Petróleo Brasileiro S.A. Petrobras Estados Financieros al 31 de diciembre de 2014 y...

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Estados Financieros al 31 de diciembre de 2014 y 2013 (Traducción libre del original redactado en portugués)

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras

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Índice (En millones de reales, excepto cuando se indique lo en contrario)

Informe de los auditores independientes sobre los estados financieros individuales y consolidados ........... 3 Balance General ............................................................................................................................................. 5 Estado de Resultados ..................................................................................................................................... 6 Estados de los Resultados Integrales ............................................................................................................. 7

Estados de los Flujos de Efectivo .................................................................................................................. 8 Estados de los Cambios del Patrimonio Neto ................................................................................................ 9 Estado Del Valor Agregado ......................................................................................................................... 10 Notas explicativas ........................................................................................................................................ 11 1. La Compañía y sus operaciones ........................................................................................................... 11

2. Base de presentación de los estados financieros .................................................................................. 11 3. “Operación Lava Jato” y sus reflejos en la Compañía ......................................................................... 12 4. Resumen de las principales políticas contables .................................................................................... 22

5. Uso de estimaciones y juicios .............................................................................................................. 33 6. Adopción de nuevas normas y revisiones ............................................................................................ 39 7. Efectivo y equivalentes al efectivo y Títulos y valores mobiliarios ..................................................... 40 8. Cuentas por cobrar ................................................................................................................................ 41

9. Inventarios ............................................................................................................................................ 43

10. Ventas e incorporaciones de activos ................................................................................................. 43 11. Inversiones ........................................................................................................................................ 46 12. Propiedad, planta y equipo ............................................................................................................... 50

13. Activos Intangibles ........................................................................................................................... 52 14. Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) ........................................................... 54

15. Actividades de exploración y evaluación de reservas de petróleo y gas .......................................... 59 16. Proveedores ....................................................................................................................................... 61 17. Financiaciones .................................................................................................................................. 61

18. Arrendamientos ................................................................................................................................. 65

19. Partes relacionadas ............................................................................................................................ 65

20. Provisiones para desmantelamiento de áreas .................................................................................... 69 21. Impuestos .......................................................................................................................................... 70

22. Beneficios concedidos a los empleados ............................................................................................ 73 23. Patrimonio neto ................................................................................................................................. 83 24. Ingresos de ventas ............................................................................................................................. 85 25. Otros gastos, netos ............................................................................................................................ 86

26. Costos y Gastos por naturaleza ......................................................................................................... 87 27. Resultado financiero neto ................................................................................................................. 88 28. Informaciones complementarias al estado de flujo de efectivo ........................................................ 88 29. Informaciones por segmento ............................................................................................................. 89 30. Procesos judiciales y contingencias .................................................................................................. 93

31. Compromisos de compra de gas natural ........................................................................................... 99

32. Garantías a los contratos de concesión para exploración de petróleo .............................................. 99

33. Gestión de riesgos ............................................................................................................................. 99 34. Valor razonable de los activos y pasivos financieros ..................................................................... 106 35. Eventos subsecuentes ...................................................................................................................... 107 Información Complementaria .................................................................................................................... 109 Consejo de Administración y Directorio Ejecutivo ................................................................................... 122


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Informe de los auditores independientes sobre los estados financieros individuales y consolidados

(Traducción libre del original redactado en portugués) Señores del Consejo de Administración y Accionistas Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras

Hemos examinado los estados financieros individuales de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras ("Compañía" o “Petrobras”) que incluyen el estado de situación patrimonial al 31 de diciembre de 2014 y los respectivos estados de resultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio neto y de los flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en dicha fecha, así como el resumen de las políticas contables significativas y demás notas explicativas.

Hemos examinado también los estados financieros consolidados de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras ("Consolidado") que incluyen el estado de situación patrimonial consolidado al 31 de diciembre de 2014 y los respectivos estados consolidados de resultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio neto y de los flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en dicha fecha, así como el resumen de las políticas contables significativas y demás notas explicativas.

Responsabilidad de la administración sobre los estados financieros

La administración de la Compañía es responsable por la preparación y presentación de los estados financieros individuales de acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil y de los estados financieros consolidados de acuerdo con las normas internacionales de información financiera (IFRS), emitidas por el International Accounting Standards Board - IASB, y con las prácticas contables adoptadas en Brasil, así como por los controles internos que considere necesario para posibilitar la preparación de estos estados financieros libres de distorsiones significativas originadas en errores o irregularidades.

Responsabilidad de los auditores independientes

Nuestra responsabilidad consiste en emitir una opinión sobre dichos estados financieros, con base en nuestra auditoría, realizada de acuerdo con las normas brasileñas e internacionales de auditoría. Esas normas requieren el cumplimiento de exigencias éticas por parte de los auditores y que la auditoría sea planificada y realizada con el objetivo de obtener una seguridad razonable de que los estados financieros están exentos de errores significativos.

