desconto de 5,36% a.a. utilizada para testar o empreendimento ainda em construção, em
vista da utilização de uma taxa de 6,80% a.a. para as refinarias maduras e em função de
a execução do projeto ter sido aprovada com uma taxa de 9,6% a.a..
116.
Em relação a essa última taxa, utilizada para calcular o VPL de aprovação
do projeto em 25.11.2009, entendo assistir razão à alegação das defesas, em linha com
as várias manifestações da Companhia nos autos, de que ela não se confunde com a taxa
de desconto empregada nos testes periódicos de impairment.
117.
Com efeito, para decidir sobre a execução ou continuação de determinado
projeto, a administração da Companhia certamente deve estipular o retorno mínimo que
espera do investimento, consubstanciado na chamada taxa de atratividade, e sobre a qual
ela possui liberdade para fazer suas próprias estimativas, por exemplo, a respeito do
custo futuro do capital próprio ou de terceiros, mesmo que dissociadas, naquele
momento, das condições de mercado.
118.
Outro é o caso da definição de uma taxa de desconto para fins de
impairment, em que o VPL será comparado com os custos já incorridos e
contabilizados, para avaliar a necessidade de reconhecimento de uma perda nas
demonstrações financeiras. Aqui não há a mesma liberdade comentada anteriormente,
devendo ser respeitados os condicionantes impostos pelo CPC 01 (R1), que determina
em seus itens 55 e 56 que se observe, na definição da taxa, as condições existentes no
mercado na data do teste e no âmbito de atuação da entidade.
119.
Não poderia ser diferente, já que o teste de recuperabilidade visa fazer com
que as demonstrações financeiras espelhem a situação patrimonial da Companhia
naquele momento, de modo a fornecer informações úteis para a tomada de decisão de
seus usuários, conforme estabelece o item 1.2. do CPC 00 (R2)43. A taxa de desconto
nele utilizada não deve, assim, incorporar expectativas da administração dissociadas das
contidas nas taxas contemporâneas de mercado.

43 CPC 00 (R2) Item 1.2 O objetivo do relatório financeiro para fins gerais é fornecer informações
financeiras sobre a entidade que reporta que sejam úteis para investidores, credores por empréstimos e
outros credores, existentes e potenciais, na tomada de decisões referente à oferta de recursos à entidade.
Essas decisões envolvem decisões sobre: (a) comprar, vender ou manter instrumento de patrimônio e de
dívida; (b) conceder ou liquidar empréstimos ou outras formas de crédito; ou (c) exercer direitos de votar
ou de outro modo influenciar os atos da administração que afetam o uso dos recursos econômicos da
entidade.

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120.
Observe-se, em acréscimo, que o CPC 01 (R1) traça diretrizes e orientações
sobre a definição da taxa de desconto nos itens A15 a A21 de seu apêndice e coloca
como opção, no item A17, a utilização do CMPC da entidade, como fez a Petrobrás em
seus testes de impairment.
121.
Concluo, portanto, que a taxa de atratividade de 9,6% a.a., utilizada para
aprovar o início da execução da RNEST em 25.11.2009, não serve de parâmetro para se
avaliar a adequação da taxa de desconto de 5,36% a.a., empregada no teste de
impairment daquele ativo em 31.12.2011.
122.
Passo a analisar, agora, o argumento da Acusação de que, estando a RNEST
ainda em construção, em fase pré-operacional, não haveria sentido em se utilizar no seu
teste uma taxa de desconto inferior à de 6,80% a.a., empregada pela Petrobras para o
restante de seu parque de refino, composto por refinarias em atividade há muitos anos e
com geração de caixa estável. A composição das taxas foi informada pela Companhia à
SEP, conforme a tabela abaixo:
Tabela 01: Comparação entre as taxas de desconto RNEST/UGC Abastecimento para 2011
WACC da RNEST
WACC dos ativos maduros de refino
Custo nominal da dívida c/ tributação
4,90%
Custo nominal da dívida c/ tributação
3,88%
Custo nominal do capital próprio
14,19%
Custo nominal do capital próprio
11,64%
Estrutura de capital
41,00%
Estrutura de capital
30,00%
Custo médio ponderado de capital
10,38%
WACC nominal
9,31%
Inflação brasileira (IPCA)
4,76%
Inflação americana
2,35%
WACC real
5,36%
WACC real
6,80
123.
A Companhia informou que as taxas foram diferentes, entre outros fatores,
pela diferença na relação capital próprio/capital de terceiros da RNEST para o restante
do parque de refino, e pelo perfil de financiamento da nova refinaria, que contou com
significativo empréstimo do BNDES a juros subsidiados44.
124.
Segundo as defesas, a SEP não teria indicado de que forma os cálculos
presentes na tabela acima estariam equivocados. De fato, o termo de acusação alega que
a Companhia não explicou a diferença existente entre os fatores que compunham as

44 Verifico da Nota Explicativa no 10 - Financiamento, das demonstrações financeiras de 31.12.2010 da
RNEST S.A., que esta taxa foi de 7,43% a.a. (Doc. SEI 0302938, pp. 189-191). A estrutura de
financiamento da Petrobras, por sua vez, está divulgada na Nota Explicativa no 16 - Financiamentos, de
suas demonstrações financeiras de 31.12.2011.

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duas taxas, mas, por sua vez, a peça acusatória também não indica qualquer erro nos
números ou aponta, para algum deles, o valor que entende ser mais correto.
125.
Com isso, a Acusação apoia-se somente no entendimento de que, pelo fato
de a RNEST estar em implantação e, a princípio, oferecer maior risco na geração de
fluxos de caixa futuros do que as refinarias maduras, não haveria racionalidade na
utilização, em seu teste de impairment, de uma taxa de desconto menor que a utilizada
para o restante do parque de refino.
126.
Porém, apesar de esse entendimento, intuitivamente, parecer fazer sentido, o
fato é que, para um teste de impairment, as taxas têm que ser calculadas dentro das
diretrizes fixadas pelo CPC 01 (R1) e respeitando os índices financeiros aplicáveis, na
respectiva data, ao ativo a ser testado. Nesse aspecto, não há como negar que a
Petrobrás utilizou metodologia recomendada pela norma contábil, tendo informado a
composição das taxas de desconto empregadas nos testes, em relação às quais a
Acusação não demonstra, e tampouco vislumbro nos autos, qualquer sinal de que
estariam incorretas.
127.
Os argumentos apresentados pela Companhia e trazidos pelas defesas me
convenceram que os parâmetros utilizados nos cálculos das taxas de desconto não
guardam relação obrigatória com o fato de a RNEST estar em estágio pré-operacional e
as outras refinarias operando, sendo possível, portanto, que resultem em uma taxa
menor para o ativo em construção, como de fato resultaram no presente caso.
128.
Não vejo, portanto, nas informações trazidas ao processo, elementos aptos a
impugnar a taxa de desconto utilizada no teste de impairment do ativo imobilizado da
RNEST S.A., concluindo, de tudo o exposto, que, em relação às demonstrações
financeiras da Petrobras de 31.12.2011, no que tange ao referido teste, que também não
houve descumprimento dos itens 55b e 56 do CPC 01 (R1).
III.2.2.
COMPERJ
129.
Em 31.12.2011, o 1o trem de refino do Comperj foi testado para impairment
dentro da UGC Abastecimento, o que, na visão da SEP, teria evitado o reconhecimento
de perda em seu valor recuperável e implicado em descumprimento do CPC 01 (R1).
130.
Antes de entrar no mérito das acusações, cabe fazer uma breve análise da
metodologia empregada pela Petrobras na gestão de seus ativos de refino e de seus
reflexos nos procedimentos empregados para atender os requerimentos do
pronunciamento técnico45. Apesar de este Colegiado já ter apreciado, em diversas

45 No curso do processo, a gestão do parque de refino foi detalhada pela Companhia em várias
oportunidades. Cf. Resposta aos Ofícios/CVM/SEP/GEA-5 nos 157/2015, 10/2016 e 11/2016, Nota

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ocasiões, acusações formuladas contra administradores de companhias abertas em
virtude da não realização ou do não reconhecimento de impairment de ativos46, a
questão da agregação de ativos em unidades geradoras de caixa, salvo engano, é tema
ainda não trazido em sede de julgamento.
131.
Segundo informações presentes nos autos, para o planejamento e gestão de
longo prazo de suas atividades de refino, produção e venda de óleo, gás natural e
derivados, a Companhia utiliza metodologia desenvolvida e aplicada desde a década de
1970, operacionalizada por meio do sistema Planinv – Modelo de Planejamento de
Investimentos. Para o planejamento de curto prazo do parque de refino, é utilizado o
sistema Planab – Planejamento do Abastecimento47.
132.
Os dois sistemas têm como diretriz geral a atuação integrada das áreas de
negócios da Petrobras, inclusive quanto ao parque de refino, cuja gestão se dá de forma
centralizada, buscando otimizar o resultado comum e não maximizar o lucro individual
de cada refinaria. As refinarias são consideradas unidades operacionais e não unidades
de negócios e, em função disso, os gestores de cada unidade não possuem autonomia
para escolher o tipo de petróleo processado, o mix de derivados, os mercados de destino
e as exportações.
133.
A integração entre as unidades também ocorre pela transferência entre elas
de produtos intermediários e pelo processamento, em uma, de insumos fornecidos por
outra, devido aos diferentes perfis de refino de cada refinaria.
134.
Outra consequência de se buscar a maximização do resultado da operação
do parque de refino como um todo é que, em determinadas situações, pode ser
privilegiada a atividade de uma refinaria em detrimento do resultado de outra e, com
isso, a análise do desempenho de uma unidade de forma independente das outras
poderia levar a uma visão distorcida de sua capacidade de geração de caixa48, para mais
ou para menos.
135.
Esta forma de gestão, em que um grupo de ativos trabalha em conjunto para
gerar receita e em que a geração de caixa de cada ativo individual não é independente da

Técnica 2016 e 2018, Parecer Contábil 2015 e 2018, e memoriais protocolados pela Companhia, pelos
quais a metodologia ainda é utilizada atualmente.
46 PAS CVM no RJ2014/1442, Diretor Relator Roberto Tadeu Antunes Fernandes, j. 2.6.2015; PAS CVM
no RJ2015/1823, Diretor Relator Gustavo Borba, j. 2.8.2016; PAS CVM no RJ2014/7199, Diretor Relator
Henrique Machado, j. 8.112016; PAS CVM no RJ2015/1954, Diretor Relator Henrique Machado, j.
27.5.2019.
47 A descrição desses sistemas e da integração das atividades da Petrobras, em especial a de refino, pode
ser encontrada nos autos, por exemplo, no Anexo 1 do documento “Teste de Impairment do
Abastecimento – data-base 31/12/2010” (Doc. SEI 0301886, pp. 148-177).
48 Conforme exposto no documento supra (Doc. SEI 0301886, p. 171).

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dos demais, é recepcionada pelo CPC 01 (R1) no conceito de unidade geradora de caixa
(“UGC”), definida em seu item 6 como sendo “o menor grupo identificável de ativos
que gera entradas de caixa, entradas essas que são em grande parte independentes das
entradas de caixa de outros ativos ou outros grupos de ativos.”
136.
Nos termos dos itens 2249, 6650 e 6751, ativos que não gerem entradas de
caixa em grande parte independentes um dos outros devem ser agrupados em uma UGC
e os indicativos de perda de valor recuperável, bem como os testes de impairment
eventualmente realizados, devem ser relativos a essa UGC.
137.
O CPC 01 (R1) reconhece, em seu item 6852, que a identificação de uma
UGC envolve julgamento, o que está em linha com as mudanças trazidas pela
convergência das normas contábeis brasileiras às normas internacionais de
contabilidade, após o advento da Lei no 11.638/2007, de 28 de dezembro de 2007.
Como é cediço, as normas editadas pelo CPC a partir de então evidenciam a
necessidade de maior julgamento e análise pelo aplicador da norma contábil.
138.
Outra previsão relevante para o presente caso é a que consta do item 6953 do
pronunciamento técnico, segundo o qual a forma de gestão utilizada pela entidade pode

49 CPC 01 (R1). Item 22. O valor recuperável é determinado para um ativo individual, a menos que o
ativo não gere entradas de caixa provenientes de seu uso contínuo, que são, em grande parte,
independentes daquelas provenientes de outros ativos ou de grupos de ativos. Se esse for o caso, o valor
recuperável é determinado para a unidade geradora de caixa à qual o ativo pertence (ver itens 65 a 103), a
menos que: (a) o valor justo líquido de despesas de venda do ativo seja maior do que seu valor contábil;
ou (b) o valor em uso do ativo possa ser estimado como sendo próximo do valor justo líquido de despesas
de alienação e este possa ser mensurado.
50 CPC 01 (R1). Item 66. Se houver qualquer indicação de que um ativo possa estar desvalorizado, o valor
recuperável deve ser estimado para o ativo individual. Se não for possível estimar o valor recuperável
para o ativo individual, a entidade deve determinar o valor recuperável da unidade geradora de caixa à
qual o ativo pertence (unidade geradora de caixa do ativo).
51 CPC 01 (R1). Item 67. O valor recuperável de um ativo individual não pode ser determinado se: (a) o
valor em uso do ativo não puder ser estimado como sendo próximo de seu valor justo líquido de despesas
de venda (por exemplo, quando os fluxos de caixa futuros advindos do uso contínuo do ativo não
puderem ser estimados como sendo insignificantes); e (b) o ativo não gerar entradas de caixa que são em
grande parte independentes daquelas provenientes de outros ativos. Nesses casos, o valor em uso e,
portanto, o valor recuperável, somente pode ser determinado para a unidade geradora de caixa do ativo.
52 CPC 01 (R1). Item 68. Conforme definido no item 6, uma unidade geradora de caixa de um ativo é o
menor grupo de ativos que inclui esse ativo e gera entradas de caixa que são em grande parte
independentes das entradas de caixa provenientes de outros ativos ou grupos de ativos. A identificação de
uma unidade geradora de caixa do ativo envolve julgamento. Se o valor recuperável não puder ser
determinado para um ativo individual, a entidade identifica o menor agregado de ativos que gera entradas
de caixa em grande parte independentes.
53 CPC 01 (R1). Item 69. As entradas de caixa são entradas de caixa e equivalentes de caixa recebidos de
terceiros independentes da entidade. Ao identificar se as entradas de caixa provenientes de um ativo (ou
grupo de ativos) são, em grande parte, independentes das entradas de caixa provenientes de outros ativos
(ou grupos de ativos), a entidade deve considerar vários fatores, incluindo a maneira como a
administração monitora as operações da entidade (tais como: por linhas de produto, linhas de negócios,

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ser determinante para decidir se as entradas de caixa provenientes de um ativo são, em
grande parte, independentes das entradas de caixa provenientes de outros ativos.
139.
De acordo com o informado pela Petrobras, as suas refinarias foram
agrupadas em uma UGC ainda em 2008, com exceção de Comperj e RNEST, cujos
ativos imobilizados ainda eram imateriais à época e Refap, cujo controle era dividido
com a YPF Repsol. A Companhia relacionou, em seus memoriais, outras empresas
petrolíferas internacionais que também adotariam a prática de agregar seus ativos dessa
maneira54.
140.
A nota explicativa no 4.2 das demonstrações financeiras de 31.12.2013 da
Petrobras – Definição das unidades geradoras de caixa para testes de recuperabilidade
de ativos (Impairment)55, traz informações sobre a abordagem da Companhia,
consignando que “[a] definição das (...) UGC ́s envolve julgamentos e avaliação por
parte da administração, com base em seu modelo de negócio e gestão, e seus impactos
sobre os resultados dos testes de recuperabilidade de ativos de longa duração podem
ser significativos.”
141.
A nota explicativa também relaciona as várias UGCs em que a Companhia
agrega seus ativos: Exploração e Produção, Abastecimento, Gás e Energia, Distribuição,
Biocombustível e Internacional. Para o que interessa ao presente processo, as refinarias,
juntamente com terminais, dutos e outros ativos logísticos, integram a UGC
Abastecimento.
142.
A metodologia de gestão centralizada do parque de refino, descrita
anteriormente, também está divulgada nessa nota explicativa, que registra que “[a]
definição da UGC Abastecimento é baseada no conceito de integração e otimização do
resultado, podendo as indicações do planejamento e as operações dos ativos privilegiar
uma determinada refinaria em detrimento de outra, buscando maximizar o desempenho
global da UGC, sendo os dutos e terminais partes complementares e interdependentes
dos ativos de refino, com o objetivo comum de atendimento ao mercado.”
143.
Voltando à análise dos procedimentos empregados pela Petrobras no teste
de impairment de 31.12.2011, o projeto do Comperj, composto por refinaria com dois
trens de refino e outras unidades petroquímicas, foi anunciado ao mercado em 2006 e

localidades individuais, áreas distritais ou regionais) ou a maneira como a administração toma decisões
sobre a continuidade ou a baixa dos ativos e operações da entidade.
54 Doc. SEI 1080824, pp. 13-14.

55 Doc. SEI 0301918, p. 177.

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teve a execução aprovada em 26.2.2010, com uma previsão de investimento de US$7,97
bilhões56.
144.
Para fins de impairment, seu 1o trem de refino foi agregado à UGC
Abastecimento a partir do exercício de 2011, quando teria adquirido materialidade57. O
teste de impairment da UGC de 31.12.2011 não identificou perda no valor recuperável
do conjunto de ativos58.
145.
Porém, a Acusação entende que o ativo não deveria ter sido testado dentro
da UGC Abastecimento, em razão de o empreendimento ainda estar em fase pré-
operacional e, dessa forma, apresentar riscos superiores aos das refinarias em operação.
Pela mesma razão, teria havido inconsistência no fato de seus ativos terem sido testados
para impairment com a mesma taxa de desconto usada para se testar a UGC, de 6,8%
a.a..
146.
O termo de acusação também aponta que documento interno da Companhia
registra que os investimentos projetados para a implantação do 1o trem de refino do
Comperj teriam aumentado para US$11,76 bilhões em dezembro de 2011, contra
US$7,97 bilhões na aprovação de 26.2.2010. O mesmo documento indica que o seu
VPL atualizado seria de US$2,08 bilhões negativos59.
147.
Em vista dessas informações, que para a SEP seriam evidências objetivas de
que uma perda poderia ter sido reconhecida no valor recuperável do 1o trem de refino do
Comperj em 31.12.2011, a área técnica entendeu que a sua inclusão no teste de
impairment da UGC Abastecimento resultou em descumprimento dos itens 1, 12g, 55b
e 56 do CPC 01 (R1).
148.
As defesas, assim como a Companhia em suas manifestações, alegam que
que o termo de acusação reconhece, em seus itens 56 a 62, ser adequada a abordagem
utilizada pela Companhia de considerar o conjunto de refinarias como uma UGC, em
vista da integração existente em seu sistema de refino, o que se justificaria, “inclusive,
pela própria participação de mercado da Petrobras em tal segmento de atividade.”
149.
Aduzem que eventuais indícios de desvalorização não poderiam ser
considerados ao nível do Comperj e sim da UGC Abastecimento. Havendo tais indícios,

56 DIP 2/2010 (Doc. SEI 0301895, pp. 208-273). O montante a ser investido, de US$7,97 bilhões, consta
do item 16.2 (p. 212).
57 Nas demonstrações financeiras de 31.12.2010, o Comperj não foi testado para impairment, tendo a SEP
aceitado a alegação da Companhia de que seus ativos imobilizados ainda não teriam a necessária
materialidade.
58 O teste da UGC Abastecimento de 31.12.2011 apurou um valor em uso de R$75,559 bilhões, superior
ao valor contábil de R$65,0 bilhões (Doc. SEI 0301886, pp. 178-208).
59 “Relatório de Pós-EVTE de Projetos de Investimento – Abastecimento – dezembro de 2011” (Doc.
SEI 0301907, pp. 141-145).