Una auditoría comprende la ejecución de procedimientos seleccionados para obtener evidencia sobre los valores presentados en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la evaluación de los riesgos de distorsión significativa en los estados financieros, independientemente de que sea causada por errores o irregularidades. En esa evaluación de riesgos, el auditor considera los controles internos relevantes para la elaboración y para la presentación razonable de los estados financieros de la Compañía para planificar los procedimientos de auditoría que son apropiados en las circunstancias, pero no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia de esos controles internos de la Compañía. Una auditoría también comprende la evaluación de las políticas contables utilizadas y la razonabilidad de las estimativas contables hechas por la administración, así como la evaluación de la presentación de los estados financieros considerados en su conjunto.

Entendemos que la evidencia de auditoría obtenida es suficiente y apropiada para fundamentar nuestra opinión. Opinión sobre los estados financieros individuales

En nuestra opinión, los estados financieros individuales antes mencionados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial y financiera individual de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras al 31 de diciembre de 2014, el resultado de sus operaciones y sus flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en dicha fecha, de acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil.


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Informe de los auditores independientes sobre los estados financieros individuales y consolidados Opinión sobre los estados financieros consolidados

En nuestra opinión, los estados financieros consolidados antes mencionados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial y financiera de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y sus controladas al 31 de diciembre de 2014, el resultado consolidado de sus operaciones y sus flujos de efectivo consolidados por el ejercicio finalizado en dicha fecha, de acuerdo con las normas internacionales de información financiera (IFRS) emitidas por el International Accounting Standards Board - IASB y las prácticas contables adoptadas en Brasil.

Énfasis- Bases de preparación

Según se describe en la Nota 2, los estados financieros individuales se elaboraron de acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil. En el caso de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, esas políticas difieren de las IFRS, aplicables a los estados financieros individuales, solamente en lo que se refiere a la valuación de las inversiones en subsidiarias, asociadas y controladas en forma conjunta por el método de la participación, mientras que de acuerdo con IFRS sería costo o valor razonable; y por la opción por el mantenimiento del saldo de activo diferido, existente al 31 de diciembre de 2008, el cual se está amortizando. Nuestra opinión no tiene salvedades en función de ese asunto. Énfasis - Efectos de la Operación “Lava Jato” en las operaciones de la Compañía Llamamos la atención sobre la nota explicativa 3 de los estados financieros, que describe los efectos de la "operación Lava Jato" en la Compañía, incluyendo: (i) la cancelación de R$ 6,194 millones en los estados financieros consolidados (R$ 4.788 millones en los estados financieros individuales) para gastos incorrectamente capitalizados en la adquisición de activos fijos; las acciones que están siendo adoptadas, incluidas las investigaciones internas que están siendo llevadas a cabo por firmas de abogados, bajo la dirección de un Comité Especial que fue constituido por la Compañía ; y (iii) la investigación que se está llevando a cabo por la Securities and Exchange Commission - SEC. También llamamos la atención a la nota explicativa 30.2 de los estados financieros consolidados, que describe la propuesta de demandas judiciales contra la Compañía, para las que no se pueden estimar una posible pérdida o intervalo posible de pérdidas debido a la etapa preliminar en que se encuentran. Nuestro opinión no se modifica en relación con estos asuntos. Otros asuntos Información suplementaria - Estados del valor agregado y del balance social

Hemos examinado también los estados individuales y consolidados del valor agregado (DVA, por sus siglas en portugués), correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, cuya presentación es exigida por la legislación societaria brasileña para compañías abiertas y las informaciones contables consolidadas contenidas en el balance social, elaborados bajo la responsabilidad de la administración de la Compañía, como confirmación suplementaria para fines de la IFRS que no requieren la presentación del DVA y del balance social. Esos estados se sometieron a los mismos procedimientos de auditoría anteriormente descritos y, en nuestra opinión, están presentados razonablemente, en todos sus aspectos significativos, en relación a los estados contables considerados en su conjunto.

Rio de Janeiro, 22 de abril de 2015

PricewaterhouseCoopers Marcos Donizete Panassol Auditores Independentes Contador CRC 1SP155975/O-8 "S" RJ CRC 2SP000160/O-5 "F" RJ


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Balance General Al 31 de diciembre de 2014 y 2013 (En millones de reales)

Consolidado Controlante Consolidado Controlante Activo Nota 2014 2013 2014 2013 Pasivo Nota 2014 2013 2014 2013

Corriente Corriente

Efectivo y equivalentes al efectivo 7 44.239 37.172 5.325 7.917 Proveedores 16 25.924 27.922 26.575 25.961 Títulos y valores mobiliarios 7 24.763 9.101 15.241 22.752 Financiaciones 17 31.523 18.744 48.594 46.627 Cuentas por cobrar, netas 8 21.167 22.652 17.783 16.301 Arrendamientos financieros corrientes 18 42 38 1.609 1.784 Inventarios 9 30.457 33.324 24.461 27.476 Impuestos a las ganancias 21.1 657 659 − Impuestos a las ganancias 21.1 2.823 2.484 1.297 1.468 Impuestos y contribuciones 21.1 10.796 10.938 9.507 9.734 Impuestos y contribuciones 21.1 7.300 9.162 5.609 7.813 Dividendos propuestos 23.5 − 9.301 − 9.301 Adelantos a proveedores 1.123 1.600 923 1.407 Sueldos, vacaciones, cargas y participaciones 5.489 4.806 4.695 4.127 Otros activos corrientes 3.138 2.218 1.965 1.565 Planes de pensión y salud 22 2.115 1.912 2.026 1.820

135.010 117.713 72.604 86.699 Otros pasivos corrientes 6.113 5.691 2.727 2.695

Activos mantenidos para la venta 10.2 13 5.638 10 781 82.659 80.011 95.733 102.049

135.023 123.351 72.614 87.480

Pasivos asociados a activos disponibles para la venta 10.2 − 2.514 − −

82.659 82.525 95.733 102.049

No Corriente No Corriente Realizable a largo plazo Financiaciones 17 319.322 248.867 151.399 105.737

Cuentas por cobrar, netas 8 14.441 10.616 10.671 4.453 Arrendamientos financieros 18 148 171 4.293 5.959 Títulos y valores mobiliarios 7 290 307 249 257 Impuestos a las ganancias diferidos 21.2 8.052 23.206 9.062 24.259 Depósitos judiciales 30.1 7.124 5.866 5.927 4.826 Planes de pensión y salud 22 43.803 27.541 41.108 26.077 Impuestos a las ganancias diferidos 21.2 2.673 2.647 Provisión para procesos judiciales 30.1 4.091 2.918 3.338 2.280 Impuestos y contribuciones 21.1 10.645 12.603 8.943 10.899 Provisión para desmantelamiento de áreas 20 21.958 16.709 20.630 15.320 Adelantos a proveedores 6.398 7.566 1.056 2.172 Otros pasivos no corrientes 2.620 1.696 1.994 3.352

Otros activos no corrientes 8.533 4.395 8.206 3.723 399.994 321.108 231.824 182.984

50.104 44.000 35.052 26.330 482.653 403.633 327.557 285.033

Patrimonio neto

Inversiones 11 15.282 15.615 82.481 83.497 Capital social desembolsado 23.1 205.432 205.411 205.432 205.411 Propiedad, planta y equipo 12 580.990 533.880 437.150 402.567 Transacciones de capital (646) 737 (430) 1.048 Activos intangibles 13 11.976 36.121 9.108 33.289 Reservas de ganancias 127.438 149.036 127.222 148.925 Diferido − − 10 Otros resultados integrales (23.376) (7.244) (23.376) (7.244)

658.352 629.616 563.791 545.693 308.848 347.940 308.848 348.140

Participación de los accionistas no controlantes 1.874 1.394 − −

310.722 349.334 308.848 348.140

793.375 752.967 636.405 633.173 793.375 752.967 636.405 633.173

Las notas explicativas forman parte integrante de los estados financieros.


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Estado de Resultados Al 31 de diciembre de 2014 y 2013 (En millones de reales, excepto ganancia por acción)

Consolidado Controlante Nota 2014 2013 2014 2013 Ingresos de ventas 24 337.260 304.890 269.568 237.405 Costo de ventas (256.823) (234.995) (208.174) (187.124)

Ganancia bruta 80.437 69.895 61.394 50.281 Ingresos (Gastos) Gastos de ventas (15.974) (10.601) (17.430) (12.964) Gastos de administración y generales (11.223) (10.751) (7.983) (7.481) Gastos de exploración de petróleo y gas 15 (7.135) (6.445) (6.720) (6.056) Gastos con investigación y desarrollo (2.589) (2.428) (2.562) (2.389) Impuesto (1.801) (1.721) (1.045) (949) Reversión/Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) 14 (44.636) (1.238) (34.814) 58 Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente 3 (6.194) − (4.788) − Otros gastos, netos 25 (12.207) (2.347) (15.436) (6.794) (101.759) (35.531) (90.778) (36.575)

Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación e impuestos (21.322) 34.364 (29.384) 13.706 Resultado financiero neto: 27 (3.900) (6.202) (3.737) (2.071)