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a UGC teria que ser testada para impairment, o que efetivamente ocorreu em
31.12.2011, sem que fosse identificada perda de valor recuperável para o conjunto de
ativos que a compunham.
150.
Dessa forma, defendem que, ainda que os elementos apontados pela
Acusação fossem considerados indicativos de uma eventual desvalorização do ativo,
eles não justificariam a realização de um teste individual, nos termos dos mencionados
itens 22 e 66 a 69 do CPC 01 (R1).
151.
Em vista desses argumentos, importa avaliar primeiramente se, à luz do
CPC 01 (R1), o fato de a refinaria estar ainda em construção, em fase pré-operacional,
seria impeditivo de ela ser incorporada à UGC Abastecimento, toda ela formada por
unidades em operação há longo tempo.
152.
Sobre esse ponto, entendo não haver o impedimento sugerido pela
Acusação. Cabe à Companhia exercer o devido julgamento na identificação de suas
UGCs, nos termos do item 68 do pronunciamento, devendo considerar para isso, nos
termos do item 69, a forma como gerencia suas operações.
153.
Como visto anteriormente, já há bastante tempo a Petrobras gerencia seu
parque de refino de forma integrada, o que se traduz no agrupamento das refinarias em
uma UGC para fins de impairment. Essa prática foi efetivamente reconhecida como
regular pela própria Acusação.
154.
Em vista disso, é razoável supor que a integração de uma nova refinaria ao
parque existente deve começar ainda na fase de concepção e projeto, o que, por certo,
otimizará a agregação de valor ao conjunto, quando de sua entrada em operação. A
própria Companhia explicita essa prática, ao descrever em 2010 o seu sistema de
planejamento de atividades, Planinv:
“Nesse contexto de grande integração das atividades da Petrobras e
complexidade do sistema de abastecimento do País, muitas vezes é
difícil aferir as consequências isoladas de um projeto. A
interdependência de projeto implica na existência de externalidades
que cada um isoladamente gera sobre os demais, inclusive sobre os já
existentes, tornando necessário avaliar a influência de um projeto em
estudo sobre a totalidade do sistema do qual ele participa.” 60
155.
A gestão das refinarias pela Petrobras incorpora, portanto, a contribuição
das futuras unidades ao sistema existente. No caso do Comperj, isso também seria
ilustrado pelas projeções futuras de transferências de produtos entre ela e as outras
refinarias, constantes das informações anexadas pela Companhia.

60 Doc. SEI 0301886, p. 167.

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156.
Essas informações e considerações me fazem concluir que o tratamento
contábil empregado pela Petrobras, quando incluiu o 1o trem de refino do Comperj na
UGC Abastecimento e procedeu ao teste de impairment conjunto em 31.12.2011,
mesmo estando a refinaria ainda em fase pré-operacional, foi consistente com o disposto
no CPC 01 (R1), nos seus itens 22 e 66 a 69.
157.
Dou também razão às defesas, quando alegam que as informações apontadas
pela Acusação, referentes ao aumento dos investimentos necessários para a implantação
da refinaria e às projeções de um VPL negativo, não tinham o condão de obrigar a
Companhia a testá-la para impairment isoladamente em 31.12.2011.
158.
Embora essas informações pudessem lançar dúvidas sobre a viabilidade do
investimento realizado na refinaria, o projeto continuou em execução e não há notícia
nos autos de que os pontos levantados pela SEP alteraram a previsão de que o Comperj
seria gerenciado de forma integrada às outras.
159.
Dessa forma, qualquer indicação de desvalorização deveria ser tratada no
nível da UGC Abastecimento e não da própria refinaria. Esse foi o procedimento
adotado pela administração da Companhia em 31.12.2011, quando testou o Comperj na
UGC Abastecimento, procedimento este que reputo como correto e que, ao final,
verificou não ter havido perda no valor recuperável da UGC61.
160.
Ressalte-se, ademais, que o termo de acusação não apresenta demonstração
concreta de qualquer erro material ou de procedimento ocorrido no cálculo do valor
recuperável da UGC Abastecimento anexada aos autos, em função das supostas
evidências de desvalorização do Comperj por ela levantadas.
161.
Também não restou demonstrada pela Acusação qualquer irregularidade na
utilização da taxa de desconto de 6,8% a.a. no cálculo do valor em uso do conjunto de
ativos. Segundo informou a Companhia, na Nota Técnica 2018, a taxa de desconto da
UGC Abastecimento foi determinada com base no CMPC, utilizando-se de fatores de
risco que incorporavam o fato de ela possuir empreendimentos em diferentes fases de
implementação e desenvolvimento. Valem aqui, portanto, as considerações já
consignadas neste Voto a respeito dos parâmetros estabelecidos pelo CPC 01 (R1) para
o cálculo de taxa de desconto a ser usada em testes de impairment.
162.
Concluo, portanto, em relação às demonstrações financeiras da Petrobras de
31.12.2011, que, no tocante ao teste de impairment do 1o trem de refino do Comperj,
não houve descumprimento dos itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1).

61 Doc. SEI 0301886, p. 196.

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III.3.
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE 31.12.2012, 31.12.2013 E 31.12.2014
III.3.1
COMPERJ
163.
Nos exercícios de 2012 e 2013, a Petrobras manteve o 1o trem de refino do
Comperj na UGC Abastecimento, cujos testes de impairment, à semelhança do ocorrido
no exercício anterior, não identificaram perda no valor recuperável do conjunto de
ativos62,63.
164.
O termo de acusação, no entanto, da mesma forma que em relação a 2011,
relaciona documentos internos da Companhia, que indicariam uma possível perda no
valor recuperável do 1o trem de refino do Comperj naqueles exercícios. Em 2012,
análises indicavam aumentos dos investimentos necessários e postergação do prazo para
a entrada em operação da refinaria, reportando valores de VPL da ordem de US$5,15 a
US$8,86 bilhões negativos para o empreendimento64.
165.
Em 2013, igualmente, análise interna reportou para o 1o trem de refino do
Comperj um VPL de US$9,40 bilhões negativos65 e a postergação da execução de seu
2o trem de refino, enquanto o Relatório de Administração referente às demonstrações
financeiras de 31.12.2013 informou que a operação da refinaria somente se iniciaria a
partir de 2016.
166.
A Acusação novamente aponta o fato de o empreendimento estar em fase
pré-operacional e, dessa forma, considera ser inconsistente testá-lo para impairment
com a mesma taxa de desconto usada para se testar os ativos maduros da UGC
Abastecimento.
167.
O termo de acusação também contesta a alegação de que haveria uma
integração do Comperj ao restante do parque de refino, pelas diferenças entre a sua
capacidade de produção por unidade de ativo imobilizado (8,3 mbpd/R$bilhões) e a do
conjunto de outras refinarias (27,0 mbpd/R$bilhões). Este resultado comprovaria não
existir ganhos de sinergia entre a refinaria e os demais ativos da UGC Abastecimento.

62 O teste da UGC Abastecimento referente a 2012 está formalizado no documento “Teste de Impairment
do Abastecimento Data-base 31/12/2012” (Doc. SEI 0301886, pp-209-247). Foi apurado um valor em uso
de R$130,816 bilhões, superior ao valor contábil de R$103,999 bilhões (p.229).
63 O teste da UGC Abastecimento referente a 2013 está formalizado no documento “Teste de Impairment
do Abastecimento Data-base 31/12/2013” (Doc. SEI 0301883, pp. 223-262)”. Foi apurado um valor em
uso de R$183,087 bilhões, superior ao valor contábil de R$130,081 bilhões (p. 246).
64 “Análise de Rentabilidade do Programa Comperj – dezembro de 2012” (Doc. SEI 0301895 pp. 354-
430); “Parecer da Estratégia Corporativa”, de 27.12.2012 (Doc. SEI 0301907, pp. 87-105).
65 “Análise de Rentabilidade do Programa Comperj”, de 4.3.2013 (Doc. SEI 0301907, pp. 3-86).

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168.
Por todas essas razões, a SEP entende que a administração da Companhia
descumpriu os itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1), ao incluir o Comperj nos testes
de impairment da UGC Abastecimento em 31.12.2012 e 31.12.2013, não obstante as
evidências objetivas de que naquelas datas poderiam ter sido reconhecidas perdas em
seu valor recuperável.
169.
Aprecio, primeiramente, a suposta ausência de sinergia da refinaria do
Comperj com o restante do parque de refino. Quanto a esse ponto, me convenceram os
argumentos contrários ao raciocínio do termo de acusação, apresentados pela
Companhia na Nota Técnica 2018.
170.
De fato, como ali se expôs, além de sinergia não ser conceito previsto no
CPC 01 (R1), o parâmetro utilizado pela SEP, capacidade de produção por unidade de
ativo imobilizado, desconsidera que ativos mais antigos teriam custos históricos
defasados em relação aos de um novo empreendimento. Este fato teria distorcido os
resultados obtidos pela área técnica, que chegaram a valores muito diferentes para a
refinaria e para a UGC Abastecimento.
171.
A Nota Técnica 2018 também demonstra detalhadamente que o
gerenciamento das refinarias pela Companhia se utiliza de modelagens complexas, que
incorporam, entre outros fatores, os distintos esquemas de refino e de disponibilidade de
petróleo para cada unidade. Dessa forma, a integração existente entre as refinarias é
avaliada de forma bem mais complexa do que a vislumbrada pela SEP.
172.
Em relação à manutenção do Comperj na UGC Abastecimento em 2012 e
2013, as defesas alegam que, em vista de eles terem sido testados na UGC em 2011, nos
testes de impairment dos exercícios seguintes houve a aplicação homogênea e
consistente da política contábil da Petrobras. De acordo com o disposto no item 7266 do
CPC 01 (R1), a retirada da refinaria da UGC Abastecimento somente se justificaria na
presença de algum evento significativo, que alterasse o entendimento da Companhia
quanto à impossibilidade de apuração de seu valor recuperável de forma individual.
173.
Nesse sentido, assim como em relação a 2011, as defesas aduzem que as
questões levantadas pela SEP não configurariam eventos de natureza tal que obrigassem
a Companhia a testar a refinaria do Comperj para impairment individualmente em 2012
e 2013 ou que levassem ao reconhecimento de perdas para ela de forma isolada.
Qualquer avaliação de perda de valor recuperável deveria ser feita para a UGC
Abastecimento.

66 CPC 01 (R1). Item 72. As unidades geradoras de caixa devem ser identificadas de maneira consistente
de período para período para o mesmo ativo ou tipos de ativos, a menos que haja justificativa para
mudança.

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174.
Neste ponto, concordo com as defesas. Conforme exposto anteriormente, a
metodologia empregada pela Petrobras na gestão de seu parque de refino busca otimizar
os ganhos conjuntos dos ativos, mesmo que em detrimento do resultado individual de
alguma unidade. Isto não foi diferente para a refinaria do Comperj, mesmo estando
ainda em construção, o que fez com que a sua inclusão na UGC Abastecimento tenha
sido aderente às determinações do CPC 01 (R1), conforme concluído anteriormente.
175.
Como consequência, a sua retirada da UGC somente se justificaria caso se
verificasse que ela não mais iria gerar entradas de caixa de forma interdependente das
refinarias com as quais foi planejada para operar de forma integrada. Na falta dessa
mudança, não há nada que infirme a manutenção da refinaria na UGC Abastecimento,
em linha, ademais, com a consistência temporal do tratamento contábil da matéria,
preconizada pelo item 72 do CPC 01 (R1).
176.
No caso concreto, o termo de acusação relata as flagrantes dificuldades
havidas com a implantação do Comperj em 2012 e 2013, devidamente registradas em
documentos internos da Companhia. As postergações de prazo e as avaliações negativas
do VPL do projeto certamente poderiam fazer com que o prosseguimento da construção
de sua refinaria fosse passível de ser avaliado à luz do interesse social da Petrobras, mas
por si só não seriam causas de sua exclusão da UGC.
177.
A exclusão somente se justificaria pela paralisação da construção do
empreendimento ou por algum outro evento que alterasse a previsão de que a refinaria
iria ser gerenciada de forma integrada às outras refinarias e, portanto, não geraria
entradas de caixa independentes do restante do parque de refino.
178.
Como exemplos de eventos desse tipo, estão as alterações de unidades
geradoras de caixa relacionadas pela Companhia em memorial apresentado antes do
presente julgamento, das quais cito como ilustração, em 2016, a exclusão do conjunto
de embarcações do projeto Hidrovias da UGC Transporte, em função da postergação do
projeto e a exclusão da Usina de Quixadá-CE da UGC Biodiesel, em função do
encerramento das operações, e, em 2019, a exclusão da térmica Termocamaçari da UGC
Energia, em função da não efetivação da venda e falta de perspectiva de operação
futura.
179.
Este não foi o caso do Comperj em 2012 e 2013. Apesar de a metodologia
adotada pela Petrobras nos testes de impairment dos ativos de refino ter sido objeto de
questionamento e discussão no âmbito do Comitê de Auditoria e do Conselho de
Administração, por ocasião da elaboração e aprovação das demonstrações financeiras de
31.12.201367, o que certamente levou à inclusão, nessas demonstrações, da mencionada

67 Cf. reuniões no 71 e 72 do Comitê de Auditoria, em 23.1.2014 e 25.2.2014 (Doc. SEI 03002894, pp. 22
e 30 ). Nessas reuniões o conselheiro de administração M. C. aventou a hipótese de que “a decisão de
considerar o parque de refino como uma unidade geradora de caixa, no momento da entrada de RNEST

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nota explicativa no 4.2 a respeito do assunto, o fato é que, em que pese tais discussões,
foi mantido o prosseguimento da construção da refinaria.
180.
Em vista disso, eventuais indicativos de perda de valor recuperável teriam
que ser avaliados no nível da UGC Abastecimento, cujos testes de impairment foram
efetivamente realizados em 31.12.2012 e 31.12.2013. Na medida em que o termo de
acusação não apresenta demonstração concreta de qualquer erro material ou de
procedimento ocorrido nesses testes, concluo que não houve descumprimento dos itens
1 e 12g, do CPC 01 (R1), relativamente às demonstrações financeiras da Petrobras
daquelas datas, no tocante aos testes de impairment das refinarias do Comperj.
181.
Da mesma forma, pelas razões já expostas anteriormente, concluo
igualmente que não houve o descumprimento dos itens 55b e 56 do pronunciamento,
pelo fato de o Comperj ter sido testado para impairment com a taxa de desconto
calculada para a UGC Abastecimento.
III.3.2
RNEST
182.
Para as demonstrações financeiras de 31.12.2012, a RNEST, que em 2011
havia sido testada para impairment de forma individual, foi incluída na UGC
Abastecimento, cujo teste, como antes comentado, não identificou perda no seu valor
recuperável.
183.
Assim como fez para o Comperj, a SEP contesta a suposta integração da
refinaria ao restante do parque de refino, em virtude das diferenças entre a sua
capacidade de produção por unidade de ativo imobilizado (6,7 mbpd/R$bilhões) e a do
conjunto de outras refinarias (28,1 mbpd/R$bilhões).
184.
O termo de acusação também considera os seguintes elementos como
“inconsistências” incorridas na decisão de testar a RNEST na UGC Abastecimento em
31.12.2012: a utilização de uma mesma taxa de desconto para os ativos maduros e a
refinaria em construção; o aumento de R$11,3 bilhões para R$17,2 bilhões dos custos
reconhecidos contabilmente; a nova postergação de sua entrada em operação de junho
de 2013 para novembro de 2014; e a não obtenção das desonerações tributárias previstas
na aprovação da execução do projeto.
185.
Para a Acusação, na medida em que foram estimados fluxos de caixa
independentes para a RNEST em 2011, o mesmo poderia ser realizado também em
2012 e, assim, concluiu que a decisão de testá-la para impairment em conjunto com as

e Comperj pode ser relacionada ao interesse de se evitar seu impairment.” No mesmo sentido, sua
manifestação contrária à aprovação das demonstrações financeiras de 31.12.2013 (Doc. SEI 03002894, p.
123).

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demais refinarias da UGC Abastecimento teve como consequência o não
reconhecimento de uma perda em seu valor recuperável.
186.
Por todas essas razões, a administração da Companhia teria descumprido os
itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1).
187.
Primeiramente, cabe analisar se a inclusão da RNEST na UGC
Abastecimento encontra respaldo no CPC 01 (R1), especialmente em vista de a
Companhia, até o exercício anterior, testá-la para impairment individualmente.
188.
De acordo com algumas defesas, até 2011 ainda se esperava a participação
da PDVSA no empreendimento, então constituído sob a sociedade RNEST S.A., pois as
tratativas com a empresa venezuelana encontravam-se em andamento, dependendo o
seu encerramento da aprovação de garantias bancárias junto ao BNDES, conforme
divulgado pela Petrobras nos já mencionados Comunicados ao Mercado de 13.9.2011,
3.10.2011 e 30.11.2011.
189.
Porém, em 2012, após o fim do prazo de 60 dias dado em 30.11.2011 para
que a PDVSA finalizasse as medidas necessárias para seu ingresso na RNEST S.A.,
teria se consolidado na Companhia o entendimento de que ela não mais participaria do
empreendimento e, em virtude desse fato, as operações futuras da RNEST passaram a
ser planejadas e efetuadas conjuntamente com o restante do parque de refino, tendo ela
sido incluída na UGC Abastecimento.
190.
Algumas defesas, assim como a Nota Técnica 2018 da Companhia,
apontam, em acréscimo, que em 2012 a Refap também foi incluída na UGC
Abastecimento - em 1.8.2012 -, após o término da parceria da Petrobras com a YPF
Repsol na refinaria, o que reforçaria a homogeneidade do tratamento conferido pela
Companhia à gestão de suas unidades de refino.
191.
Ocorre que outras defesas68 consideram como marco temporal da
desistência definitiva da parceria com a PDVSA a incorporação societária da RNEST
S.A. pela Petrobras, divulgada ao mercado em 25.10.2013 e aprovada em AGE
realizada em 16.12.2013 (Doc. SEI 0302938, pp. 213-214). O fato relevante informou
que “[a] RNEST foi constituída para, entre outras razões, facilitar possíveis parcerias
com investidores interessados na atividade de refino no Brasil. As negociações com
interessados, dentro das premissas fixadas pela Petrobras, não lograram êxito”.
192.
Essa divergência torna necessária uma análise mais detida a respeito do
momento efetivo em que as negociações entre a Petrobras e a PDVSA definitivamente
se encerraram.

68 Ivan Monteiro, João Elek, Hugo Repsold, Roberto Moro, Jorge Ramos, Solange Guedes, Marcus
Aucélio e Túlio Zamin apontam o ano de 2013 para o encerramento das negociações entre as duas
companhias.

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193.
Com efeito, concordo com o entendimento expressado nas Notas Técnicas
2016 e 2018 da Companhia, no Parecer Contábil 2018 e em várias defesas, de que,
enquanto a refinaria contava com a possível participação da PDVSA, para cujo petróleo
estava reservado o seu 2o trem de refino, a Petrobras não teria controle total sobre as
suas decisões estratégicas, operacionais e de investimento, pois não poderia ignorar os
interesses do sócio na gestão da unidade. A geração de entradas de caixa da RNEST, em
consequência de sua gestão apartada, seria, portanto, independente das outras refinarias,
que, ao contrário, eram gerenciadas pela Companhia de forma integrada e centralizada.
194.
Esta realidade fática justifica o fato de a Petrobras não ter, até então,
incluído a RNEST na UGC Abastecimento, e de tê-la testado para impairment
individualmente em 31.12.2011.
195.
No mesmo sentido, também entendo que, configurada a não entrada da
PDVSA no empreendimento, seria natural que, de forma condizente com o seu modelo
de gerenciamento do parque de refino, a Petrobras incorporasse a operação futura da
RNEST a seu sistema integrado de gestão e, consequentemente, passasse a testá-la para
impairment na UGC Abastecimento, nos termos dos itens 22 e 66 a 69 do CPC 01 (R1).
196.
Porém, a consideração de que os fluxos futuros de caixa do empreendimento
não seriam afetados pela presença da PDVSA, ou, em outras palavras, que a gestão
futura da RNEST estaria a cargo integralmente da Petrobras, somente poderia se dar
após a definitiva formalização do fim das negociações com a empresa venezuelana.
Com efeito, após o distrato, a Companhia poderia adequar o projeto da refinaria, pois
não haveria mais a necessidade de processamento do petróleo venezuelano, e integrar a
sua operação ao sistema integrado de gestão do parque de refino, incluindo-a no
Planinv.
197.
Nesse sentido, observo que as tratativas entre as duas sociedades foram
formalizadas no Acordo de Conclusão das Negociações, firmado em 30.10.2009.
Posteriormente, aditivos sucessivos prorrogaram o prazo para que a PDVSA
integralizasse sua participação, primeiramente em 3.10.2011, 6.9.2011 e 30.11.2011.
Todos esses instrumentos foram assinados pelo então Diretor Presidente José Gabrielli
(Doc. SEI 0457661, pp. 81-100).
198.
Como mencionado, o último aditivo foi utilizado por algumas defesas e pela
Companhia, em suas manifestações nos autos, para justificar o seu entendimento de que,
após o encerramento do prazo de 60 dias nele fixado para que a PDVSA cumprisse as
suas obrigações, a Petrobras teria considerado que a refinaria seria gerenciada somente
por ela.
199.
Ocorre que, posteriormente, foram concedidas mais duas prorrogações de
prazo para que a empresa venezuelana integralizasse sua participação na RNEST S.A.,
nestas ocasiões assinadas pela então Diretora Presidente Graça Foster.