Ingresos Financieros 4.634 3.911 3.312 3.778 Gastos Financieros (9.255) (5.795) (5.804) (2.856) Variaciones cambiarias y monetarias 721 (4.318) (1.245) (2.993)

Resultado de participaciones en inversiones 11.3 451 1.095 3.730 14.094 Participación en las utilidades o resultados 22.7 (1.045) (1.102) (856) (908)

Ganancia (pérdida) antes de los impuestos a las ganancias (25.816) 28.155 (30.247) 24.821 Impuestos sobre la ganancia 21.3 3.892 (5.148) 8.555 (1.413) Ganancia (pérdida) neta (21.924) 23.007 (21.692) 23.408

Atribuible a: Accionistas de Petrobras (21.587) 23.570 (21.692) 23.408 Accionistas no controlantes (337) (563) − − (21.924) 23.007 (21.692) 23.408

Ganancia (pérdida) básica y diluida por acción (en R$) 23.6 (1,65) 1,81 (1,66) 1,79



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Estados de los Resultados Integrales Al 31 de diciembre de 2014 y 2013 (En millones de reales)

Consolidado Controlante 2014 2013 2014 2013

Ganancia (pérdida) neta (21.924) 23.007 (21.692) 23.408

Elementos que no serán reclasificados a la cuenta de resultados:

Ganancias / (pérdidas) actuariales con planes de beneficios definidos (13.724) 15.636 (12.908) 14.415 Impuestos sobre la renta y contribución social diferidos 2.695 (4.647) 2.540 (4.364)

(11.029) 10.989 (10.368) 10.051

Elementos que pueden ser reclasificados a la cuenta de resultados:

Ajustes acumulados de conversión 4.721 3.103 − − Ganancias/ (pérdidas) a realizar en el hedge de flujo de efectivo - exportaciones

Reconocido en el patrimonio neto (15.650) (13.384) (13.918) (12.199) Transferido para el resultado 1.673 692 1.344 624

Impuestos a las ganancias diferidos 4.752 4.315 4.275 3.199

(9.225) (8.377) (8.299) (8.376)

Ganancias/ (pérdidas) a realizar en el hedge de flujo de efectivo - otras operaciones

Reconocido en el patrimonio neto 14 23 − − Transferido para el resultado 2 22 − −

Impuestos a las ganancias diferidos − (1) − − 16 44 − −

Ganancias/ (pérdidas) a realizar sobre activos financieros disponibles para venta

Reconocido en el patrimonio neto − (1) − (1) Transferido para el resultado − (90) − −

Impuestos a las ganancias diferidos − 31 − −

− (60) − (1) Resultados integrales de participaciones en inversiones (647) (573) 2.545 3.469

Otros resultados integrales (16.164) 5.126 (16.122) 5.143

Resultado integral total (38.088) 28.133 (37.814) 28.551

Resultado integral atribuible a los:

Accionistas de Petrobras (37.709) 28.712 − − Accionistas no controlantes (379) (578) (37.814) 28.551

El resultado integral total (38.088) 28.134 (37.814) 28.551



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Estados de los Flujos de Efectivo Al 31 de diciembre de 2014 y 2013 (En millones de reales)


Flujos de efectivo de las actividades operativas Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (21.587) 23.570 (21.692) 23.408 Ajustes para: Participación de los accionistas no controlantes (337) (563) − − Gastos actuariales - Planes de pensión y salud 4.773 5.515 4.225 5.046 Resultados de participaciones en inversiones (451) (1.095) (3.730) (14.094) Depreciación, agotamiento y amortización 30.677 28.467 22.518 21.474 Pérdida en la recuperación de los activos - Impairment 44.636 1.238 34.814 (58) Ajuste al valor de mercado de los inventarios 2.461 1.269 493 382 Pérdidas en créditos de liquidación dudosa 5.555 157 4.401 60 Baja de pozos secos 5.048 4.169 4.828 4.040 Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente 6.194 − 4.788 − Pérdidas (ganancias) en la venta/baja de activos no corrientes, áreas devueltas y proyectos cancelados 743 (3.835) 4.282 (89) Variaciones en las tasas de cambio, monetarias y cargas financieras sobre financiaciones y otras operaciones 8.461 7.027 6.254 4.231 Impuestos sobre las ganancias, netos (8.025) 323 (8.555) 1.413 Incremento (Disminución) de activos Cuentas por cobrar (5.929) (2.693) (5.712) (3.797) Inventarios 1.378 (4.601) 2.542 (2.989) Otros activos (6.466) (631) (7.582) (1.163) Incremento (Disminución) de pasivos Proveedores (2.982) 2.516 856 (2.252) Impuestos por pagar (3.171) (3.000) (2.513) (2.489) Planes de pensión y salud (1.967) (1.724) (1.867) (1.580) Otros pasivos 3.230 101 2.618 325

Efectivo neto generado por las actividades operativas 62.241 56.210 40.968 31.868 Flujos de efectivo de las actividades de inversión

Adquisiciones de propiedad, planta y equipo e intangibles (81.909) (97.925) (60.873) (70.470) Incremento (Disminución) de inversiones (787) (429) 685 (14.569) Ingresos por venta de activos (desinversión) 9.399 8.383 2.194 2.643

Desinversión (Inversiones) en activos financieros (12.812) 12.981 9.139 2.125 Dividendos recibidos 901 316 3.506 2.978

Efectivo neto generado por / (utilizado en) las actividades de inversión (85.208) (76.674) (45.349) (77.293) Flujo de efectivo de las actividades de financiación Adquisición de participación de accionistas no controlantes (250) (137) − − Captaciones 72.871 83.669 92.540 107.383 Amortizaciones de principal (23.628) (39.560) (76.329) (62.214) Amortizaciones de intereses (14.109) (10.933) (5.687) (3.444) Dividendos pagos a accionistas (8.735) (5.776) (8.735) (5.776) Efectivo neto generado por / (utilizado en) las actividades de financiación 26.149 27.263 1.789 35.949

Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo 3.885 2.745

Incremento (disminución) neta de efectivo y equivalentes al efectivo en el ejercicio 7.067 9.544 (2.592) (9.476) Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del ejercicio 37.172 27.628 7.917 17.393

Efectivo y equivalentes al efectivo al final del ejercicio 44.239 37.172 5.325 7.917



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Estados de los Cambios del Patrimonio Neto Al 31 de diciembre de 2014 y 2013 (En millones de reales)

Otros resultados integrales acumulados Reservas de ganancias

Capital social suscrito y

desembolsado Transacciones de capital

Ajuste acumulado de

conversión

Ganancias (pérdidas)

en los planes de

beneficios definidos

Flujo de efectivo

relacionado con las

exportaciones

Otros resultados

integrales y costo asignado Legal Estatutaria

Incentivos fiscales

Retención de

ganancias Ganancias

acumuladas

Patrimonio neto

atribuible a los

accionistas de la

Controlante Activo

diferido

Participación de los

accionistas no

controlantes

Total del patrimonio

neto consolidado

205.392 939 2.078 (14.505) 50 15.354 3.476 1.412 114.739 (154) 328.781 (360) 2.354 330.775

Saldos al 1 de enero de 2013 205.392 939 (12.377) 134.827 328.781 (360) 2.354 330.775

Aumento de capital con reservas 19 (19) − − − − Realización de costo atribuido de asociadas (10) 10 − − − − Cambio de participación en controladas 109 109 (2) (238) (131) Ganancia neta 23.408 23.408 162 (563) 23.007 Otros resultados integrales 3.118 10.989 (8.376) (588) 5.143 − (15) 5.128 Destinos:

Apropiaciones de la ganancia neta en reservas 1.170 1.027 21 11.745 (13.963) − − − − Dividendos (9.301) (9.301) − (144) (9.445)

Saldos al 31 de diciembre de 2013 205.411 1.048 5.196 (3.516) (8.376) (548) 16.524 4.503 1.414 126.484 − 348.140 (200) 1.394 349.334

205.411 1.048 (7.244) 148.925 348.140 (200) 1.394 349.334

Aumento de capital con reservas 21 (21) − − − − Realización de costo atribuido de asociadas (10) 10 − − − − Cambio de participación en controladas (1.478) (1.478) 95 1.043 (340) Ganancia (pérdida) neta (21.692) (21.692) 105 (337) (21.924) Otros resultados integrales 4.763 (11.029) (9.225) (631) (16.122) − (42) (16.164) Destinos: − −

Absorción de la pérdida neta en reservas (21.682) 21.682 − − − − Dividendos − − (184) (184)

Saldos al 31 de diciembre de 2014 205.432 (430) 9.959 (14.545) (17.601) (1.189) 16.524 4.503 1.393 104.802 − 308.848 − 1.874 310.722

205.432 (430) (23.376) 127.222 308.848 − 1.874 310.722



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Estado Del Valor Agregado Al 31 de diciembre de 2014 y 2013 (En millones de reales, excepto cuando se indique lo contrario)