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200.
A primeira prorrogação foi concedida por meio de aditivo firmado em
30.3.2012, cujo Considerando XII dizia que Petrobras e PDVSA desejavam prorrogar as
negociações visando ao ingresso da segunda como sócia da RNEST S.A.. O instrumento
concedeu o prazo até 30.9.2012 para que fosse apresentada pela PDVSA a aprovação do
BNDES das garantias referentes ao financiamento concedido ao projeto. Apresentadas
essas garantias, a integralização dos recursos teria que se dar até 30.09.2012.
201.
A segunda prorrogação, concedida por meio de aditivo firmado em
28.9.2012, concedeu novo prazo, desta feita até 30.12.2012, para que fosse apresentada
a aprovação do BNDES das garantias referentes ao financiamento. Apresentadas essas
garantias, a integralização dos recursos pela PDVSA teria que se dar até 28.2.2013.
Caso elas não fossem apresentadas, o item 3.1 do aditivo estipulava que as obrigações
entre as partes extinguir-se-iam retroativamente em 30.12.2012.
202.
Em função desse último aditivo e da extinção e incorporação dos ativos
RNEST S.A pela Petrobrás, em outubro de 2013, algumas defesas aduzem que somente
neste exercício teria ficado evidente que a RNEST não mais seria um negócio apartado
do parque de refino e que, em função disso, ela teria sido integrada à UGC
Abastecimento.
203.
Decidindo, o que se conclui das informações e documentos comentados
acima é que, ao contrário do que alega parcela das defesas e a própria Companhia em
suas manifestações, a possibilidade de entrada da PDVSA na RNEST S.A. encontrava-
se em aberto até 30.12.2012, se considerarmos a data em que as obrigações entre ela e a
Petrobras se extinguiram, pela não apresentação das garantias perante o BNDES,
conforme previsão expressa do item 3.1 do aditivo firmado em 28.9.2012.
204.
Porém, em que pese o encerramento das negociações em 30.12.2012, a
integração da refinaria ao sistema de gestão integrado do parque de refino foi informada
no documento que consolidou o teste de impairment da UGC Abastecimento de
31.12.2012:
A partir deste ano, a Refinaria Abreu e Lima (RNEST) será inserida
na Unidade Geradora de Caixa do Abastecimento. Esta decisão é
baseada no fato de suas operações futuras serem planejadas juntas
com as demais Refinarias da Petrobras. O planejamento de longo
prazo da RNEST e suas unidades de refino já estão modeladas no
PLANINV. Sendo assim, seu teste de impairment será realizado em
conjunto com as demais Refinarias do Sistema Petrobras. (Doc. SEI
0301886, p. 213)
205.
Ora, conforme as defesas e a própria Companhia exaustivamente alegaram
no curso deste processo, em entendimento acatado por este Voto, a possível participação
do sócio estratégico impossibilitaria a gestão da refinaria de forma integrada ao restante

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do parque de refino, e sua inclusão na UGC Abastecimento iria contra o disposto nos
termos dos itens 22 e 66 a 69 do CPC 01 (R1).
206.
Não é factível que, praticamente no mesmo dia do encerramento das
negociações entre as empresas, 30.12.2012, a Petrobras já considerasse a RNEST
integrada a seu parque de refino e procedesse a seu teste de impairment inserido no teste
da UGC Abastecimento com a inclusão da RNEST. Isto porque não havia
materialmente na Companhia nenhuma informação segura que permitisse a área
financeira e de abastecimento trabalhar com cenários alternativos. Mais do que isso, não
há sequer essa alegação pelas defesas de que a Companhia trabalhava antecipadamente
com dois cenários diversos, o de gestão integrada na UGC e o de gestão partilhada com
a PDVSA.
207.
Além disso, a inclusão da RNEST na UGC Abastecimento não era apenas
uma decisão contábil que poderia ser facilmente materializada por uma revisão
matemática no encerramento do exercício. A inclusão na UGC Abastecimento deve
decorrer, como se expôs até aqui, de uma decisão gerencial com reflexos nas áreas de
engenharia e de produção. É evidente que sua contabilização na unidade geradora de
caixa exigiria planejamento integrado com outras áreas da companhia.
208.
Ademais, outro elemento presente nos autos reforça minha convicção de
que a RNEST não poderia ter sido testada para impairment em exercício 2012 na UGC
Abastecimento. Conforme consta do documento que consolidou o teste, apesar de a
data-base do teste ser 31.12.2012, os fluxos de caixa futuros, contados a partir de
1.1.2013, foram apurados para a data-base de 30.9.2012 (Doc. SEI 0301886, pp. 213-
214). Ou seja, apesar de haver tratativas ainda em aberto entre a Companhia e a
PDVSA, para a entrada dessa última na RNEST S.A., devidamente formalizadas
contratualmente, a refinaria foi incluída na gestão integrada do parque de refino, por
meio de sua inserção no sistema Planinv, e teve seu valor recuperável avaliado no
âmbito da impairment na UGC Abastecimento, em total desacordo com o preconizado
pelo CPC 01 (R1) e pela própria Companhia, em suas manifestações nos autos.
209.
Considerando a realidade da Companhia em 30.9.2012, efetivamente não se
compreende que os fluxos de caixa futuros tivessem sido calculados partindo-se da
premissa de que a RNEST teria sua gestão integrada ao parque de refino.
210.
A título de comparação, a inclusão da Refap na UGC Abastecimento não se
deu de forma automática à aquisição, pela Petrobras, da parcela de 30% detida pela YPF
na refinaria. A transação ocorreu em 12.12.2010 e, no exercício social de 2011, a
Petrobras continuou fazendo o teste de impairment da refinaria de forma isolada.
Somente a partir do exercício social de 2012, já integrada ao planejamento operacional
do parque de refino, a Refap foi incluída na UGC Abastecimento.

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211.
Não houve um intervalo de tempo similar ao ocorrido do supracitado caso
da Refap, entre a saída do sócio e a integração da refinaria ao sistema de gestão do
parque de refino, o que, no caso da RNEST, seria esperado, em vista das adaptações que
certamente se fizeram necessárias no projeto da refinaria, originalmente concebida para
processar dois tipos de petróleo.
212.
Não deve deixar de ser observado, também, que foi em razão do aumento
nos custos incorridos em 2011, de R$4,4 para R$11,3 bilhões, que a Companhia
justificou a realização do teste de impairment da RNEST em 2011. Dessa forma,
entendo que, também para 2012, o aumento para R$17,2 bilhões dos custos
reconhecidos contabilmente para o ativo era razão suficiente para que, nos termos dos
itens 9 e 12g do CPC 01 (R1), o teste também fosse realizado individualmente, caso
tivesse sido mantido o procedimento até então adotado.
213.
Acrescente-se, na mesma direção, o fato de que o valor recuperável
calculado em 31.12.2011, R$12,8 bilhões, foi bem próximo ao valor contábil, o que,
face ao incremento nos custos incorridos ao longo de 2012, que acresceram cerca de
R$5 bilhões a esse valor, levanta dúvidas sobre se, ao fim do exercício, o valor em uso
da RNEST superaria o contábil, podendo-se considerar que existia razoável
probabilidade de que um teste individual levasse ao reconhecimento de expressivas
perdas. Não pôde ser verificada a necessidade desse reconhecimento, porém, porque a
Companhia incluiu a RNEST na UGC Abastecimento e seus fluxos de caixa futuros
passaram a ser computados em conjunto com os do restante do parque de refino.
214.
No entanto, apesar de o CPC 01 (R1) acolher a agregação de ativos em uma
unidade geradora de caixa, quando a sua gestão integrada fizer com que a geração de
caixa de cada ativo individual não se dê de forma independente dos demais, não
somente essa gestão integrada tem que ser efetiva e comprovada como não pode, essa
possibilidade, ser usada para se incluir um ativo sobreavaliado em uma UGC, de modo
a que o valor não recuperável seja absorvido pela geração de caixa dos outros ativos,
com que ele passará a operar em conjunto.
215.
Não pode ser perdido de vista, nesse sentido, que o item 1 do CPC 01 (R1)
traz como seu objetivo o de estabelecer procedimentos que a entidade deve aplicar para
assegurar que seus ativos estejam registrados contabilmente por valor que não exceda
seus valores de recuperação, não podendo, tais procedimentos, justificar uma
representação não fidedigna da situação financeira e patrimonial da Companhia.
216.
Logo, em vista da existência de tratativas ainda em andamento entre a
Petrobras e a PDVSA, e, também, pela existência de indicativo de perda de valor
recuperável em 2012, a Companhia deveria ter mantido, naquele exercício, o
procedimento de realizar o teste individual de impairment da RNEST. A mera alegação
de que se considerou que o sócio não mais integralizaria a sua participação no

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empreendimento não pode ser usada, ao meu sentir, como a justificativa exigida pelo
item 72 do CPC 01 (R1) para a mudança de tratamento contábil então realizada.
217.
Aponte-se que, no caso do 1o trem de refino do Comperj, tratava-se de ativo
imobilizado da própria Companhia, e não pertencente a uma sociedade apartada, e
quando de sua inclusão na UGC Abastecimento, em 2011, não havia evidências de
perda de seu valor recuperável, como visto anteriormente.
218.
Concluo, portanto, do exposto, que a ausência de teste individual de
impairment da RNEST em 31.12.2012, configurou descumprimento dos itens 1 e 12g,
do CPC 01 (R1). Quanto aos itens 55b e 56, não se aplicam ao caso, na medida em que
o teste individual não foi realizado.
219.
Para as demonstrações financeiras de 31.12.2013, a RNEST foi novamente
testada para impairment na UGC Abastecimento, cujo teste, como antes comentado, não
identificou perda no valor recuperável. O termo de acusação entendeu que, à
semelhança do ocorrido no exercício anterior, a administração da Companhia teria
descumprido os itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC 01 (R1), pois existiriam
evidências objetivas de que poderia ter sido reconhecida uma perda no valor recuperável
da RNEST.
220.
As razões teriam sido, igualmente, a suposta falta de sinergia da refinaria ao
restante do parque de refino; a utilização de uma mesma taxa de desconto para os ativos
maduros e a refinaria em construção; o aumento de R$17,2 bilhões para R$29,7 bilhões
dos custos reconhecidos contabilmente; e a não obtenção das desonerações tributárias
previstas na aprovação da execução do projeto.
221.
Porém, como visto anteriormente, no exercício de 2013 a Petrobras
formalizou a desistência de sua parceria com a PDVSA, tendo procedido à extinção da
RNEST S.A e à incorporação de seus ativos. em outubro daquele ano. Com isso, a
integração da refinaria a seu parque de refino estava plenamente justificada à luz dos
itens 22 e 66 a 69 do CPC 01 (R1), podendo a Companhia passar a determinar as
decisões de negócio da unidade levando em conta os interesses de todo o sistema.
222.
Em relação à suposta ausência de sinergia com o restante do parque de
refino, defendida pela SEP, valem as mesmas considerações em sentido contrário feitas
anteriormente para o Comperj. Acrescente-se, a favor da integração da RNEST ao
parque de refino, as informações apresentadas pela Companhia sobre as projeções de
movimentações de carga entre a refinaria e as outras unidades a partir de 2013 e as
transferências de carga realizadas após a entrada em operação de seu 1o trem de refino
em 2014. A defesa de Ivan Monteiro e Outros também apresenta estudo econômico
dessa integração, cujo resultado atestaria a impossibilidade de se calcular seus fluxos de
caixa de forma independente das demais refinarias.

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223.
Do mesmo modo, quanto à contestação feita pelo termo de acusação da
utilização da mesma taxa de desconto para a refinaria em construção e as refinarias
maduras, remeto ao já anteriormente decidido a respeito da aderência desse
procedimento ao CPC 01 (R1).
224.
Logo, nos termos dos itens 22 e 66 a 69 do CPC 01 (R1), a partir de 2013,
eventuais indicativos de perda de valor recuperável da RNEST, incluindo aumento dos
custos e postergação da entrada em operação, teriam que ser avaliados no nível da UGC
Abastecimento, cujo teste de impairment foi efetivamente realizado em 31.12.2013.
225.
Na medida em que o termo de acusação não demonstra a presença de
qualquer erro material ou de procedimento ocorrido nesse teste, à exceção da taxa de
juros, concluo, em relação às demonstrações financeiras da Petrobras de 31.12.2013,
que no tocante à RNEST, não houve descumprimento dos itens 1, 12g, 55b e 56 do CPC
01 (R1).
226.
Por fim, passo a decidir agora as acusações relativas às demonstrações
financeiras de 31.12.2014. Para essas demonstrações, o Comperj e o 2o trem de refino
da
RNEST
foram
excluídos
da
UGC
Abastecimento
e
testados
para
impairment isoladamente, tendo sido reconhecidas perdas de R$21,8 bilhões e R$9,1
bilhões, respectivamente, no valor recuperável desses ativos.
227.
O 1o trem de refino da RNEST, que tinha saldo contábil de R$18,9 bilhões
em 31.12.2014 e havia entrado em operação em 21.11.2014, foi mantido na UGC
Abastecimento, cujo teste de impairment não verificou perda de valor recuperável69.
228.
Porém, o termo de acusação considera que a manutenção do 1o trem de
refino na UGC Abastecimento, junto aos demais ativos maduros, e a ausência de um
teste individual para a RNEST como um todo, tiveram por consequência o não
reconhecimento de perdas por impairment.
229.
Em função disso, teria havido o descumprimento, pela administração da
Companhia, dos itens 1 e 12g do CPC 01 (R1).
230.
A Acusação ampara suas conclusões nas informações presentes no DIP
37/201570, que teria dado suporte à elaboração do teste de impairment e que avaliou a
“decisão pela continuidade dos investimentos da RNEST em diversos cenários
alternativos, principalmente caracterizados em função do modo pelo qual seria
processada a continuidade do investimento no 2o trem de refino da RNEST”.

69 “Teste de Impairment do Abastecimento – Refinarias Existentes, Dutos e Terminais – data-base:
31/12/2014”. Doc SEI 0301886, pp. 79-1447.
70 DIP AB-PGI 37/2015, de 20.2.2015, que contemplou a “atualização dos indicadores econômicos do
projeto Refinaria Abreu e Lima (RNEST)” (DOC SEI 0301892, pp. 41-47).

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231.
De acordo com o termo de acusação, essa análise teria considerado, em seu
Cenário 1, que previa a partida do 1o trem de refino em dezembro de 2014 e a do 2o em
outubro de 2020, que o VPL negativo de US$0,157 bilhão apresentado pela RNEST em
dezembro de 2014 seria transformado em um VPL prospectivo positivo de US$4,964
bilhões. Porém, segundo aponta a SEP, isto somente seria conseguido com a
desconsideração dos investimentos já realizados, os chamados custos afundados, que
não seriam recuperáveis e totalizariam cerca de US$20,886 bilhões.
232.
Em vista disso, a área técnica conclui que, apesar da baixa de R$9,1 bilhões
no valor recuperável do 2o trem de refino, a análise contida no DIP 37/2015 sugeriria
que os valores passíveis de impairment – classificados no documento como “custo
afundado” ou, no dizer da SEP, “custos irrecuperáveis” – diziam respeito a toda a
RNEST.
233.
Daí, ao manter na UGC Abastecimento o 1o trem de refino de RNEST, a
administração da Companhia teria considerado que o montante de R$18,7 bilhões, seu
valor contábil em 31.12.2014, era recuperável em sua integralidade, o que, segundo a
SEP, teria sido incongruente com a realidade econômica desse ativo, de acordo com as
conclusões que extraiu das informações disponíveis no DIP 37/2015.
234.
Por fim, o termo de acusação novamente aponta a não obtenção de parte das
desonerações tributárias previstas para o empreendimento e a alegada falta de sinergia
com as demais refinarias, bem como o fato de ter sido incluído, na taxa de desconto do
teste de impairment individual do 2o trem de refino, um prêmio de risco específico para
projetos postergados. Este prêmio não constou das taxas de desconto utilizadas nos anos
anteriores, em que a RNEST ainda estava em implantação e em que ocorreram
postergações de prazos para sua entrada em operação.
235.
As defesas aduzem que, por ocasião da elaboração das demonstrações
financeiras de 31.12.2014, a Petrobras decidiu retirar da UGC Abastecimento o
Comperj e o 2o trem de refino da RNEST, em função da decisão de paralisar a
construção desses empreendimentos, procedimento este referendado, à época, pelo
Parecer Contábil 2015, e cuja correção teria sido confirmada pelo Parecer Contábil
2018.
236.
A paralisação dos projetos foi justificada pelas seguintes circunstâncias,
elencadas na nota explicativa no 14 “Redução ao Valor Recuperável dos Ativos
(Impairment)”, das demonstrações financeiras de 31.12.2014 (Doc SEI 0301918, p.
294):
i) redução das receitas operacionais esperadas no futuro devido ao
declínio dos preços do petróleo no mercado internacional; ii)
desvalorização do Real, que aumenta a necessidade de caixa para
cumprir com o serviço de suas dívidas em moeda estrangeira no curto
prazo; iii) dificuldades de acesso ao mercado de capitais; e iv)

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insolvência de empreiteiras e fornecedores, com carência no mercado
de fornecedores qualificados disponíveis (como resultado das
investigações da Operação Lava Jato ou por outros motivos).
237.
Essa paralisação afetaria significativamente o perfil de risco da UGC e não
se confundiria com eventuais postergações e atrasos em obras, em que os fluxos de
caixa futuros são afetados, mas com certa previsibilidade. Dessa forma, nos termos do
item 72 do CPC 01 (R1), a paralisação das obras do Comperj e do 2o trem de refino da
RNEST justificaria a exclusão de ambos da UGC Abastecimento.
238.
Quanto ao 1o trem de refino da RNEST, por sua vez, não houve nenhum
evento significante que recomendasse a sua exclusão da UGC Abastecimento. As
informações sobre custos afundados presentes em relatório interno da Companhia e
citadas no termo de acusação não justificariam essa mudança ou o reconhecimento
efetivo de perda para ele, de forma isolada.
239.
Decidindo, observo primeiramente que a Acusação não critica a exclusão do
Comperj e do 2o trem de refino do RNEST da UGC Abastecimento ou os resultados
obtidos em seus testes individuais de impairment, contestando somente a permanência
do 1o trem na UGC.
240.
De fato, considero que a paralisação da construção dos dois ativos foi bem
fundamentada pela Companhia no curso do processo e divulgada adequadamente nas
demonstrações financeiras de 31.12.2014, nos termos do item 7371 do CPC 01 (R1).
241.
Da mesma forma, as justificativas apresentadas para a sua exclusão da UGC
Abastecimento encontram amparo nos requerimentos do pronunciamento. Ao contrário
de uma postergação de prazo, a paralisação das obras dos dois ativos, situação vigente
até a presente data, fez com que deixasse de existir qualquer previsibilidade na geração
de seus fluxos de caixa futuros. A sua retirada da UGC Abastecimento e a realização,
para eles, de testes individuais de impairment, foram, portanto, consequências naturais
dessa paralisação, em linha com o item 72 do CPC 01 (R1).
242.
Quanto ao 1o trem de refino, no entanto, que já estava em operação em
31.12.2014, nenhuma das razões elencadas pela Acusação, similares às apontadas para o
exercício anterior, infirma o fato de que ele operava integrado ao parque de refino, por
meio do sistema de gestão já exaustivamente descrito, o que justificava, à luz dos itens
22 e 66 a 69 do CPC 01 (R1), a sua manutenção na UGC Abastecimento.
243.
Todos os indicativos de desvalorização teriam, assim, que ser avaliados ao
nível da UGC e não individualmente para qualquer dos ativos que a compunham, entre

71 CPC 01 (R1). Item 73. Se a entidade determinar que um ativo pertence a uma unidade geradora de
caixa diferente da que pertencia em períodos anteriores, ou que os tipos de ativos agrupados na unidade
geradora de caixa tenham mudado, o item 130 requer divulgações acerca da unidade geradora de caixa se
uma perda por desvalorização for reconhecida ou revertida para essa unidade geradora de caixa.