Ingresos Ventas de productos y servicios y otros ingresos 425.341 387.775 346.278 309.059 Pérdidas en créditos de liquidación dudosa (5.555) (157) (4.401) (60) Ingresos relativos a la construcción de activos para uso 82.389 91.340 68.223 68.620 502.175 478.958 410.100 377.619 Insumos adquiridos de terceros Materias primas y productos para la reventa (136.809) (129.705) (108.578) (98.056) Materiales, energía, servicios de terceros y otros (114.879) (107.368) (97.797) (87.702) Créditos fiscales sobre insumos adquiridos de terceros (26.199) (23.021) (24.340) (21.470) Pérdida en la recuperación de activos - Impairment (44.636) (1.238) (34.814) 58 Ajuste al valor de mercado de los inventarios (2.461) (1.269) (493) (382) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente (6.194) − (4.788) − (331.178) (262.601) (270.810) (207.552)

Valor agregado bruto 170.997 216.357 139.290 170.067

Retenciones Depreciación, agotamiento y amortización (30.677) (28.467) (22.518) (21.474) Valor agregado neto producido por la Compañía 140.320 187.890 116.772 148.593

Valor agregado recibido en transferencia Resultado de participaciones en inversiones 451 1.095 3.730 14.094 Ingresos financieros - incluye variaciones monetaria y en las tasas de cambio 5.355 3.911 6.080 5.536 Alquileres, royalties y otros 314 225 809 749 6.120 5.231 10.619 20.379

Valor agregado a distribuir 146.440 193.121 127.391 168.972

Distribución del valor agregado Personal y administradores Remuneración directa Sueldos 18.832 13% 17.658 9% 14.973 12% 13.422 8% Participaciones en las ganancias o resultados 1.045 1% 1.102 1% 856 1% 908 1%

19.877 14% 18.760 10% 15.829 13% 14.330 9% Beneficios Ventajas (**) 3.661 3% 1.070 0% 3.106 2% 702 0% Plan de jubilación y pensión 3.004 2% 4.107 2% 2.606 2% 3.800 2% Plan de salud 3.253 2% 2.474 1% 2.788 2% 2.258 1%

9.918 7% 7.651 3% 8.500 6% 6.760 3% FGTS 1.234 1% 1.139 1% 1.093 1% 1.005 1%

31.029 22% 27.550 14% 25.422 20% 22.095 13%

Tributos Federales (*) 47.599 32% 55.600 29% 40.475 32% 49.795 29% Estaduales 48.021 33% 43.415 22% 29.313 23% 27.320 16% Municipales 431 0% 247 0% 237 0% 104 0% En el exterior (*) 6.785 5% 6.796 4% − 0% − 0%

102.836 70% 106.058 55% 70.025 55% 77.219 45%

Instituciones financieras y proveedores Intereses, variaciones en las tasas de cambio y monetarias 17.705 12% 18.613 10% 17.628 14% 14.147 8% Gastos de alquileres y fletes 16.794 11% 17.893 9% 36.008 28% 32.103 20%

34.499 23% 36.506 19% 53.636 42% 46.250 28%

Accionistas Dividendos y/o intereses sobre el capital propio − 9.301 5% − 9.301 6% Participación de los accionistas no controlantes (337) 0% (563) 0% − − Ganancias retenidas (21.587) -15% 14.269 7% (21.692) -17% 14.107 8%

(21.924) -15% 23.007 12% (21.692) -17% 23.408 14%

Valor agregado distribuido 146.440 100% 193.121 100% 127.391 100% 168.972 100%

(*) Incluye participaciones gubernamentales. (**) En 2014, incluyen R$ 2.443 en el Consolidado, con gasto en el Plan de Incentivo a la Desvinculación Voluntaria (PIDV) (R$ 2.285 en la Controlante), tal como se menciona en la nota 22.8.



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Notas explicativas (En millones de reales, excepto cuando se indique lo en contrario)

1. La Compañía y sus operaciones

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, se dedica, directamente o por medio de sus subsidiarias y controladas (denominadas, en conjunto, "Petrobras" o la "Compañía" o “ Grupo Petrobras”), a la investigación, labra, refinación, procesamiento, comercio y transporte de petróleo proveniente de pozo, de esquisto bituminoso o de otras rocas, de sus derivados, de gas natural y otros hidrocarburos fluidos, además de las actividades relacionadas a la energía, pudiendo también desarrollar investigación, desarrollo, producción, transporte, distribución y comercialización de todas las formas de energía, así como de otras actividades relacionadas o afines. La sede social de la Compañía está localizada en Río de Janeiro - Estado de Río de Janeiro, Brasil.

2. Base de presentación de los estados financieros

Los estados financieros incluyen:

Estados financieros consolidados

Los estados financieros consolidados han sido preparados de conformidad con la Normas Internacional de Información Financiera (IFRS) emitidas por el International Accounting Standards Board (IASB) y también de acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil.