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eles, o 1o trem de refino da RNEST, valendo aqui todas as considerações já feitas sobre
os argumentos apresentados pela SEP quanto à suposta falta de sinergia dele com as
outras refinarias e quanto à taxa de desconto utilizada para o teste de impairment.
244.
No mesmo sentido, as análises de cenário presentes no DIP 37/2015, a
respeito de indicadores econômicos do projeto RNEST, certamente embasaram a
decisão de descontinuar o investimento no seu 2o trem de refino, mas não foram, na
minha análise, realizadas com o objetivo de atender ao CPC 01 (R1). A presença de
custos afundados no 1o trem de refino, ali identificada, decorria dos investimentos feitos
para sua construção e entrada em operação, e deveriam, conjuntamente com os custos
contabilizados das demais refinarias, ser confrontados com o seu valor em uso da UGC
Abastecimento.
245.
Na medida em que isso foi realizado para as demonstrações financeiras de
31.12.2014, concluo que, no tocante ao teste de impairment da RNEST, não houve o
descumprimento, pela administração da Companhia, dos itens 1 e 12g do CPC 01 (R1).
III.4.
TESTE DE IMPAIRMENT DA UGC ABASTECIMENTO DE 31.12.2012
246.
Resta apreciar o suposto descumprimento do item 3472 do CPC 01 (R1),
quando da realização do teste de impairment da UGC Abastecimento de 31.12.2012. De
acordo com a Acusação, foi projetada para 2013 uma margem positiva de US$9,553
bilhões, apesar de, em 2011 e 2012, as projeções de margem otimistas de US$12,245
bilhões e US$1,595 bilhões, respectivamente, não terem se confirmado, tendo sido
efetivamente realizadas as margens negativas de US$160 milhões e US$2,359 bilhões
(Doc. SEI 03018886, p. 248).
247.
A SEP aponta que, do documento que formalizou o teste, não consta a
avaliação da razoabilidade das premissas sobre as quais se basearam as projeções de
fluxos futuros de caixa, conforme exigiria o supramencionado dispositivo.
248.
As defesas, a seu turno, alegam que não seria a margem o parâmetro a ser
analisado, mas seus dois componentes, ingressos e saídas de caixa, e nesse aspecto as
receitas realizadas em 2011 e 2012 foram superiores aos valores projetados, mas os
custos terminaram por serem maiores que os previstos, levando às diferenças de
margens.

72 CPC 01 (R1). Item 34. A administração deve avaliar a razoabilidade das premissas sobre as quais as
atuais projeções de fluxos de caixa se baseiam, examinando as causas das diferenças entre as projeções
passadas de fluxos de caixa e os fluxos de caixa atuais observados. A administração deve certificar-se de
que as premissas sobre as quais suas projeções atuais de fluxos de caixa estão baseadas são consistentes
com os resultados observados no passado, garantindo que os efeitos de eventos ou circunstâncias
subsequentes, que não foram previstos quando os fluxos de caixa atuais observados foram estimados,
tornem isso adequado.

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249.
Decidindo a controvérsia, entendo estarem corretas as defesas, no sentido de
que as projeções efetuadas pela Companhia são as de receitas e as de despesas. A
margem é a diferença dessas duas, elas, sim, sujeitas a vários parâmetros e variáveis e
que devem ser avaliadas no intervalo de tempo em que se estender a projeção.
250.
Nesse sentido, a planilha supracitada confirma que as receitas realizadas em
2011 e 2012 foram superiores àquelas projetadas, R$69,637 contra 56,727 bilhões e
R$71,167 contra R$61,189 bilhões, mas os custos realizados superaram em muito os
projetados, R$69,797 contra R$44,482 bilhões e R$73,526 contra R$59,594 bilhões,
provocando as diferenças entre margens realizadas e projetadas, de R$12,245 contra -
160 milhões e R$1,595 contra -R$2,359 bilhões.
251.
A Companhia informou à área técnica, durante a investigação, a sua
metodologia de projeção de custos, cujos resultados estariam alinhados com as
previsões de organismos internacionais e previam um decréscimo do preço do petróleo
para período de 2010-2013, o que somente ocorreu a partir do segundo semestre de
2014.
252.
A SEP reconheceu ter havido uma pressão de custos no período, mas
argumentou que ele não foi repassado para o preço dos produtos, conforme atestariam
atas de reuniões dos órgãos estatutários da Companhia, o que teria contribuído de forma
preponderante para as margens brutas observadas em 2011 e 2012. No dizer do termo
de acusação, como a Companhia não teve a capacidade de repassar esses custos para
os preços de seus produtos (...) tal decisão contribuiu de forma preponderante para as
margens brutas negativas de refino observadas para os exercícios sociais de 2011 e
2012”.
253.
Ocorre que, tendo sido as diferenças de margem causadas por aumentos de
custos não captados pelas projeções, estas projeções deveriam ser avaliadas à luz do que
requer o item 34 do CPC 01 (R1), medida de que a Acusação não se desincumbiu, face
aos elementos trazidos pelas Notas Técnicas 2016 e 2018, a respeito da metodologia de
previsão de custos utilizada pela Companhia.
254.
Concluo, dessa forma, que não houve descumprimento do item 34 do CPC
01 (R1), na realização do teste de impairment da UGC Abastecimento de 31.12.2012.
IV.
RESPONSABILIDADES
255.
De tudo o exposto, restou comprovado que, em relação à RNEST, a não
realização de teste de impairment para as demonstrações financeiras de 31.12.2010 e a
realização de teste agregado ao da UGC Abastecimento, para as demonstrações
financeiras de 31.12.2012, não atendeu aos requerimentos do CPC 01 (R1), tornado

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obrigatório para as companhias abertas, para os exercícios encerrados a partir de
dezembro de 2010, pela Deliberação CVM no 639/2010.
256.
Em função do descumprimento do pronunciamento técnico, o termo de
acusação pede a responsabilização dos membros da Diretoria, Conselho de
Administração e Conselho Fiscal da Petrobras, responsáveis pela elaboração ou
aprovação das demonstrações financeiras de 31.12.2010 e de 31.12.2012, por infração a
dispositivos da Lei no 6.404/1976 e da Instrução CVM no 480/2009.
IV.5.
MEMBROS DA DIRETORIA
257.
O termo de acusação aponta que não consta das atas das reuniões da
Diretoria que aprovaram as demonstrações financeiras de 31.12.2010 e de 31.12.2012
qualquer manifestação sobre a não elaboração de teste de impairment da RNEST73.
Dados o porte do empreendimento e os indícios de perda em seu valor recuperável, essa
omissão teria configurado infração ao art. 15374 da Lei no 6.404/1976, pelos respectivos
integrantes do órgão.
258.
A Acusação também considera que os indícios de perda poderiam,
eventualmente, materializar-se em uma perda reconhecida e imputa aos respectivos
membros da Diretoria, em virtude da não elaboração do teste individual
de impairment da RNEST para as demonstrações financeiras de 31.12.2010 e
31.12.2012, infrações aos artigos 17675 e 177, §3o76, da Lei no 6.404/1976, e aos artigos
14 e 26, I77, da Instrução CVM n° 480/2009. O termo de acusação responsabiliza todos
os diretores pelas infrações acima, por entender que, à época dos fatos, a Diretoria
atuava como um órgão societário colegiado, pois o Estatuto Social não endereçava as
atribuições específicas de cada diretor e não existiria uma resolução do Conselho de
Administração designando essas atribuições.

73 Reuniões da Diretoria Executiva no 4.863, de 25.2.2011, e no 5.006, de 4.2.2013 (Doc. SEI 0301958,
pp. 3-4 e 21-22).
74 Art. 153. O administrador da companhia deve empregar, no exercício de suas funções, o cuidado e
diligência que todo homem ativo e probo costuma empregar na administração dos seus próprios negócios.
75 Art. 176. Ao fim de cada exercício social, a diretoria fará elaborar, com base na escrituração mercantil
da companhia, as seguintes demonstrações financeiras, que deverão exprimir com clareza a situação do
patrimônio da companhia e as mutações ocorridas no exercício: (...).
76 Art. 177. §3o As demonstrações financeiras das companhias abertas observarão, ainda, as normas
expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários e serão obrigatoriamente submetidas a auditoria por
auditores independentes nela registrados.
77 Art. 14. O emissor deve divulgar informações verdadeiras, completas, consistentes e que não induzam o
investidor a erro. Art. 26. As demonstrações financeiras de emissores nacionais devem ser: I – elaboradas
de acordo com a Lei no 6.404, de 1976 e as normas da CVM; (...).

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259.
São acusados, portanto, em relação às demonstrações financeiras de
31.12.2010, José Gabrielli (Diretor Presidente), Almir Barbassa (Diretor Financeiro e de
Relações com Investidores), Guilherme Estrella (Diretor de Exploração e Produção),
Jorge Zelada (Diretor Internacional), Paulo Roberto Costa (Diretor de Abastecimento),
Renato Duque (Diretor de Serviços) e Graça Foster (Diretora de Gás e Energia).
260.
Em relação às demonstrações financeiras de 31.12.2012, foram acusados
Graça Foster (Diretora Presidente), Almir Barbassa (Diretor Financeiro e de Relações
com Investidores), José Cosenza (Diretor de Abastecimento), José Formigli (Diretor de
Exploração e Produção), José Alcides (Diretor de Gás e Energia) e José Figueiredo
(Diretor de Engenharia, Tecnologia e Materiais).
261.
Com exceção de Paulo Roberto Costa, que defende que as decisões da
Diretoria eram tomadas de forma colegiada, as defesas alegam que, apesar de as
atribuições específicas de cada diretor não estarem endereçadas no Estatuto Social
vigente em 31.12.201078, os seus artigos 20, §1o, e 29, I, estipulavam que as atribuições
seriam fixadas pelo Conselho de Administração, por meio do Plano Básico de
Organização:
art. 20 – (...) §1o. O Conselho de Administração deverá observar na
escolha e eleição dos diretores a sua capacidade profissional, notório
conhecimento, e especialização nas respectivas áreas de contato em
que esses administradores irão atuar, observado o Plano Básico da
Organização.
Art. 29 - Compete privativamente ao Conselho de Administração
deliberar sobre as seguintes matérias: I - O Plano Básico de
Organização e suas modificações bem como a distribuição aos
Diretores, por proposta do Presidente, dos encargos correspondentes
às áreas de contato definidas no referido plano.
262.
O objetivo do Plano Básico de Organização, anexado pelas defesas de Almir
Barbassa, Guilherme Estrella e Graça Foster79, está expresso em seu item 1:
“Definir as diretrizes de organização, governança e gestão da
Petrobras, os modelos de organização e governança corporativa bem
como a estrutura geral da Companhia, as atribuições de suas unidades
a competência de seus titulares e as Áreas de Contato dos membros da
Diretoria Executiva.
O presente documento é referenciado no Estatuto Social da Petroleo
Brasileiro S.A. – Petrobras.”
263.
De acordo com o Anexo 1 do documento, o setor Abastecimento Refino,
cuja função, pelo item 5.5, é “[p]lanejar, executar e avaliar as atividades de refino”

78 Cf. artigos 32 a 38 do Estatuto Social (Doc. SEI 0302895, pp. 96-102).
79 As versões do Plano Básico da Organização anexadas por Almir Barbassa e Guilherme Estrella são de
2010 e a de Graça Foster de 2012, todas de conteúdo idêntico.

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está, como esperado, sob o comando do Diretor de Abastecimento, cargo ocupado, em
31.12.2010, por Paulo Roberto Costa, e em 31.12.2012 por José Cosenza.
264.
Por sua vez, segundo o mesmo Anexo 1, está sob a alçada do Diretor
Financeiro, entre outros, o setor de Contabilidade, cuja função, segundo o item 5.2, é
“[p]lanejar, orientar, controlar, avaliar e consolidar os processos contábeis no Sistema
Petrobras, relacionando-se com os entes normativos e executando as atividades
contábeis na Companhia e em empresas do Sistema cuja gestão é realizada pela
Petrobras”.
265.
O Diretor Financeiro também comanda o setor Tributário, cuja função é
“[o]rientar, controlar e avaliar os processos tributários no Sistema Petrobras,
efetuando o planejamento tributário entre as empresas, relacionando-se com entes
tributantes, planejando e executando as atividades tributárias na Companhia e em
empresas do sistema cuja gestão é realizada pela Petrobras.”
266.
Logo, os setores e áreas de negócio sujeitos à competência de cada diretor
estavam fixados no Plano Básico de Organização, estando a obrigação de fazer elaborar
as demonstrações financeiras claramente atribuídas ao Diretor Financeiro, cargo
ocupado, em 31.12.2010 e 31.12.2012, por Almir Barbassa.
267.
Mais do que isso, observa-se do Manual Financeiro da Petrobras80,
aprovado pela Diretoria em 30.12.2010, anexado aos autos por Almir Barbassa, que, na
Companhia, a informação contábil relativa a impairment de ativos passava por
procedimentos formalizados e pré-fixados de evidenciação, até chegar às demonstrações
financeiras. Da análise desses procedimentos, consegue-se identificar quem detinha a
responsabilidade pela elaboração ou não dos testes de impairment da RNEST e como a
informação sobre o teste deveria ser levada às demonstrações financeiras.
268.
Com efeito, de acordo com o item 5 do manual, cabia ao diretor responsável
por cada área de negócio a função de verificar se havia alguma indicação de que os
respectivos ativos ou conjunto de ativos teriam sofrido desvalorização e de, em caso
positivo, apurar o valor em uso e encaminhar à contabilidade para comparação com o
valor contábil e apuração do valor da perda. Ao final do exercício social, a contabilidade
faria o ajuste nas demonstrações financeiras e daria ciência à Diretoria Financeira da
existência de eventual perda por impairment.
269.
O Manual Financeiro também determinava que, não tendo sido verificados
indícios de desvalorização, caberia à área de negócios formalizar o resultado da análise
à contabilidade, justificando a não realização do teste de impairment.

80 Doc. SEI 0456758, pp. 120-121, 138-141.

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270.
Também era estipulado que, de maneira geral, o valor recuperável dos
ativos da Petrobras deveria ser avaliado dentro do conceito de unidades geradoras de
caixa, que deveriam ser identificadas de maneira consistente de período para período
para o mesmo ativo ou tipos de ativos, a menos que houvesse justificativa para
mudança.
271.
O que se conclui, portanto, é que a definição das UGCs relativas a ativos de
refino, bem como a verificação das eventuais indicações de desvalorização desses ativos
e UGCs, competia à Diretoria de Abastecimento, ocupada, em 31.12.2010, por Paulo
Roberto Costa, e, em 31.12.2012, por José Cosenza.
272.
Não podem ser aceitas, portanto, as alegações de Paulo Roberto Costa, de
que o acompanhamento dos testes de impairment da RNEST seria de responsabilidade
da Diretoria Financeira e das Gerências Executivas de Estratégia Corporativa e de
Abastecimento.
273.
Sendo ele o responsável pelo setor de refino em 31.12.2010, o manual
interno da Companhia era claro ao lhe atribuir a responsabilidade final pela verificação
da necessidade ou não de proceder a testes de impairment de ativos de sua área de
negócios entre os quais encontrava-se a RNEST, bem como pelo cálculo do valor em
uso do ativo, caso houvesse indicação de desvalorização.
274.
Em 31.12.2010, porém, mesmo diante das indicações de possíveis perdas no
valor recuperável do empreendimento, que obrigariam a Petrobras a proceder ao teste de
impairment, nos termos dos itens 9 e 12g do CPC 01 (R1), esta providência não foi
efetuada, tampouco houve alguma comprovação nos autos de que as justificativas para a
não realização do teste foram formalizadas, conforme estabelece o Manual Financeiro.
275.
Da mesma forma, em relação às demonstrações financeiras de 31.12.2012,
cabia a José Cosenza, na qualidade de Diretor de Abastecimento, avaliar as razões para
se alterar a forma de se proceder ao impairment da RNEST. Tanto o CPC 01 (R1) em
seu item 72, quanto o Manual Financeiro da Petrobras, em seu item 5, alertavam para a
necessidade de justificativa para essa mudança e, como anteriormente comprovado, a
refinaria ainda não poderia ser incluída na UGC Abastecimento em 2012.
276.
Resta claro, portanto, que Paulo Roberto Costa faltou com seu dever de
diligência para com a Companhia e seus acionistas, em infração ao art. 153 da Lei no
6.404/1976, em função da não realização de teste de impairment da RNEST em
31.12.2010, atribuição que, nos termos do Plano Básico de Organização e do Manual
Financeiro da Companhia, era atribuição da sua área de negócios.
277.
Da mesma forma, José Cosenza faltou com seu dever de diligência para com
a Companhia e seus acionistas, em infração ao art. 153 da Lei no 6.404/1976, em função
da não realização de teste individual de impairment da RNEST em 31.12.2012,

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atribuição que, nos termos do Plano Básico de Organização e do Manual Financeiro da
Companhia, era atribuição da sua área de negócios.
278.
Com as suas condutas, as demonstrações financeiras de 31.12.2010 e de
31.12.2012 foram elaboradas sem que tivesse sido observada a Deliberação CVM no
639/2010, que tornou obrigatório para as companhias abertas o atendimento aos
requerimentos do CPC 01 (R1), em infração ao §3o do art. 177 da Lei no 6.404/1976 e
ao artigo 26 da Instrução CVM no 480/2009.
279.
Do mesmo modo, pelo fato de o investimento na RNEST não ter passado
pela necessária verificação do teste de impairment em 2010 e não tendo sido feito o
teste individual da RNEST em 2012, podendo, dessa forma estar sobreavaliado em tais
oportunidades, as demonstrações financeiras de 31.12.2010 e de 31.12.2012 não
exprimiram com clareza a situação patrimonial da Companhia, podendo ter induzido
investidores a erro. Dessa forma, a conduta de Paulo Roberto Costa e de José Cosenza
também se configurou em infração ao art. 176 da Lei 6.404/1976, bem como ao artigo
14 da Instrução CVM no 480/2009.
280.
A responsabilidade do acusado Almir Barbassa pelas infrações aos artigos
176 e art. 177, §3o da Lei no 6.404/1976, e aos artigos 14 e 26 da Instrução CVM no
480/2009, em relação às demonstrações financeiras de 31.12.2010 e de 31.12.2012,
também é indiscutível, pois, como visto, era atribuída a ele a obrigação de fazer elaborar
as demonstrações financeiras da Companhia.
281.
Ademais, a obtenção das desonerações tributárias pretendidas pela
Companhia para a RNEST estava a cargo dos setores de abastecimento e tributário,
desde a aprovação da execução do projeto, em 25.11.2009. Na medida em que elas não
haviam sido obtidas em 31.12.2010, e em vista dos outros elementos indicando uma
possível desvalorização do ativo, como o aumento dos custos orçados para o
empreendimento, Almir Barbassa deveria ter diligenciado junto ao setor de
abastecimento pela realização do teste de impairment em 31.12.2010, ou que a sua
desnecessidade fosse ao menos justificada formalmente, como exigia o Manual
Financeiro.
282.
Da mesma maneira, o setor de Contabilidade da Companhia estava
subordinado a ele e, em vista do alto nível técnico dos profissionais que os integravam,
demonstrado pelo próprio Almir Barbassa, por meio de currículos e comprovação de
participação em eventos que anexou à sua defesa, não é factível tenha lhe passado
despercebida a falta de aderência aos requerimentos do CPC 01 (R1) presente na
mudança procedida no cálculo do valor recuperável da RNEST em 2012, quando passou
de uma avaliação individual para outra coletiva, na UGC Abastecimento.

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283.
Nas duas ocasiões, ao se omitir sobre o não atendimento da norma contábil,
Almir Barbassa faltou com seu dever de diligência para com a Companhia e seus
acionistas, em infração ao art. 153 da Lei no 6.404/1976.
284.
Em relação a Guilherme Estrella (Diretor de Exploração e Produção), Jorge
Zelada (Diretor Internacional), Renato Duque (Diretor de Serviços) e Graça Foster
(Diretora de Gás e Energia), não cabia a eles a responsabilidade por fazer elaborar as
demonstrações financeiras e tampouco pelos negócios e atividades atinentes à área de
refino, entre eles os eventuais testes de impairment de seus ativos.
285.
Não vislumbro terem agido com falta em seu dever de diligência,
meramente por não terem consignado na ata da reunião que aprovou as demonstrações
financeiras de 31.12.2010, que, a propósito, foi redigida de forma sumária, uma
eventual discordância quanto à não realização do teste de impairment da RNEST, como
entende a SEP. Os procedimentos quanto ao assunto estavam previstos em manual e as
responsabilidades por cada etapa delimitadas, não tendo havido, também, qualquer
apontamento dos auditores independentes sobre a necessidade de realização do teste.
286.
Embora não possam, em meu juízo, alegar desconhecimento do aumento de
custos experimentado pelo empreendimento em 2010, o acompanhamento dos
indicativos de desvalorização do empreendimento estava a cargo do Diretor de
Abastecimento. Também não restou comprovado, dos autos, o seu acesso à evolução
das tratativas de obtenção das desonerações tributárias para aquele ativo específico, a
cargo do mesmo diretor, em conjunto com o Diretor Financeiro.
287.
Concluo, portanto, que Guilherme Estrella, Jorge Zelada, Renato Duque e
Graça Foster não devem ser responsabilizados por infração aos artigos 153, 176 e art.
177, §3o da Lei no 6.404/1976, bem como aos artigos 14 e 26 da Instrução CVM no
480/2009, pelo fato de o teste de impairment da RNEST não ter sido realizado para as
demonstrações financeiras de 31.12.2010.
288.
Em relação a José Formigli (Diretor de Exploração e Produção), José
Alcides (Diretor de Gás e Energia) e José Figueiredo (Diretor de Engenharia,
Tecnologia e Materiais), entendo, igualmente, que não cabia a eles acompanhar a
composição das unidades geradores de caixa vinculadas a outras áreas de negócio.
Também não restou comprovado, dos autos, o seu acesso à evolução das negociações da
Petrobras com a PDVSA ao longo de 2012.
289.
Concluo, portanto, que José Formigli, José Alcides e José Figueiredo não
devem ser responsabilizados por infração aos artigos 153, 176 e art. 177, §3o da Lei no
6.404/1976, bem como aos artigos 14 e 26 da Instrução CVM no 480/2009, pelo fato de
o teste de impairment da RNEST não ter sido realizado individualmente para as
demonstrações financeiras de 31.12.2012.

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290.
Por fim, em relação a José Gabrielli e Graça Foster, na condição de Diretor
Presidente em 31.12.2010 e 31.12.2012, respectivamente, cabia-lhes, segundo o art. 38
do Estatuto Social, “a direção e coordenação dos trabalhos da Diretoria Executiva”,
competindo-lhes, nos termos do inciso V deste artigo, “acompanhar e supervisionar,
através da coordenação da ação dos Diretores, as atividades de todos os órgãos das
Companhias”.
291.
Embora José Gabrielli alegue que a elaboração dos testes de
recuperabilidade seria responsabilidade do Diretor Financeiro e do Diretor de
Abastecimento, não estaria fora de seu alcance a ciência sobre o andamento, em
31.12.2010, das tratativas para a obtenção das desonerações tributárias, cuja
consideração foi necessária para que o projeto da RNEST fosse aprovado em
25.11.2009.
292.
Da mesma forma, os auditores independentes não terem apontado qualquer
ressalva a respeito da ausência do teste de impairment da RNEST em 31.12.2010 não
elide o fato de que a obrigação primária pela realização do teste, na presença de
indicativos de desvalorização, era da Companhia.
293.
Conforme consignei no julgamento do PAS CVM no RJ2014/12838, em
27.5.2019, “o diretor presidente exerce cargo de extrema importância dentro de uma
companhia e espera-se que alguém que exerça tal função esteja ciente, ainda que sem
grande aprofundamento em todos os casos, de todas as questões relevantes que estejam
em andamento”.
294.
Nesse sentido, as informações sobre a RNEST disponíveis a ele quando da
elaboração e aprovação das demonstrações financeiras da Petrobras de 31.12.2010,
quais sejam, o aumento dos custos orçados para o empreendimento, as desonerações
tributárias ainda não obtidas e as condições especiais em que a execução do projeto foi
aprovada no DIP 327/2009, impunham-lhe o dever de acompanhar e coordenar a ação
dos Diretores Financeiro e de Abastecimento, eventualmente inquirindo-lhes as razões
de não ter sido realizado um teste de impairment para a refinaria.
295.
Como ressalta Flávia Parente, ao analisar o dever de diligência dos
administradores81:
(...) o dever de investigar obriga os administradores não apenas a
examinarem se as informações disponíveis são suficientes ou se
devem ser complementadas, como também lhes impõem o dever de
averiguar se os fatos ou informações de que tenham conhecimento

81 PARENTE, Flávia. O dever de diligência dos administradores de sociedades anônimas. Rio de.
Janeiro: Renovar, 2005, p. 120-121.

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possam causar algum prejuízo à sociedade, hipótese em que deverão
tomar as providências necessárias para evita-lo.
296.
Portanto, resta claro que o acusado, na qualidade de Diretor Presidente da
Petrobras, por não ter adotado as providências que se esperava de seu cargo para que o
teste de impaiment da RNEST fosse elaborado para as demonstrações financeiras de
31.12.2010, não agiu com a devida diligência para com a Companhia e seus acionistas,
em infração ao art. 153 da Lei no 6.404/1976.
297.
Da mesma forma, José Gabrielli infringiu os artigos 176 e 177, §3o, da Lei
no 6.404/1976, e os artigos 14 e 26 da Instrução CVM no 480/2009, pelo fato de as
demonstrações financeiras de 31.12.2010 da Companhia terem sido elaboradas em
desacordo com a lei societária e não exprimirem com clareza a situação patrimonial da
Companhia, podendo ter induzido investidores a erro.
298.
Graça Foster também alega que não seria responsável pelos procedimentos
de impairment que, por se tratar de assunto extremamente técnico, ficariam a cargo de
cada área de negócios. De fato, a elaboração do teste, em si, exige elevada perícia
técnica, mas os conceitos, premissas e diretrizes que permeiam o assunto são de fácil
compreensão.
299.
A própria Graça Foster, em sua defesa, transcreve trecho da ata da reunião
no 1.391 do Conselho de Administração, de 21.3.2104, em que se manifesta com
extrema clareza a respeito da motivação da Companhia para agregar suas refinarias na
UGC Abastecimento:
“[a] Petrobras opera de forma combinada e centralizada os seus ativos
logísticos e de refino, sem visar à geração de lucro individual de cada
ativo, mas sim a preservação do valor estratégico do conjunto de
ativos no longo prazo. Com base nas práticas contábeis vigentes, os
ativos logísticos e de refino fazem parte de uma mesma Unidade
Geradora de Caixa, e assim são tratados desde a emissão de títulos da
Petrobras no mercado norte-americano, no final da década de 90.”
300.
Logo, ela tinha plena ciência de que a RNEST somente poderia ter o
planejamento de suas operações futuras integrado ao modelo de gestão centralizado do
parque de refino e ser incluída na UGC Abastecimento quando se encerrasse
definitivamente a intenção da Petrobras de dividir a sua operação com a PDVSA.
301.
Como visto, o distrato das negociações entre as duas empresas somente se
deu em 30.12.2012, quando a PDVSA não apresentou à Petrobras a aprovação do
BNDES às garantias ao financiamento concedido para a construção da refinaria. Caso
houvesse apresentado, ainda haveria um prazo adicional, até 28.3.2013, para que ela
integralizasse sua participação na RNEST S.A..

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302.
Mais do que isso, os instrumentos contratuais firmados entre a Companhia e
a PDVSA em 2012, prorrogando sucessivamente as negociações para que a empresa
venezuelana honrasse seu compromisso de se associar à Petrobras na RNEST, foram
assinados pela própria Graça Foster.
303.
Ela, portanto, mais do que qualquer outro administrador, tinha
conhecimento de que, em 2012, as negociações com a empresa venezuelana
continuavam em andamento e que a RNEST não poderia ter suas operações futuras
integradas às do parque de refino e, em consequência, ser incluída na UGC
Abastecimento para fins de impairment.
304.
No entanto, mesmo de posse de todas essas informações e com as
atribuições inerentes ao cargo que ocupava, omitiu-se quanto à inclusão da RNEST na
UGC e quanto à não realização de um teste de impaiment individual para a refinaria.
305.
Do exposto, concluo que Graça Foster, na qualidade de Diretora Presidente
da Petrobras, não adotou as providências que se esperava de seu cargo e das
informações que detinha, para que o teste de impaiment da RNEST fosse elaborado
individualmente para as demonstrações financeiras de 31.12.2012. Com essa conduta,
deixou de agir com a devida diligência para com a Companhia e seus acionistas, em
infração ao artigo 153 da Lei no 6.404/1976.
306.
Da mesma forma, Graça Foster infringiu os artigos 176 e 177, §3o, da Lei no
6.404/1976, e os artigos 14 e 26 da Instrução CVM no 480/2009, pelo fato de as
demonstrações financeiras de 31.12.2012 da Companhia terem sido elaboradas em
desacordo com a lei societária e não exprimirem com clareza a situação patrimonial da
Companhia, podendo ter induzido investidores a erro.
IV.6.
MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
307.
O termo de acusação aponta que não consta das atas das reuniões do
Conselho de Administração que aprovaram as demonstrações financeiras de 31.12.2010
e 31.12.2012 qualquer manifestação sobre a não elaboração de teste de impairment
individual da RNEST82. Das atas das reuniões do Comitê de Auditoria que trataram
dessas demonstrações, igualmente não há qualquer manifestação sobre o assunto83.

82 Reuniões do Conselho de Administração no 1.349, de 25.2.2011 e no 1.376, de 4.2.2013 (Doc. SEI
0301958, pp. 39-42, 75-79).
83 Reuniões do Comitê de Auditoria nos 43 e 44, de 15.2.2011 e 15.3.2011 (Doc. SEI 0302891, pp. 44-83),
e 57, de 4.2.2013 (Doc. SEI 0302892, pp. 123-140).

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308.
Pelas omissões, Guido Mantega, Jorge Gerdau, Luciano Coutinho, Márcio
Zimmermann, e Silas Rondeau, para as demonstrações financeiras de 31.12.2010, e
Guido Mantega, Miriam Belchior, Jorge Gerdau, Márcio Zimmermann e Silvio
Sinedino Pinheiro, para as demonstrações financeiras de 31.12.2012, foram acusados de
infração ao art. 153 da Lei no 6.404/1976.
309.
Por sua vez, Fábio Barbosa, Francisco de Albuquerque e Sérgio Quintella,
que integravam o Comitê de Auditoria em 31.12.2010, e Francisco de Albuquerque,
Sérgio Quintella e Josué Gomes da Silva, que o integravam em 31.12.2012, foram
acusados de infração aos artigos 153 e 160 da mesma lei.
310.
A Acusação também considera que, para ambas as demonstrações, por não
monitorarem a necessidade de realização do teste individual, em vista dos indícios de
desvalorização da refinaria, os conselheiros teriam falhado na fiscalização dos atos da
Diretoria, em infração ao art. 142, III da Lei no 6.404/1976. Por fim, os conselheiros
também teriam violado o inciso V do mesmo artigo, pois aprovaram as demonstrações
financeiras que supostamente continham um ativo relevante cuja realidade econômica
poderia não estar nelas devidamente refletida, em desconformidade com as normas
contábeis aplicáveis.
311.
Dessas infrações, são acusados igualmente os conselheiros Guido Mantega,
Fábio Barbosa, Francisco de Albuquerque, Jorge Gerdau, Luciano Coutinho, Márcio
Zimmermann, Sérgio Quintella e Silas Rondeau, para as demonstrações financeiras de
31.12.2010, e Guido Mantega, Miriam Belchior, Francisco de Albuquerque, Jorge
Gerdau, Márcio Zimmermann, Sérgio Quintella, Josué Gomes da Silva e Silvio
Sinedino Pinheiro, para as demonstrações financeiras de 31.12.2012.
312.
Os acusados alegam que a metodologia de impairment usada nas refinarias
somente passou a ser alvo de discussões pela administração da Petrobras quando da
elaboração das demonstrações financeiras de 2013, não havendo motivo para questioná-
la anteriormente a isto. Acrescentam que a relevância dos investimentos na RNEST era
relativa, face aos investimentos da Companhia na área de Exploração e Produção.
313.
Aduzem que o dever de diligenciar para a correta elaboração das
demonstrações financeiras seria dos diretores, não se podendo exigir dos conselheiros
de administração que investiguem detalhes contábeis específicos, sem a existência de
sinais de alerta. Tampouco caberia a eles fazer o escrutínio linha a linha das
demonstrações financeiras ou checar todos os dados que as subsidiaram.
314.
De fato, a responsabilidade primária pela correta elaboração das
demonstrações financeiras da Companhia é dos diretores, em cujas informações os
conselheiros podem confiar, na ausência de sinais de alerta indicando a possível
ocorrência de uma infração contábil.

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315.
Este Colegiado manifestou-se recentemente nessa direção em processos que,
similarmente ao presente caso, envolviam a não realização de testes de impairment por
companhias abertas na presença de indicações de desvalorização de ativos, em
descumprimento ao CPC 01 (R1). No PAS CVM no RJ2015/1823, julgado em 2.8.2016,
o Diretor Relator Gustavo Borba registrou que:
“50. Quanto à responsabilidade dos Conselheiros por vícios existentes
em demonstrações financeiras, entendo não ser possível a condenação
por toda e qualquer irregularidade contábil que venha a ser detectada
nas demonstrações financeiras das companhias, uma vez que a
obrigação de diligenciar para a correta elaboração de tais reportes
competiria, primariamente, à Diretoria (ou ao respectivo diretor
responsável).
51. Assim, não seria razoável exigir que os conselheiros de
administração, sem a existência de sinais claros capazes de indicar a
existência de irregularidades contábeis (red flags), tivessem a
obrigação de se imiscuir em detalhes das demonstrações financeiras
que demandassem conhecimentos contábeis específicos e análise
detalhada dos elementos constantes do trabalho contábil.”
316.
Na mesma direção, o voto do Diretor Relator Gustavo Machado Gonzalez
no PAS CVM no RJ2015/6229, julgado em 20.3.2018:
66. Especificamente em relação às demonstrações financeiras, o
conselheiro pode, a princípio, confiar nas informações recebidas dos
diretores, de modo que os deveres de fiscalização e de diligência se
impõem quando há sinais de alerta a respeito da provável ocorrência
de infrações contábeis.
67. As manifestações dos auditores independentes, bem como, quando
existentes, do conselho fiscal e do comitê de auditoria, são elementos
importantes e que não podem ser ignorados pelo conselho de
administração no desempenho de suas atribuições. Nesse sentido, a
jurisprudência da CVM indica que pareceres e relatórios de revisão
especial emitidos pelos auditores independentes com opiniões
adversas, ressalvas ou abstenção de opinião são sinais de alerta que
demandam uma atuação mais próxima do conselho de administração.
317.
Nos dois processos, os conselheiros de administração foram condenados
pelo descumprimento de seus deveres de diligência e de fiscalização, tendo sido
determinante o fato de que, em ambos os casos, os auditores independentes emitiram
pareceres apontando a necessidade de realização dos testes de recuperabilidade, sinal de
alerta que foi ignorado pelos conselheiros.
318.
No presente PAS, porém, os auditores independentes não fizeram qualquer
questionamento quanto a eventuais indícios de desvalorização da RNEST ou à

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necessidade de testá-la para impairment em 31.12.2010, ou em relação à alguma
desconformidade no procedimento de testá-la na UGC Abastecimento em 31.12.2012,
procedimentos que se encontravam devidamente normatizados na Companhia.
319.
Dessa forma, quanto aos conselheiros que não integravam o Comitê de
Auditoria, Guido Mantega, Jorge Gerdau, Luciano Coutinho, Márcio Zimmermann, e
Silas Rondeau, para as demonstrações financeiras de 31.12.2010, e Guido Mantega,
Miriam Belchior, Jorge Gerdau, Márcio Zimmermann e Silvio Sinedino Pinheiro, para
as demonstrações financeiras de 31.12.2012, entendo que não caberia a eles monitorar o
atendimento, pela Companhia, dos requerimentos do CPC 01 (R1), na ausência de
questionamento dos auditores. Não incorreram, assim, em infração aos artigos 142, III e
V, e 153 da Lei no 6.404/1976, por terem aprovado as demonstrações financeiras de
31.12.2010 e de 31.12.2012, sem se manifestar sobre a ausência de um teste individual
de impairment da RNEST.
320.
Cabe avaliar, então, se as mesmas conclusões podem ser estendidas aos
conselheiros Fábio Barbosa, Francisco de Albuquerque e Sérgio Quintella, para as
demonstrações financeiras de 31.12.2010, e Francisco de Albuquerque, Sérgio Quintella
e Josué Gomes da Silva, para as de 31.12.2012. Esses conselheiros integravam o Comitê
de Auditoria que, segundo a SEP, exerceria um monitoramento maior acerca da
integridade e aderência das demonstrações financeiras às normas contábeis aplicáveis e
dos controles internos pertinentes para sua elaboração.
321.
Em suas defesas, eles aduzem que não se poderia exigir dos integrantes do
comitê um maior cuidado do que o dos outros integrantes do Conselho de
Administração, ao qual apenas prestariam assessoria, sem desempenhar o papel de
auditores ou contadores. A participação no comitê não os tornaria responsáveis pela
pelas demonstrações financeiras da Companhia, conforme expresso nos Regimentos
Internos do Comitê de Auditoria, vigentes em 2010 e 2012, na parte final de seu item 1.
Finalidade e Escopo (Doc. SEI 0302895, pp. 154-157; 158-162):
No cumprimento de suas responsabilidades, o Comitê não é
responsável pelo planejamento ou condução de auditorias ou por
qualquer afirmação de que as demonstrações financeiras da
Companhia sejam completas e exatas ou estejam de acordo com os
princípios contábeis geralmente aceitos. Esta é responsabilidade da
administração e dos auditores independentes. No cumprimento de suas
responsabilidades descritas neste Regimento, os membros do Comitê
de Auditoria não estão desempenhando as funções de auditores ou
contadores.
322.
Fábio Barbosa acrescenta que o Comitê de Auditoria foi criado em 2005,
para atender a legislação federal americana, a chamada Lei Sarbanes-Oxley, que
introduziu parâmetros mínimos de governança corporativa a empresas listadas em