Estados financieros individuales

- Los estados financieros individuales se presentan de acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil, observándose las disposiciones contenidas en la Ley de las Sociedades por Acciones e incorporan los cambios introducidos a través de las Leyes 11.638/07 y 11.941/09, complementadas por los nuevos pronunciamientos, interpretaciones y orientaciones del Comité de Pronunciamientos Contables - CPC, aprobados por resoluciones del Consejo Federal de Contabilidad - CFC y por normas de la Comisión de Valores Mobiliarios - CVM.

- Los pronunciamientos, interpretaciones y orientaciones del CPC, se converges con las normas internacionales de contabilidad emitidas por el IASB. Siendo así, los estados financieros individuales no presentan diferencias en relación a los estados financieros consolidados bajo NIIF, excepto por el mantenimiento del activo diferido, que fue totalmente amortizados hasta 31 de diciembre de 2014, conforme previsto en el CPC 43 (R1), aprobado por la Deliberación CVM 651/10. Las reconciliaciones del patrimonio neto y el resultado de la controlante con el consolidado están en la nota explicativa 4.1.1.

Los estados financieros han sido preparados bajo la convención del costo histórico, excepto por los activos financieros disponibles para la venta, los activos y pasivos financieros medidos a valor razonable, y ciertos activos y pasivos corrientes y no corrientes, como se detalla en la nota explicativa que se refiere a las políticas contables.

El Consejo de Administración de la Compañía, en reunión realizada al 22 de abril de 2015, autorizó la divulgación de estos estados financieros.

2.1. Estado del valor agregado

Los estados del valor agregado - EVA (DVA, por sus siglas en portugués) presentan informaciones relativas a la riqueza creada por la Compañía y a la forma como se distribuyeron tales riquezas. Esos estados se prepararon de acuerdo con el CPC 09 - Estado del Valor Agregado, aprobado por la Deliberación CVM 557/08 y para fines del IFRS, se presentan como información adicional.

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas (En millones de reales, excepto cuando indicado lo contrario)

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2.2. Moneda funcional

La moneda funcional de Petrobras, así como la de sus controladas brasileñas, es el real. La moneda funcional de ciertas controladas y entidades de propósito especial que operan en ambiente económico internacional es el dólar estadounidense. La moneda funcional de Petrobras Argentina S.A. es el peso argentino.

El estado de resultados e de flujos de efectivo de las empresas en las que se mantiene participación, en ambiente económico estable, con moneda funcional diferente de la moneda de la controlante, se convierte por el tipo de cambio promedio mensual, los activos y pasivos se convierten por la tasa final y los demás ítems del patrimonio neto se convierten por la tasa histórica.

Las variaciones en la tasa de cambio sobre las inversiones en controladas y asociadas, con moneda funcional distinta de la Controlante, se registran en el patrimonio neto, como ajuste acumulado de conversión, transfiriéndose para el resultado por ocasión de la realización de las inversiones.

3. “Operación Lava Jato” y sus reflejos en la Compañía

La Compañía reconoció en el tercer trimestre de 2014 una baja en el monto de R$ 6.194 (R$ 4.788 en la Controlante) de gastos capitalizados, referente a valores que Petrobras pagó adicionalmente en la adquisición de activos de propiedad, planta y equipo en períodos anteriores.

Según los testimonios obtenidos en el ámbito de las investigaciones criminales conducidas por las autoridades brasileñas, que se tornaron públicos a partir de octubre de 2014, altos ejecutivos de Petrobras entraron en colusión con contratistas, proveedores y otros involucrados para establecer un cártel que, entre 2004 y abril de 2012, sistemáticamente impuso gastos adicionales en las compras de activos de propiedad, planta y equipo por la Compañía. Dos exdirectores de la Compañía y un exgerente executivo, que no trabajan para Petrobras desde abril de 2012, estaban envueltos en este esquema de pagos indebidos, y serán denominados a continuación como “exempleados de Petrobras”. Los valores pagos adicionalmente por la Compañía fueron utilizados por contratistas, proveedores e intermediarios actuando en nombre de estas empresas para financiar pagos indebidos a partidos políticos, políticos elegidos u otros agentes políticos, empleados de contratistas y proveedores, los exempleados de Petrobras, y otros envueltos en el esquema de pagos indebidos. La Compañía no realizó cualquier pago indebido.

Petrobras cree que, de acuerdo con el NIC 16, los valores que fueron pagos de más en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos no deberían haber sido incluidos en el costo histórico de su propiedad, planta y equipo. Sin embargo, la Compañía no consigue identificar específicamente los valores de cada pago realizado en el alcance de los contratos con las contratistas y los proveedores que tienen gastos adicionales, o los períodos en que tales pagos adicionales ocurrieron. Por lo tanto, Petrobras desarrolló una metodología para estimar el monto total de gastos adicionales incurridos en consecuencia del referido esquema de pagos para determinar el valor de bajas a ser realizadas, representando en cuanto sus activos están sobrevalorados como resultado de gastos adicionales cobrados por proveedores y contratistas, y utilizados por ellos para realizar pagos indebidos. Las circunstancias y la metodología utilizada son descritas a continuación.