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bolsas de valores estadunidenses. De fato, assim consta da parte inicial do item 1.
Finalidade e Escopo do regimento de 2005, vigente em 31.12.2010:
1.
O Comitê de Auditoria (...) deve assessorar o Conselho
de Administração no cumprimento de suas responsabilidades de
orientação e direção superior da Companhia, com recomendação
específica de análise e recomendação sobre questões relacionadas à
integridade
dos
informes
econômico-financeiros
consolidados,
elaborados com base nos critérios contábeis norte-americanos (US
GAAP), à eficácia dos controles internos e à supervisão das atividades
desempenhadas
pela
Auditoria
Interna
e
pelos
Auditores
Independentes (...).
323.
Entre as atribuições do comitê estavam a de assessorar o Conselho de
Administração na análise das demonstrações financeiras consolidadas em US GAAP, na
versão vigente em 31.12.2010, e de acordo com as práticas internacionais de
contabilidade (IFRS) e expressas em moeda norte-americana, na vigente em 31.12.2012.
324.
Também cabia ao comitê assessorar o Conselho de Administração na
estruturação de controles internos e na contratação e relacionamento com o auditor
independente. De fato, observa-se das inúmeras atas de reuniões do órgão anexadas aos
autos que suas reuniões podiam contar com a participação do auditor independente e de
membros da Diretoria ou do Conselho Fiscal, bem como de técnicos da área de
auditoria interna e ouvidoria da Companhia, que geralmente faziam extensas
apresentações sobre tópicos específicos, havendo também informes sobre as normas do
CPC que entraram em vigor no trimestre de cada reunião.
325.
Sobre as reuniões nos 43 e 44, que antecederam a aprovação das
demonstrações financeiras de 31.12.2010, todos os assuntos acima foram tratados, não
tendo havido discussão sobre a questão de impairment de ativos. Não entendo, porém,
dadas as circunstâncias específicas do caso, que se poderia exigir dos integrantes do
órgão que questionassem os auditores independentes ou os diretores sobre a ausência de
um teste de impairment da RNEST para aquelas demonstrações.
326.
A refinaria estava em construção há somente um ano, havia procedimento
previsto em manual da Companhia para o acompanhamento da eventual necessidade de
avaliar seu valor recuperável, os auditores e o corpo técnico da Companhia não
apontaram essa necessidade, tudo isso me leva a crer que o fato de os conselheiros não
terem contestado a ausência do teste não significou falta com seu dever de diligência ou
de fiscalizar os atos da diretoria.
327.
Dessa forma, concluo que Fábio Barbosa, Francisco de Albuquerque e
Sérgio Quintella não incorreram em infração aos artigos 142, III e V, e 153 da Lei no

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6.404/1976, por terem aprovado as demonstrações financeiras de 31.12.2010, sem se
manifestarem sobre a ausência do teste de impairment da RNEST.
328.
Passando agora às demonstrações financeiras de 31.12.2012, na reunião do
Comitê de Auditoria no 57 que antecedeu a sua aprovação também não houve qualquer
menção aos investimentos na RNEST ou ao andamento das negociações com a PDVSA,
cuja última informação havia sido divulgada ao mercado em 30.11.2011.
329.
O tema impairment foi abordado sem maior aprofundamento e apenas em
relação à baixa em poços secos de petróleo e a investimentos da Companhia na
Braskem.
330.
Entendo, porém, que as circunstâncias presentes em 31.12.2012,
diferentemente da situação em 31.12.2010, exigiam do Comitê de Auditoria maior
diligência sobre a situação dos investimentos da Companhia na refinaria, anunciada
como parceria estratégica com sócio estrangeiro, alvo de vários Comunicados ao
Mercado nos anos anteriores e que, a despeito de já terem se passado três anos desde
que a sua execução foi iniciada, estava sendo conduzida integralmente pela Petrobras.
331.
A recuperabilidade dos R$17,3 bilhões registrados em seu ativo imobilizado
deveria ter sido objeto de questionamento pelo comitê que assessorava o conselho em
questões contábeis, oportunidade em que poderia ser discutida e esclarecida a inclusão
da RNEST na UGC Abastecimento.
332.
Como já mencionado, no exercício seguinte, nas reuniões no 71 e 72, que
antecederam a aprovação das demonstrações financeiras de 2013, a metodologia
adotada pela Petrobras nos testes de impairment dos ativos de refino foi objeto de
questionamento e discussão no Comitê de Auditoria. Embora, naquele exercício, a
inclusão da RNEST na UGC Abastecimento não contrariava o CPC 01 (R1), caso
tivesse havido a mesma discussão em 2012, o descumprimento da norma contábil aqui
verificado poderia não ter ocorrido e as demonstrações financeiras de 31.12.2012 teriam
espelhado mais fielmente a situação daquele ativo e da Companhia.
333.
A incerteza a respeito da real situação das negociações com a PDVSA e da
propalada parceria estratégica, o impacto disso sobre a forma correta de se apurar o
valor recuperável da RNEST, cujos custos aumentaram continuamente desde o início da
obra, tudo isso, a meu ver, estava ao alcance dos membros do Comitê de Auditoria, de
cujos membros, por terem a atribuição de assessorar o Conselho de Administração em
questões contábeis, se exigia conhecimentos aprofundados sobre a matéria, conforme se
vê dos requisitos exigidos para os seus integrantes do órgão no item 3.1 “Membros
Constituintes”, do regimento vigente em 31.12.2012:
Os membros do Comitê deverão ter experiência em finanças,
contabilidade ou auditoria, sendo que pelo menos um de seus
membros deverá atender à qualificação de especialista financeiro,

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conforme definição da SEC, que requer conhecimento de
demonstrações
financeiras
e
das
práticas
internacionais
de
contabilidade, bem como experiência na preparação, auditoria, análise
ou avaliação de demonstrações financeiras de empresas de porte
compatível com o da Companhia, entre outros atributos.
334.
Deles, portanto, se exigia um nível de diligência maior do que o exigido dos
outros integrantes do conselho de Administração.
335.
Dessa forma, concluo que Francisco de Albuquerque, Sérgio Quintella e
Josué Gomes da Silva incorreram em infração aos artigos 142, III e V, e 153 da Lei no
6.404/1976, por terem aprovado as demonstrações financeiras de 31.12.2012, sem se
manifestarem sobre a ausência de teste individual de impairment da RNEST. Quanto à
acusação de infração ao art. 160, pelas razões já expostas, entendo não ser cabível a
imputação.
IV.7.
MEMBROS DO CONSELHO FISCAL
336.
O termo de acusação aponta que não consta, das atas das reuniões em que o
Conselho Fiscal se manifestou favoravelmente à aprovação das demonstrações
financeiras de 31.12.2010 e de 31.12.2012, qualquer comentário sobre a não elaboração
de teste individual de impairment da RNEST84. Esta omissão teria configurado infração,
pelos conselheiros, aos artigos 163, VII85, e 16586 da Lei no 6.404/1976, este último no
que se referiria ao dever de diligência.
337.
Foram responsabilizados os conselheiros fiscais Marcus Aucélio, César
Rech, Nelson Rocha, Túlio Zamin e Maria Lúcia Falcón, em relação às demonstrações
financeiras de 31.12.2010, e Marisete Pereira, Maria Lúcia Falcón, César Rech, Nelson
Rocha e Paulo José Souza, em relação às demonstrações financeiras de 31.12.2012, que
participaram das reuniões e assinaram os pareceres do órgão com opinião favorável
às demonstrações financeiras de 31.12.2010 e 31.12.2012.
338.
Os acusados alegam que o seu dever de fiscalizar restringia-se à análise da
conformidade dos atos praticados pelos administradores com a lei e o estatuto, sem
análise do mérito das decisões negociais, entendimento que seria pacífico na doutrina e
nesta Autarquia. A análise de sua diligência, dessa forma, deveria ser ponderada apenas

84 Reunião do Conselho Fiscal no 617, de 25.2.2011 (Doc. SEI 0301958, pp. 177-179), e no 642, de
4.2.2013 (Doc. SEI 0301958, pp. 255-258).
85 Art. 163. Compete ao conselho fiscal (...) VII - examinar as demonstrações financeiras do exercício
social e sobre elas opinar;
86 Art. 165. Os membros do conselho fiscal têm os mesmos deveres dos administradores de que tratam os
arts. 153 a 156 e respondem pelos danos resultantes de omissão no cumprimento de seus deveres e de atos
praticados com culpa ou dolo, ou com violação da lei ou do estatuto.

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pelos atos da administração incluídos na esfera de sua competência, entre os quais não
estaria a decisão sobre a realização ou não do teste de impairment de seus ativos, por ser
ato de gestão.
339.
Nesse sentido, tendo os administradores da Companhia concluído pela
ausência de indícios de perda do valor recuperável da RNEST em 2010 e pela inclusão
da RNEST na UGC Abastecimento, procedimento questionado internamente somente
na elaboração das demonstrações financeiras de 31.12.2013, não havia razão para o
Conselho Fiscal discordar. Caberia aos conselheiros fiscais verificar se os julgamentos
que as normas contábeis impõem foram feitos, mas não entrar no mérito das decisões e
atos de gestão dos administradores.
340.
Aduzem que os diretores possuíam notório conhecimento e especialização
nas respectivas áreas e que seus atos eram fiscalizados pelo Conselho de Administração,
com o auxílio do Comitê de Auditoria. Além disso, a administração contava com o
apoio da auditoria interna e os auditores externos emitiram parecer sem qualquer
ressalva para as demonstrações financeiras de ambos os exercícios.
341.
Nelson Rocha acrescenta que não haveria sentido na acusação de violação
do art. 163, VII, da Lei no 6.404/1976, pois o Conselho Fiscal reuniu-se e emitiu parecer
em relação às demonstrações financeiras de 31.12.2010 e 31.12.2012, não tendo havido,
dessa forma qualquer omissão em seu dever de “examinar as demonstrações
financeiras do exercício social e sobre elas opinar”. Neste ponto, observo,
primeiramente, que segundo o art.163, I, da Lei no 6.404/76, compete ao Conselho
Fiscal “fiscalizar, por qualquer de seus membros, os atos dos administradores e
verificar o cumprimento de seus deveres legais e estatutários”. Conforme esclarece a
doutrina, essa fiscalização não adentra o mérito dos atos de gestão, mas tão somente
aprecia a sua legalidade:
A fiscalização e o controle exercidos pelo conselho fiscal e seus
membros alcançam os atos de administração praticados pelos diretores
e pelo conselho de administração. Tais atos podem ser agrupados em
duas funções da atividade administrativa: a organização societária e a
organização empresarial. A primeira compreende os atos de
convocação e realização de assembleias gerais, reuniões do conselho
de administração e da diretoria, arquivamento e publicação de atas etc.
A segunda diz respeito à gestão do patrimônio: utilização da empresa
para a consecução do objetivo social, verificação de quem é
competente para a prática de atos de gestão ordinária, de alienação e
oneração de bens da Companhia etc. A ação fiscalizadora do conselho
e de seus membros, ainda que abranja também a gestão do patrimônio,
centra-se no exame da legalidade dos atos dos administradores, não de
sua conveniência ou oportunidade (...)

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As atribuições do conselho fiscal são de vigilância, jamais de
administração, não lhe cabendo imiscuir-se no mérito dos atos de
gestão, mas tão somente apreciar sua legalidade (...)87
342.
Na mesma direção manifestou-se o Diretor Relator Sérgio Weguelin, no
julgamento do PAS CVM no RJ2005/2734, em 30.8.2005, quando registrou que:
(...) o poder de fiscalização do Conselho Fiscal é limitado, devendo o
conselheiro fiscal respeitar os limites da razoabilidade. Por essa razão,
a fiscalização dos atos dos administradores deve restringir-se apenas à
verificação dos deveres legais e estatutários, não cabendo ao
conselheiro fiscal proceder à análise do mérito e da conveniência dos
atos dos administradores.
343.
Entendo, dessa forma, assistir razão aos acusados quanto a não se inserir na
diligência e cuidado que se esperava de sua atuação a verificação dos procedimentos
empregados pela Diretoria para avaliar eventual impairment dos ativos imobilizados da
Companhia nos exercícios de 2010 e 2012. Não há, portanto, que se falar em infração ao
art. 165 da Lei no 6.404/1976, destacadamente em face da inexistência de sinais de
alerta, como ressalvas ou comentários dos auditores independentes.
344.
Inexistindo, no caso em tela, alertas dessa natureza, entendo não ter havido,
por parte dos conselheiros fiscais, infração ao artigo 163, VII, da Lei no 6.404/1976, por
manifestarem-se favoravelmente à aprovação das demonstrações financeiras da
Petrobras de 31.12.2010 e de 31.12.2012 e por não fazerem constar de seu parecer
qualquer ressalva sobre os testes de impairment da RNEST.
V.
CONCLUSÃO E PENALIDADES
345.
Este PAS resultou de investigações da área técnica da Autarquia,
provocadas pelo reconhecimento, nas demonstrações financeiras da Petrobras de
31.12.2014, de expressivas perdas em dois relevantes ativos de refino da Companhia, o
Comperj e a RNEST, este último relativamente ao seu 2o trem de refino.
346.
As perdas contábeis foram causadas pelo fato de, tendo os empreendimentos
sido paralisados, a Companhia ter entendido por necessário retirar ambos os ativos da
unidade geradora de caixa que agregava as suas refinarias no Brasil, a UGC
Abastecimento. Com isso, eles tiveram que ser testados para impairment
individualmente e, não, em conjunto com o restante do parque de refino, o que fez com

87 EIZIRIK, Nelson et ali. Mercado de Capitais - Regime Jurídico. Editora Renovar, Rio de Janeiro, 2011,
p.485.

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que perdas que eram, exercício a exercício, diluídas na UGC, terminassem por ser
evidenciadas.
347.
A SEP, ao analisar retrospectivamente a prática contábil da Companhia,
concluiu que as inclusões do Comperj, em 2011, e da RNEST, em 2012, na unidade
geradora de caixa, e a manutenção nos exercícios seguintes, teriam tido o efeito, senão o
objetivo, de mascarar perdas que provavelmente seriam reconhecidas nos valores
contábeis dessas refinarias, então em construção, caso tivessem sido testadas para
impairment de forma isolada.
348.
A prática contábil da Companhia teria sido, portanto, irregular, à luz dos
requerimentos do CPC 01 (R1), que estabelece procedimentos que as companhias
abertas devem aplicar para assegurar que seus ativos estejam registrados contabilmente
por valor que não exceda seus valores de recuperação.
349.
No curso desse Voto, porém, pôde-se concluir, em vista dos argumentos de
defesa e, principalmente, das várias manifestações e pareceres técnicos apresentados
pela própria Companhia, que o tratamento contábil por ela utilizado, consistente em
agregar as novas refinarias em construção à unidade geradora de caixa que reunia seus
ativos de refino, e, em consequência, testá-las para impairment em conjunto com as
refinarias maduras, era recepcionado pelo CPC 01 (R1).
350.
Conforme exaustivamente demonstrado, há várias décadas a Petrobras
gerencia seus ativos de refino de forma integrada e centralizada, tratando as refinarias
como unidades operacionais, sem autonomia para tomar suas próprias decisões de
negócio e buscando otimizar o ganho conjunto e não de cada unidade. Esse método de
gestão, contabilmente, se amolda ao conceito de unidade geradora de caixa previsto no
CPC 01 (R1) e consistentemente utilizado pela Companhia para tratar de forma
conjunta ativos que, preponderantemente, geram caixa de forma interdependente, não
somente do segmento de refino, mas também de suas outras áreas de negócios.
351.
Esse tratamento contábil, pelo qual a avaliação periódica dos valores
recuperáveis é feita para a UGC, e não para cada ativo, pode fazer com que eles
compensem entre si suas respectivas performances e que eventuais perdas individuais
sejam absorvidas por ganhos em outras unidades. Com isso, o conjunto, ao fim do
exercício, pode não ter qualquer desvalorização reconhecida em balanço, ainda que
algum de seus componentes, caso fosse testado isoladamente, pudesse ter perdas
reconhecidas.
352.
Na mesma medida, havendo a exclusão de um ativo da UGC e ele passando
a ser testado para impairment individualmente, talvez venha a se constatar que seu valor
recuperável é menor do que o contábil. Isso foi o que ocorreu nas demonstrações
financeiras da Petrobras de 31.12.2014, com o Comperj e o 2o trem de refino da
RNEST, excluídos da UGC Abastecimento, em função da paralisação de suas obras.

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353.
A SEP não contestou a realização dos testes individuais dos dois ativos ou
os resultados obtidos, mas concluiu que a sua prévia inclusão na UGC Abastecimento e
a posterior avaliação para impairment juntamente com as outras refinarias teriam
resultado em descumprimentos de dispositivos do CPC 01 (R1), o que, ao final,
revelou-se improcedente, com exceção das duas situações identificadas neste Voto.
354.
De fato, restou comprovado que, no exercício de 2010, evidências
disponíveis em relatórios internos na Companhia indicavam que a RNEST poderia estar
com seu valor contábil superior ao valor recuperável, o que, de acordo com os itens 9 e
12g do CPC 01 (R1), obrigaria a que fosse realizado o devido teste de impairment.
355.
Da mesma forma, concluiu-se que a inclusão da RNEST na UGC
Abastecimento no exercício de 2012 foi feita em desconformidade com os requisitos
impostos pelo pronunciamento técnico e com a própria justificativa dada pela
Companhia para sua prática contábil. Ainda se encontravam em andamento as
negociações para a entrada de um sócio relevante na refinaria, o que inviabilizaria o
gerenciamento integrado dessa unidade junto ao parque de refino e, consequentemente,
não permitiria agregá-la à UGC Abastecimento, o que somente se tornou possível com o
encerramento definitivo das negociações, em 2013.
356.
Por todo o exposto, considerando os princípios da proporcionalidade e da
razoabilidade e a capacidade econômica do infrator, assim como os antecedentes dos
Acusados88, com fundamento no art. 11 da Lei no 6.385/76, voto pela condenação de:
i. José Sérgio Gabrielli de Azevedo, na qualidade de Diretor Presidente da
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, à época da elaboração e aprovação
das demonstrações financeiras de 31.12.2010, à penalidade de multa
pecuniária, no valor de R$150.000,00 (cento e cinquenta mil reais), por
infração aos artigos 153, 176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e aos
artigos 14 e 26 da ICVM no 480/2009, em virtude da não elaboração de
teste individual de perda do valor recuperável da Refinaria Abreu e Lima
em 31.12.2010, fato que caracterizou a inobservância ao disposto nos itens
9 e 12g do Pronunciamento Técnico CPC 01 (R1) aprovado pela
Deliberação CVM no 639/2010;
ii. Almir Guilherme Barbassa, na qualidade de Diretor Financeiro e de
Relações com Investidores da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras,
a. à época da elaboração e aprovação das demonstrações financeiras
de 31.12.2010, à penalidade de multa pecuniária, no valor de
R$150.000,00 (cento e cinquenta mil reais), por infração aos

88 Apenas o acusado Almir Barbassa possui condenação administrativa: TA/RJ2014/03402, julgado pelo
Colegiado da CVM em 13.12.2018, recurso pendente de julgamento pelo CRSFN.

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artigos 153, 176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e aos artigos 14
e 26 da ICVM no 480/2009, em virtude da não elaboração de teste
individual de perda do valor recuperável da Refinaria Abreu e
Lima em 31.12.2010, fato que caracterizou a inobservância ao
disposto nos itens 9 e 12g do Pronunciamento Técnico CPC 01
(R1) aprovado pela Deliberação CVM no 639/2010; e
b. à época da elaboração e aprovação das demonstrações
financeiras de 31.12.2012, à penalidade de multa pecuniária, no
valor de R$150.000,00 (cento e cinquenta mil reais), por infração
aos artigos 153, 176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e aos
artigos 14 e 26 da ICVM no 480/2009, em virtude da não
elaboração de teste individual de perda do valor recuperável dos
ativos imobilizados da Refinaria Abreu e Lima em 31.12.2012,
fato que caracterizou a inobservância ao disposto nos itens 1 e
12g do Pronunciamento Técnico CPC 01 (R1) aprovado pela
Deliberação CVM no 639/2010; e
iii. Paulo Roberto Costa, na qualidade de Diretor de Abastecimento da
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, à época da elaboração e aprovação
das demonstrações financeiras de 31.12.2010, à penalidade de multa
pecuniária, no valor de R$150.000,00 (cento e cinquenta mil reais), por
infração aos artigos 153, 176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e aos
artigos 14 e 26 da ICVM no 480/2009, em virtude da não elaboração de
teste individual de perda do valor recuperável da Refinaria Abreu e Lima
em 31.12.2010, fato que caracterizou a inobservância ao disposto nos itens
9 e 12g do Pronunciamento Técnico CPC 01 (R1) aprovado pela
Deliberação CVM no 639/2010;
iv. Maria das Graças Silva Foster, na qualidade de Diretora Presidente da
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, à época da elaboração e aprovação
das demonstrações financeiras de 31.12.2012, à penalidade de multa
pecuniária, no valor de R$150.000,00 (cento e cinquenta mil reais), por
infração aos artigos 153, 176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e aos
artigos 14 e 26 da ICVM no 480/2009, em virtude da não elaboração de
teste individual de perda do valor recuperável da Refinaria Abreu e Lima
em 31.12.2012, fato que caracterizou a inobservância ao disposto no item
1 e 12g do Pronunciamento Técnico CPC 01 (R1) aprovado pela
Deliberação CVM no 639/2010;
v. José Carlos Cosenza, na qualidade de Diretor de Abastecimento da
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, à época da elaboração e aprovação

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das demonstrações financeiras de 31.12.2012, à penalidade de multa
pecuniária, no valor de R$150.000,00 (cento e cinquenta mil reais), por
infração aos artigos 153, 176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e aos
artigos 14 e 26 da ICVM no 480/2009, em virtude da não elaboração de
teste individual de perda do valor recuperável dos ativos imobilizados da
Refinaria Abreu e Lima em 31.12.2012, fato que caracterizou a
inobservância ao disposto nos itens 1 e 12g do Pronunciamento Técnico
CPC 01 (R1) aprovado pela Deliberação CVM no 639/2010.
vi. Francisco Roberto de Albuquerque, na qualidade de Conselheiro de
Administração, integrante do Comitê de Auditoria, da Petróleo Brasileiro
S.A. – Petrobras, à época da elaboração e aprovação das demonstrações
financeiras de 31.12.2012, à penalidade de multa pecuniária, no valor de
R$150.000,00 (cento e cinquenta mil reais), por infração aos artigos 142,
III e V, e 153 da Lei no 6.404/1976, em virtude da não elaboração de teste
individual de perda do valor recuperável da Refinaria Abreu e Lima em
31.12.2012, fato que caracterizou a inobservância ao disposto nos itens 1 e
12g do Pronunciamento Técnico CPC 01 (R1) aprovado pela Deliberação
CVM no 639/2010;
vii. Sergio
Franklin
Quintella,
na
qualidade
de
Conselheiro
de
Administração, integrante do Comitê de Auditoria, da Petróleo Brasileiro
S.A. – Petrobras, à época da elaboração e aprovação das demonstrações
financeiras de 31.12.2012, à penalidade de multa pecuniária, no valor de
R$150.000,00 (cento e cinquenta mil reais), por infração aos artigos 142,
III e V, e 153 da Lei no 6.404/1976, em virtude da não elaboração de teste
individual de perda do valor recuperável dos ativos imobilizados da
Refinaria Abreu e Lima em 31.12.2012, fato que caracterizou a
inobservância ao disposto nos itens 1 e 12g do Pronunciamento Técnico
CPC 01 (R1) aprovado pela Deliberação CVM no 639/2010; e
viii. Josué Christiano Gomes da Silva, na qualidade de Conselheiro de
Administração, integrante do Comitê de Auditoria, da Petróleo Brasileiro
S.A. – Petrobras, à época da elaboração e aprovação das demonstrações
financeiras de 31.12.2012, à penalidade de multa pecuniária, no valor de
R$150.000,00 (cento e cinquenta mil reais), por infração aos artigos 142,
III e V, e 153 da Lei no 6.404/1976, em virtude da não elaboração de teste
individual de perda do valor recuperável dos ativos imobilizados da
Refinaria Abreu e Lima em 31.12.2012, fato que caracterizou a
inobservância ao disposto nos itens 1 e 12g do Pronunciamento Técnico
CPC 01 (R1) aprovado pela Deliberação CVM no 639/2010.

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357.
Quanto às demais acusações veiculadas neste processo, voto pela absolvição
de José Sérgio Gabrielli de Azevedo, Maria das Graças Silva Foster, Aldemir Bendine,
Almir Guilherme Barbassa, Paulo Roberto Costa, Renato de Souza Duque, Jorge Luiz
Zelada, José Alcides Santoro Martins, José Antônio de Figueiredo, José Carlos
Cosenza, José Miranda Formigli Filho, João Adalberto Elek Júnior, Hugo Repsold
Junior, Roberto Moro, Ivan de Souza Monteiro, Jorge Celestino Ramos, Solange da
Silva Guedes, Guilherme de Oliveira Estrella, Guido Mantega, Luciano Galvao
Coutinho, Miriam Aparecida Belchior, Fábio Colletti Barbosa, Francisco Roberto de
Albuquerque, Jorge Gerdau Johannpeter, Marcio Pereira Zimmermann, Sergio Franklin
Quintella, Silas Rondeau Cavalcante Silva, Josué Christiano Gomes da Silva, Silvio
Sinedino Pinheiro, José Maria Ferreira Rangel, Luiz Augusto Fraga Navarro de Britto
Filho, Marcus Pereira Aucélio, César Acosta Rech, Maria Lúcia de Oliveira Falcón,
Nelson Rocha Augusto, Túlio Luiz Zamin, Marisete Fátima Dadald Pereira, Paulo José
dos Reis Souza, Reginaldo Ferreira Alexandre e Walter Luis Bernardes Albertoni.
É como voto.

Rio de Janeiro, 25 de agosto de 2020.

HENRIQUE BALDUINO MACHADO MOREIRA
DIRETOR RELATOR
HENRIQUE BALDUINO
MACHADO
MOREIRA:83569138100
Assinado de forma digital por HENRIQUE BALDUINO MACHADO
MOREIRA:83569138100
DN: c=BR, o=ICP-Brasil, ou=Autoridade Certificadora Raiz Brasileira
v2, ou=AC SOLUTI, ou=AC SOLUTI Multipla, ou=Certificado PF A3,
cn=HENRIQUE BALDUINO MACHADO MOREIRA:83569138100
Dados: 2020.08.28 10:23:58 -03'00'

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PROCESSO ADMINISTRATIVO SANCIONADOR CVM No SP2017/0294
(Processo Eletrônico SEI no 19957.005789/2017-71)
Reg. Col. 0863/17
Acusados:
Aldemir Bendine
Almir Guilherme Barbassa
César Acosta Rech
Fábio Colletti Barbosa
Francisco Roberto de Albuquerque
Guido Mantega
Guilherme de Oliveira Estrella
Hugo Repsold Junior
Ivan de Souza Monteiro
João Adalberto Elek Júnior
Jorge Celestino Ramos
Jorge Gerdau Johannpeter
Jorge Luiz Zelada
José Alcides Santoro Martins
José Antônio de Figueiredo
José Carlos Cosenza
José Maria Ferreira Rangel
José Miranda Formigli Filho
José Sérgio Gabrielli de Azevedo
Josué Christiano Gomes da Silva
Luciano Galvão Coutinho
Luiz Augusto Fraga Navarro de Britto Filho
Márcio Pereira Zimmermann
Marcus Pereira Aucélio
Maria das Graças Silva Foster
Maria Lúcia de Oliveira Falcón
Marisete Fátima Dadald Pereira
Miriam Aparecida Belchior
Nelson Rocha Augusto
Paulo José dos Reis Souza
Paulo Roberto Costa
Reginaldo Ferreira Alexandre
Renato de Souza Duque
Roberto Moro
Sérgio Franklin Quintella
Silas Rondeau Cavalcante Silva
Sílvio Sinedino Pinheiro
Solange da Silva Guedes
Túlio Luiz Zamim
Walter Luis Bernardes Albertoni
Assunto:
Responsabilidade de administradores e conselheiros fiscais da Petróleo Brasileiro
S.A. – Petrobras em razão de descumprimento, pela administração da Companhia, de
norma contábil relativa à redução ao valor recuperável de ativos (impairment), na
elaboração das demonstrações financeiras dos exercícios sociais encerrados em
31.12.2010, 31.12.2011, 31.12.2012, 31.12.2013 e 31.12.2014 – (i) membros da
Diretoria: arts. 153, 176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e arts. 14 e 26 da ICVM no
480/2009; (ii) membros do Conselho de Administração: arts. 142, III e V, e 153, e
Voto DFP (1132078) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 178

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também art. 160, da Lei no 6.404/1976, para integrantes do Comitê de Auditoria; e
(iii) membros do Conselho de Fiscal, arts. 163, VII, e 165 da Lei no 6.404/1976.
Relator:
Diretor Henrique Machado
Voto:

Diretora Flávia Perlingeiro
MANIFESTAÇÃO DE VOTO
1.
Faço referência ao minucioso e bem lançado voto proferido pelo Diretor Relator Henrique
Machado, para acompanhá-lo em suas conclusões, exceto no que tange à responsabilidade dos
acusados Almir Guilherme Barbassa, José Carlos Cosenza, Maria das Graças Silva Foster,
Francisco Roberto de Albuquerque, Sérgio Franklin Quintella e Josué Christiano Gomes da Silva,
pela não elaboração de teste individual de recuperabilidade do valor contábil da RNEST1, em
31.12.2012, quanto ao que venho, respeitosamente, manifestar meu entendimento divergente.
2.
Em síntese, o ilustre Relator concluiu que, somente após a definitiva formalização do fim
das negociações entre a Companhia e a PDVSA, seria possível considerar que a gestão futura da
RNEST estaria integralmente a cargo da Petrobras – ou que os seus fluxos futuros de caixa não
seriam afetados pela entrada da empresa venezuelana no empreendimento. Nesse sentido, não
deixou de reconhecer que a relação jurídica entre as partes, decorrente do Acordo de Conclusão
das Negociações datado de 30.10.2009 (“Acordo”), restara extinta, em 30.12.2012, quando a
PDVSA não apresentou a aprovação das garantias referentes ao financiamento do projeto pelo
BNDES no prazo estipulado, encerrado naquela data, nos termos do item 3.1 do último aditivo ao
Acordo, firmado em 28.09.2012.
3.
Entretanto, entendeu não ser factível que a inclusão da RNEST no sistema de gestão
integrada do parque de refino da Companhia tenha sido informada no documento que consolidou
o teste de impairment da UGC Abastecimento2, em 31.12.2012, ou seja, praticamente no mesmo
dia do encerramento das negociações entre as empresas. A seu ver, não havia, materialmente, na
Companhia, nenhuma informação segura que permitisse às áreas financeira e de abastecimento
trabalhar com cenários alternativos, quais sejam, o de gestão integrada na referida UGC e o de
gestão partilhada com a PDVSA.
4.
A respeito, consignou que a inclusão da RNEST na UGC Abastecimento não decorreria de

1 Os termos iniciados em letras maiúsculas e que não estiverem aqui definidos têm o significado que lhes foi atribuído
no relatório apresentado pelo Diretor Relator.
2 Por vezes também abordada, mais especificamente, como UGC Refino, a abranger um conjunto de ativos da
Companhia composto por refinarias, terminais e dutos, bem como ativos logísticos operados pela Transpetro, cuja
geração de fluxo de caixa se dá, em grande parte, de forma interdependente.
Voto DFP (1132078) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 179

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decisão contábil facilmente materializada por uma revisão matemática no encerramento do
exercício, mas sim de uma decisão gerencial com reflexos nas áreas de engenharia e de produção.
5.
Nessa linha, traçou um paralelo entre o processo de inclusão da RNEST na UGC
Abastecimento e o da Refap, ambos ocorridos em 2012. Argumentou que, comparativamente,
houve um lapso temporal significativamente maior entre a aquisição, pela Petrobras, em
12.12.2010, da parcela de 30% detida pela YPF Repsol na Refap3, e a sua integração à UGC
Abastecimento, em 31.12.2012. Pontuou que, no caso da RNEST, seria esperado um intervalo de
tempo similar, em vista das adaptações que certamente se fizeram necessárias no projeto da
Refinaria, originalmente concebida para processar dois tipos de petróleo4.
6.
O Diretor Relator considerou, ainda, outros dois aspectos. Primeiro, que a data-base do
documento que consolidou o teste de impairment é 31.12.2012, mas os fluxos de caixa futuros (i.e.
computados a partir de 01.01.2013) teriam sido apurados com base em premissas estabelecidas em
30.09.20125, ou seja, quando ainda não havia se consumado o fim das negociações com a PDVSA
e, assim, não caberia reputar que a RNEST teria sua gestão integrada ao parque de refino da
Companhia. Nesse sentido, entendeu que não se poderia compreender que os fluxos de caixa
futuros tivessem sido calculados considerando esse cenário. Segundo, que a justificativa para a
realização do teste de impairment da RNEST foi o aumento nos custos incorridos, os quais
passaram de R$4,4 bilhões, em 31.12.2010, para R$11,3 bilhões, em 31.12.2011, o que também
se verificaria no exercício de 2012, caso tivesse sido mantido o mesmo procedimento, já que houve
o aumento dos custos do projeto para R$17,2 bilhões, o que a seu ver justificaria, nos termos dos
itens 9 e 12g do CPC 01 (R1), que o teste em relação à RNEST também fosse realizado
individualmente em 2012.
7.
Em acréscimo, ressaltou que o valor recuperável de R$12,8 bilhões, calculado em
31.12.2011, foi bem próximo ao valor contábil, o que, face ao incremento nos custos incorridos ao
longo de 2012, que acresceram cerca de R$5 bilhões a esse valor, levantaria dúvidas sobre se, ao
fim do exercício, o valor em uso da RNEST superaria o contábil, havendo “razoável
probabilidade” de que um teste individual levasse ao reconhecimento de expressivas perdas.
8.
Minha divergência com relação aos argumentos acima expostos reside na interpretação de
que a Companhia não dispunha, em 31.12.2012, de nenhuma informação segura que lhe permitisse

3 Cumpre observar que não há nos autos dados que permitam conhecer melhor as características da referida operação
tampouco aferir se havia condições pendentes e em que momento teria restado concretizada.
4 Para tanto, não sopesou, entretanto, que, ao contrário da Refap, a RNEST ainda se encontrava em fase pré-
operacional e que vinha há anos sendo objeto de aportes exclusivamente pela Petrobras, que também já vinha há
tempos lidando com os riscos não ignorados de que a parceria com a PDVSA não se materializasse.
5 Doc. SEI 0301886, pp. 213-214.
Voto DFP (1132078) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 180

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adotar o cenário de gestão integrada da RNEST na UGC Abastecimento e de que tal integração
não seria factível, já que a formalização do fim das negociações entre a Companhia e a PDVSA se
dera um dia antes, em 30.12.2012.
9.
Pelos elementos trazidos aos autos, entendo que a Petrobras tinha razões fundamentadas
em elementos de fato e de direito, para reputar que as Demonstrações Financeiras do exercício
findo em 31.12.2012 já deveriam refletir que a PDVSA não mais ingressaria como sócia da
RNEST e que, portanto, esta passaria a ser gerida dentro do modelo integrado e centralizado de
planejamento e operação do parque de refino da Petrobras, que fundamenta o tratamento dado à
UGC Abastecimento para fins do teste de recuperabilidade. Nesse sentido, eventuais indicativos
de perda do valor recuperável da RNEST, incluindo o referido aumento de custos, deveriam ser
avaliados no âmbito da UGC Abastecimento no teste de impairment realizado em 2012.
10.
Registre-se, de início, que a sociedade de propósito específico que tinha por objeto a
construção e operação da Refinaria era, desde a sua constituição, em 07.03.2008, uma subsidiária
integral da Petrobras, tendo a Companhia sido integralmente responsável pelos aportes de capital
e por prestar as garantias necessárias à obtenção do financiamento pelo BNDES. Buscava, assim,
a viabilização do projeto e a construção e operação da Refinaria, de modo que a entrada da PDVSA
no empreendimento se daria, nos termos do Acordo, com a ciência desses investimentos prévios e
da necessidade de aprovação prévia, pelo BNDES, de garantias satisfatórias que respaldassem o
cumprimento das obrigações já assumidas no âmbito do financiamento6, na proporção da
participação acionária que seria detida pela PDVSA do Brasil na RNEST.
11.
Dessa forma, a teor do que dispôs originalmente o Acordo, em 30.10.2009, bem como os
quatro aditivos contratuais, celebrados em 06.09.2011, 30.11.2011, 30.03.2012 e 28.09.2012,
respectivamente, a PDVSA somente ingressaria no empreendimento após a aprovação das
garantias pelo BNDES e da operacionalização do ingresso da PDVSA do Brasil na RNEST,
incluindo a realização de assembleia geral extraordinária específica a tratar do respectivo aumento
de capital e o correspondente aporte de recursos na RNEST.
12.
De 2009 a 2012, apesar das negociações havidas entre as partes e das interações mantidas
com o BNDES, tais etapas não foram concluídas pela PDVSA. Além de não terem sido
apresentadas ao BNDES garantias satisfatórias, os aditivos mostram que sequer persistia consenso
quanto ao valor do aporte inicial que deveria ser realizado pela PDVSA do Brasil.
13.
Em paralelo, nesse período, o projeto demandou sucessivos aportes de capital por parte da

6 Note-se que, item “d” do Acordo, Petrobras e PDVSA se comprometeram a realizar os trâmites para a obtenção das
autorizações legais e aprovações necessárias para a formalização da participação da PDVSA na RNEST, dentre o que
estaria incluída a aprovação prévia do BNDES (Doc. SEI 0457661, p. 83).
Voto DFP (1132078) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 181

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Petrobras, especialmente quando os recursos provenientes do financiamento do BNDES se
esgotaram, o que faria com que o valor do aporte inicial da PDVSA, acordado em 2009, precisasse
ser revisto e atualizado. Ao tempo em que firmado o terceiro aditivo, em 30.03.2012, é possível
inclusive notar que a relação entre as partes se modificara substancialmente, tendo se passado a
dispor, expressamente, que, caso a PDVSA não cumprisse suas obrigações nos termos
estabelecidos, caberia à Petrobras decidir pela manutenção das negociações, podendo ser
necessário definir novas bases para a parceria, a fim de reequilibrar a relação entre as partes.
14.
O primeiro aditivo havia estabelecido o dia 30.09.2011 como data limite para que a PDVSA
apresentasse a aprovação das garantias por parte do BNDES e, 30.11.2011, como data final para
que realizasse o primeiro aporte de capital no projeto. Previa, ainda, que o descumprimento pela
PDVSA do primeiro prazo (i.e. 30.09.2011) importaria em encerramento antecipado do Acordo,
reputando-se extintos, em tal data, quaisquer direitos e obrigações das partes. Essa mesma
dinâmica se manteve até o último aditivo celebrado entre as partes.
15.
No segundo aditivo, as partes consignaram que: (i) apesar dos esforços e de intensa troca
de informações entre as partes, não havia sido possível obter consenso quanto ao valor do primeiro
aporte da PDVSA no empreendimento; (ii) a PDVSA ainda não havia obtido aprovação das
garantias a serem prestadas ao BNDES; (iii) os recursos do financiamento pelo BNDES já tinham
se exaurido; e (iv) para que não ocorresse a paralização das obras, a Companhia vinha realizando
aportes periódicos no empreendimento, os quais seriam necessários até a conclusão do projeto.
Acordaram, então, que a PDVSA teria até 31.01.2012 para apresentar a aprovação das garantias
pelo BNDES e até 31.03.2012 para o implemento de seu ingresso como sócia no projeto.
16.
No terceiro aditivo, de igual teor, foi estabelecido o prazo de até 30.09.2012 quanto à
aprovação das garantias pelo BNDES e até 30.11.2012 para o ingresso formal da PDVSA no
projeto. Dessa vez, como dito, as partes incluíram uma cláusula ao final do aditivo, segundo a qual,
considerando o avançado estágio do projeto, em caso de descumprimento das condições
estabelecidas com relação às obrigações da PDVSA, eventual manutenção das negociações estaria
sujeita à decisão da Petrobras, podendo vir a ser necessária a definição de novas bases para a
parceria, de modo a evitar prejuízos e refletir de modo equilibrado o novo contexto do projeto.
17.
Por fim, o quarto e último aditivo, celebrado em linha com os termos do anterior,
estabeleceu que a PDVSA teria até 30.12.2012 para apresentação da aprovação das garantias pelo
BNDES e, tendo isso ocorrido, teria até 28.02.2013 para o ingresso como sócia no projeto.
18.
Como dito, o exaurimento da linha de financiamento do BNDES, já quando da celebração
do segundo aditivo, havia implicado, para a Petrobras, a realização de aportes adicionais para
Voto DFP (1132078) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 182

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viabilizar a continuidade das obras. Em 30.03.2012, o projeto já se encontrava em estágio
avançado e aportes significativos de recursos se tornaram cada vez mais necessários.
19.
Nesse contexto, não se pode perder de vista que se passaram mais de três anos de
negociações sem qualquer sucesso e sem que a PDVSA tivesse, ao menos, obtido a aprovação do
BNDES com relação às garantias a serem prestadas no âmbito do financiamento, que era essencial
para a aprovação de seu ingresso na RNEST. Paulatinamente, reduziram-se as chances de consenso
sobre o valor do aporte inicial da PDVSA do Brasil, face ao desequilíbrio em relação às bases da
parceria originalmente concebida. Assim, até mesmo quando da própria assinatura do aditivo de
28.09.2012, a Petrobras já tinha diante de si um histórico que apontava mais para a possibilidade
de não realização do investimento pela PDVSA, do que o contrário, embora, de todo modo, ainda
restasse vigente o compromisso formal da PDVSA nos termos do Acordo aditado.
20.
Ademais, fato é que, em 30.12.2012, portanto, ainda no exercício de 2012, até mesmo o
referido compromisso formal se esvaiu, com o encerramento antecipado do Acordo, fazendo cessar
a própria razão pela qual o teste de impairment quanto à RNEST havia sido feito individualmente
no exercício anterior. Ou seja, findou-se a perspectiva de que a gestão da Refinaria se daria no
âmbito da parceria com a PDVSA e não de modo integrado e centralizado como ocorria com
relação ao restante do parque de refino da Companhia que compunha a UGC Abastecimento.
21.
Releva observar que a realização de teste de impairment não constitui, em si, uma decisão
gerencial ou de negócio. Trata-se de procedimento conduzido para fins contábeis, considerando os
fluxos de caixa futuros que determinado ativo (ou conjunto de ativos) pode gerar durante sua vida
útil7. Esse procedimento requer um olhar prospectivo sobre a situação atual, sendo estimado o
valor em uso do ativo ou da UGC de forma prospectiva, ou seja, em relação à geração de benefícios
econômicos futuros, a se materializarem a partir da utilização do ativo nas operações, trazidos a
valor presente, para realização do teste. E a representação fidedigna das informações a serem
refletidas nas DFs deve também considerar essa visão prospectiva.
22.
Tendo em vista que, a partir de 30.12.2012, restou definitivamente prejudicada a premissa

7 Como bem aponta o Professor Eliseu Martins no Parecer de 2018 acostado aos autos (Doc. SEI 0452361, fls. 178):
“O conceito econômico subjacente ao teste de recuperabilidade de custos, ou simplesmente teste de impairment, é
relativamente simples: pelo fato de os valores contábeis dos ativos deverem ser sempre inferiores aos resultados que
vão produzir no futuro, ao final do período de reporte e quando houver indícios (indícios de perda de valor) de que
isso pode não mais vir a ocorrer, a empresa deve efetivamente verificar (via teste de impairment) essa possibilidade.
Os ativos podem produzir resultados de duas formas: por venda do próprio ativo ou pelo seu uso. Entenda-se por
resultado pelo uso do ativo o fluxo de caixa que o ativo gera ao longo do tempo em que for útil para a empresa. (...)
O relevante por ora é o conceito econômico que embasa o teste de impairment: os resultados futuros do ativo devem
ser superiores ao seu custo. No caso específico da Petrobras, os resultados futuros dos ativos que são considerados no
teste de impairment são fluxos de caixa futuros decorrentes do uso dos ativos ao longo de suas vidas úteis.” (grifei)
Voto DFP (1132078) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 183

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sob a qual se ancorava o tratamento da RNEST como uma unidade isolada em relação à gestão
centralizada do restante do parque de refino, inclusive após um longo período de infrutífera
negociação, e que inexistiam outras justificativas a amparar um tratamento em separado, cabia
reconhecer, para fins do teste de impairment, que a RNEST passaria a ter sua operação futura
conduzida de forma integrada aos demais ativos que compunham a UGC Abastecimento. Não se
trata de privilegiar a forma sobre a essência, mas justamente o contrário, tendo em vista que a
essência, no caso, não se verifica pelo passado, mas sim sob a ótica dos fluxos de caixa futuros.
23.
Corrobora esse entendimento o fato de que a Petrobras detinha o controle financeiro e
operacional da RNEST e continuou a arcar com o seu custo integral. Na sequência do fim das
negociações com a PDVSA, procedeu à incorporação da RNEST e à reavaliação de sua forma de
operação. Observe-se que, não obstante ainda existissem, em 31.12.2012, providências formais a
serem tomadas para que se pudesse efetivar a referida incorporação societária e certas mudanças
de planejamento operacional que viriam a ser necessárias, dado que a PDVSA não mais seria sócia
no projeto, não havia mais justificativa, como salientado, para manter a RNEST fora da UGC
Abastecimento, desconsiderando a realidade econômica já então prevalecente.
24.
E, ainda, a meu ver, não prejudica esse entendimento o fato de terem sido utilizadas, no
“Teste de Impairment do Abastecimento” da data-base 31.12.20128, premissas apuradas em
30.09.2012 (ou seja, mesmo antes do encerramento formal da vigência do Acordo) para cálculo
do fluxo de caixa projetado a partir de 01.01.2013, já considerando a integração da RNEST. Isso
porque, não tendo havido modificação das premissas anteriormente adotadas, não seria forçosa a
sua atualização na data-base do teste; o que não teria sido o caso se os desdobramentos das
negociações tivessem seguido direção oposta. Note-se que o teste de impairment não é
procedimento que a Companhia inicia e conclui em um único dia, pelo contrário, por sua
complexidade, o exercício de elaboração do teste pode demandar trabalho de meses e, justamente
por isso, é usual que se inicie bem antes do fim do exercício e que seja ajustado, posteriormente,
se houver alterações necessárias para refletir a situação na data de encerramento do exercício (ou
mesmo, se for o caso, pode ter de sofrer ajuste por evento subsequente ao período contábil, anterior
à divulgação das respectivas DFs).
25.
O próprio Diretor Relator reconhece, ao analisar a questão da não realização de teste de
impairment em relação à RNEST em 31.12.2010, que, além de a Petrobras ter arcado com todos
os custos incorridos no empreendimento até aquela data, havia também indicativos, já àquela
época, de que a Petrobras teria de arcar integralmente com os custos vindouros, o que, como

8 Doc. SEI 0301886, fls. 528 e ss. V. pág. 5, em que se explicita que a RNEST seria inserida na UGC Abastecimento
com base no “fato de suas operações futuras serem planejadas juntas com as demais Refinarias da Petrobras”.
Voto DFP (1132078) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 184

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apontado pelo Relator, não afetava os fluxos de caixa esperados com a Refinaria, mas sim a
repartição de seus eventuais benefícios ou prejuízos, que ficariam integralmente com a Petrobras
ou seriam divididos com a potencial sócia, caso esta integralizasse a sua participação no projeto.
26.
Em 31.12.2012, contudo, a diferença era justamente o forçoso reconhecimento de que a
parceria com a PDVSA não mais se concretizaria e, portanto, não persistia a razão que justificava
tratar a RNEST separadamente da UGC Abastecimento, em que as entradas de caixa dos ativos do
parque de refino se davam de forma interdependente e, com vistas a maximizar o resultado para o
sistema Petrobras, o resultado de uma determinada refinaria poderia ser privilegiado em
detrimento do resultado individual de outra, o que passava a ser aplicável também à RNEST.
27.
Destaque-se, inclusive, que, se, por um lado, a presença de indícios de redução do valor
recuperável aponta para a necessária realização do teste de impairment e o aumento expressivo
dos custos orçados de um ativo pode ser considerado como um indicativo; por outro, a existência
de indicativo que fundamente a realização do teste de impairment não tem o condão de definir, por
si, a forma como o teste será efetuado, se do ativo individualmente considerado ou, no caso em
que isso seja pertinente, se integrado a uma UGC. Esse segundo aspecto deriva do modo como a
gestão dos fluxos de caixa do ativo será conduzida, cabendo, para tanto, aferir se tais fluxos serão,
em grande parte, interdependentes ou não. Ou seja, se serão geridos de modo integrado com outros
ativos, constituindo uma unidade geradora de caixa ou individualmente.
28.
Não há, portanto, correlação direta entre esses dois fatores. E, a meu ver, tampouco cabe
considerar que, ainda que se reputasse haver “razoável probabilidade” de ocorrência de perda no
valor recuperável em decorrência de expressivo aumento de custos, isso seria justificativa para,
necessariamente, testar um ativo individualmente, desconsiderando o fato de que esse ativo seja
(ou esteja planejado para ser) gerido em conjunto com ativos integrantes de uma UGC.
29.
Por todo o exposto, concluo ter se demonstrado correta, no caso, a realização do teste de
recuperabilidade da RNEST, para data-base 31.12.2012, em conjunto com os demais ativos da
UGC Abastecimento, e não mais individualmente, como feito em 2011. Consequentemente,
eventuais indicativos de perda de valor recuperável deveriam ser aferidos no âmbito da UGC
Abastecimento, considerando os ativos que a compunham como um todo.
30.
Voto, assim, pela absolvição de:
(i)
Almir Guilherme Barbassa, na qualidade de Diretor Financeiro e de Relações com
Investidores, José Carlos Cosenza, na qualidade de Diretor de Abastecimento, e
Maria das Graças Silva Foster, na qualidade de Diretora Presidente da Petróleo
Brasileiro S.A. – Petrobras, todos à época da elaboração e aprovação das
Voto DFP (1132078) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 185

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demonstrações financeiras de 31.12.2012, com relação à acusação de infração aos
arts. 153, 176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e aos arts. 14 e 26 da Instrução CVM
no 480/2009, pela não elaboração de teste individual de perda do valor recuperável
da Refinaria Abreu e Lima em 31.12.2012, consoante o disposto no item 1 e 12g do
Pronunciamento Técnico CPC 01 (R1) aprovado pela Deliberação CVM no
639/2010; e
(ii)
Francisco Roberto de Albuquerque, Sérgio Franklin Quintella e Josué
Christiano Gomes da Silva, na qualidade de membros do Conselho de
Administração da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, integrantes do Comitê de
Auditoria, todos à época da elaboração e aprovação das demonstrações financeiras
de 31.12.2012, com relação à acusação de infração aos arts. 142, III e V, e 153 da
Lei no 6.404/1976, pela não elaboração de teste individual de perda do valor
recuperável da Refinaria Abreu e Lima em 31.12.2012, consoante o disposto nos
itens 1 e 12g do Pronunciamento Técnico CPC 01 (R1) aprovado pela Deliberação
CVM no 639/2010.
31.
Quanto às demais imputações, reporto-me às razões e conclusões constantes do bem
fundamentado voto do Diretor Relator, para acompanhá-las.
É como voto.
Rio de Janeiro, 03 de novembro de 2020.

Flávia Sant ́Anna Perlingeiro
Diretora
Voto DFP (1132078) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 186
FLAVIA MARTINS SANT
ANNA
PERLINGEIRO:01194353738
Assinado de forma digital por
FLAVIA MARTINS SANT ANNA
PERLINGEIRO:01194353738
Dados: 2020.11.03 17:49:45 -03'00'

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Processo Administrativo Sancionador CVM SP2017/0294 – Voto DGG – Página 1 de 4
PROCESSO ADMINISTRATIVO SANCIONADOR CVM No SP2017/0294
(Processo Eletrônico SEI no 19957.005789/2017-71)
Reg. Col. 0863/17
Acusados:
Aldemir Bendine
Almir Guilherme Barbassa
César Acosta Rech
Fábio Colletti Barbosa
Francisco Roberto de Albuquerque
Guido Mantega
Guilherme de Oliveira Estrella
Hugo Repsold Junior
Ivan de Souza Monteiro
João Adalberto Elek Júnior
Jorge Celestino Ramos
Jorge Gerdau Johannpeter
Jorge Luiz Zelada
José Alcides Santoro Martins
José Antônio de Figueiredo
José Carlos Cosenza
José Maria Ferreira Rangel
José Miranda Formigli Filho
José Sérgio Gabrielli de Azevedo
Josué Christiano Gomes da Silva
Luciano Galvão Coutinho
Luiz Augusto Fraga Navarro de Britto Filho
Márcio Pereira Zimmermann
Marcus Pereira Aucélio
Maria das Graças Silva Foster
Maria Lúcia de Oliveira Falcón
Marisete Fátima Dadald Pereira
Miriam Aparecida Belchior
Nelson Rocha Augusto
Paulo José dos Reis Souza
Paulo Roberto Costa
Reginaldo Ferreira Alexandre
Renato de Souza Duque
Roberto Moro
Sérgio Franklin Quintella
Silas Rondeau Cavalcante Silva
Sílvio Sinedino Pinheiro
Solange da Silva Guedes
Túlio Luiz Zamim
Walter Luis Bernardes Albertoni
Assunto:
Responsabilidade de administradores e conselheiros fiscais da Petróleo
Brasileiro S.A. – Petrobras em razão de descumprimento, pela
administração da Companhia, de norma contábil relativa à redução ao valor
recuperável de ativos (impairment), na elaboração das demonstrações
financeiras dos exercícios sociais encerrados em 31.12.2010, 31.12.2011,
31.12.2012, 31.12.2013 e 31.12.2014 – (i) membros da Diretoria: arts. 153,
176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e arts. 14 e 26 da ICVM no 480/2009;
(ii) membros do Conselho de Administração: arts. 142, III e V, e 153, e
também art. 160, da Lei no 6.404/1976, para integrantes do Comitê de
Voto DGG (1132213) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 187

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Auditoria; e (iii) membros do Conselho de Fiscal, arts. 163, VII, e 165 da
Lei no 6.404/1976.
Relator:
Diretor Henrique Machado
Voto:

Diretor Gustavo Gonzalez

MANIFESTAÇÃO DE VOTO
1.
Eu acompanho o voto do i. Diretor Relator, exceto com relação a dois pontos.
2.
Em primeiro lugar, acompanho o voto da Diretora Flavia Perlingeiro e voto pela
absolvição dos diretores e dos membros do conselho de administração integrantes do
comitê de auditoria da acusação relativa à não elaboração de teste individual de perda do
valor recuperável (impairment) da RNEST1 para a demonstração financeira relativa ao
exercício social findo em 31.12.2012.
3.
A minha segunda divergência relaciona-se à proposta de condenação de José
Sérgio Gabrielli de Azevedo, acusado por ocupar o cargo de Diretor Presidente da
Petrobras, quando foram aprovadas as demonstrações financeiras relativas ao exercício
social findo em 31.12.2010. Nos próximos parágrafos esmiúço as razões dessa minha
divergência e as razões pelas quais me inclino pela absolvição do acusado.
Responsabilidade do diretor presidente por falhas nas demonstrações financeiras
4.
Como bem destacado no voto do Relator, a Petrobras deveria ter feito o teste de
impairment da RNEST para o exercício findo em 31.12.2010, mas não o fez. A minha
divergência recai especificamente na responsabilidade do Diretor Presidente da
Companhia pela referida falha.
5.
A jurisprudência dessa casa é pacífica no sentido de que o estatuto pode
validamente atribuir a um ou a alguns diretores a responsabilidade por elaborar as
demonstrações financeiras. Nesses casos, não se pode responsabilizar toda a diretoria pela
não elaboração das demonstrações financeiras ou por falhas nesses documentos.
6.
O voto do Relator demonstra que, ao contrário do que alega a Acusação, a
diretoria da Petrobras não atuava como um órgão societário na elaboração das
demonstrações financeiras. O estatuto social conferia ao conselho de administração

1 Os termos iniciados em letra maiúscula utilizados neste voto e que não estiverem aqui definidos têm o
significado que lhes foi atribuído no relatório preparado pelo Diretor Relator Henrique Machado.
Voto DGG (1132213) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 188

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competência para definir as atribuições dos diretores e a Companhia aprovou documentos
definindo as responsabilidades específicas de cada diretor.
7.
Assim, e com o perdão de estar aqui repetindo, ainda que resumidamente,
aspectos já muito bem abordados pelo Relator, vê-se que o Plano Básico de Organização
atribuía ao Diretor Financeiro responsabilidade por elaborar as demonstrações
financeiras, coordenando o setor de contabilidade, e o que Manual Financeiro da
Petrobras atribuía aos diretores responsáveis pelas áreas de negócio a função de verificar
se havia alguma indicação de que os respectivos ativos ou conjunto de ativos teriam
sofrido desvalorização e de, em caso positivo, apurar o valor em uso e encaminhar à
contabilidade para comparação com o valor contábil e apuração do valor da perda.
8.
Assim, parece-me bem demonstrada a responsabilidade de Almir Guilherme
Barbassa e de Paulo Roberto Costa, que ocupavam, respectivamente, os cargos de Diretor
Financeiro e Diretor de Abastecimento da Petrobras quando as demonstrações financeiras
relativas ao exercício social findo em 31.12.2010 foram aprovadas pela diretoria. Nesses
casos, acompanho o bem-lançado voto do Relator, inclusive no tocante às penalidades
propostas.
9.
A minha divergência está na responsabilização do Diretor Presidente. Não se
trata, de modo algum, de diminuir a responsabilidade do principal executivo da
Companhia, mas de reconhecer que a sua função de dirigir e coordenar os trabalhos da
diretoria não tem o condão de torná-lo corresponsável por falhas incorridas por outros
diretores no exercício das suas atribuições exclusivas. Sendo mais específico, lembro que
a jurisprudência da CVM não costuma responsabilizar o diretor presidente por problemas
nas demonstrações financeiras quando outro diretor é responsável por elaborar esse
documento, ainda que os estatutos sociais usualmente prevejam que o diretor presidente
dirige, administra ou coordena os trabalhos da diretoria.
10.
Entendo que não há nos autos nenhum elemento que justifique que o diretor
presidente receba, nesse caso, tratamento diferenciado daquele que dispensamos aos
diretores presidentes em diversos outros casos instaurados e julgados para apurar
responsabilidade pela não elaboração das demonstrações financeiras ou por problemas
nesses documentos.
Conclusão
11.
Diante do exposto, voto:
(i)
Em linha com a Diretora Flavia Perlingero pela absolvição de:
Voto DGG (1132213) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 189

COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS
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Processo Administrativo Sancionador CVM SP2017/0294 – Voto DGG – Página 4 de 4
a. Almir Guilherme Barbassa, na qualidade de Diretor Financeiro e
de Relações com Investidores, José Carlos Cosenza, na qualidade
de Diretor de Abastecimento, e Maria das Graças Silva Foster, na
qualidade de Diretora Presidente da Petrobras, à época da
elaboração e aprovação das demonstrações financeiras de
31.12.2012, com relação à acusação de infração aos artigos 153,
176 e 177, §3o, da Lei no 6.404/1976, e aos artigos 14 e 26 da
Instrução CVM no 480/2009, pela não elaboração de teste
individual de perda do valor recuperável da Refinaria Abreu e Lima
em 31.12.2012, consoante o disposto no item 1 e 12g do
Pronunciamento Técnico CPC 01 (R1) aprovado pela Deliberação
CVM no 639/2010; e
b. Francisco Roberto de Albuquerque, Sérgio Franklin Quintella e
Josué Christiano Gomes da Silva, na qualidade de membros do
Conselho de Administração da Petrobras, integrantes do Comitê de
Auditoria, à época da elaboração e aprovação das demonstrações
financeiras de 31.12.2012, com relação à acusação de infração aos
artigos 142, III e V, e 153 da Lei no 6.404/1976, pela não
elaboração de teste individual de perda do valor recuperável da
Refinaria Abreu e Lima em 31.12.2012, consoante o disposto nos
itens 1 e 12g do Pronunciamento Técnico CPC 01 (R1) aprovado
pela Deliberação CVM no 639/2010;
(ii)
Pela absolvição de José Sérgio Gabrielli de Azevedo das acusações que
lhe foram imputadas na qualidade de diretor presidente da Petrobras
quando foram aprovadas as demonstrações financeiras relativas ao
exercício social findo em 31.12.2010; e
(iii)
de acordo com o Diretor Relator em relação às demais imputações.
É como voto.

São Paulo, 03 de novembro de 2020.
Assinado eletronicamente por
Gustavo Machado Gonzalez
Diretor
Voto DGG (1132213) SEI 19957.005789/2017-71 / pg. 190