Histórico

En 2009, la Polícia Federal brasileña empezó una investigación denominada “Operación Lava Jato”, con el fin de apurar prácticas de blanqueo de dinero por organizaciones criminosas en diversos estados brasileños. La “Operación Lava Jato” es una investigación extremamente amplia a respecto de diversas prácticas criminosas, y viene siendo realizada a través de varias frentes de trabajo, cuyo alcance involucra crímenes cometidos por agentes actuando en varias partes del país y en diferentes sectores de la economía.


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A lo largo del año de 2014, el Ministerio Público Federal concentró parte de sus investigaciones en irregularidades involucrando contratistas y proveedores de Petrobras, y descubrió un amplio esquema de pagos indebidos, que involucraba un gran número de participantes, incluyendo exempleados de Petrobras. Basado en las informaciones disponibles a la Compañía, el dicho esquema involucraba un conjunto de 27 empresas que, entre 2004 y abril de 2012, se organizaron en cártel para obtener contratos con Petrobras, imponiendo gastos adicionales en estos contratos y utilizando estos valores adicionales para financiar pagos indebidos a partidos políticos, políticos elegidos u otros agentes políticos, empleados de contratistas y proveedores, exempleados de Petrobras y otros involucrados en el esquema de pagos indebidos. Este esquema será tratado como “esquema de pagos indebidos” y las referidas empresas como “miembros del cártel”.

Además del esquema de pagos indebidos arriba descrito, las investigaciones evidenciaron casos específicos en que otras empresas también cobraron gastos adicionales y supuestamente utilizaron estos valores para financiar pagos a determinados exempleados de Petrobras, incluyendo un exdirector del área Internacional. Estas empresas no son miembros del cártel y actuaba de modo individualizado. Estos casos específicos serán llamados de “pagos no relacionados al cártel”.

En conexión con la investigación del esquema de pagos indebidos, en marzo de 2014, el exdirector de Abastecimiento de Petrobras, Paulo Roberto Costa, fue preso y, posteriormente, denunciado por blanqueo de dinero y corrupción pasiva. Otros exejecutivos de Petrobras, incluyendo Renato de Souza Duque (exdirector de servicios), Nestor Cerveró (exdirector del área internacional) y Pedro José Barusco Filho (exgerente ejecutivo de servicios), bien como exejecutivos de contratistas y empresas proveedoras de bienes y servicios para Petrobras, fueron o podrán ser denunciados como resultado de la investigación.

Cuando la Compañía divulgó sus estados financieros anuales de 2013 el 27 de febrero de 2014, cuando divulgó su Formulario de Referencia en mayo de 2014, y cuando divulgó sus estados financieros intermediarios del segundo trimestre de 2014, el 8 de agosto de 2014, no había evidencias disponibles sobre las investigaciones de la “Operación Lava Jato” que pudieran haber modificado las conclusiones de la Compañía en relación con el hecho de que aquellos estados financieros representaban de modo adecuado su situación patrimonial, y la existencia del esquema de pagos indebidos no había sido tornada pública.

Fuentes de información disponibles para la Compañía

El 8 de octubre de 2014, Paulo Roberto Costa y Alberto Youssef prestaron testimonio en audiencia al 13er Juzgado Federal Criminal de Curitiba, describiendo el esquema de pagos indebidos. Desde entonces, testimonios de diversos participantes del esquema de pagos indebidos que firmaron acuerdos de colaboración premiada con las autoridades brasileñas se han tornados públicos. El entendimiento de la Compañía a respecto del esquema de pagos indebidos y la metodología adoptada para mensuración de su impacto son basados en estos testimonios, los cuales incluyen el testimonio completo de dos de los exempleados de Petrobras (Paulo Roberto Costa y Pedro José Barusco Filho), el testimonio completo de dos individuos que actuaron como intermediarios en el esquema de pagos indebidos (Alberto Youssef y Julio Gerin de Almeida Camargo), partes del testimonio de otro individuo que actuó como intermediario en el esquema de pagos indebidos (Shinko Nakandakari) y el testimonio completo de un representante de una de las contratistas (Augusto Ribeiro de Mendonça Neto).

El Ministerio Público Federal, a partir de las informaciones completas de la investigación, interpuso acciones de improbidad administrativa el 20 de febrero de 2015 contra empresas del cártel, fundamentadas en la existencia del esquema de pagos indebidos y utilizando como base la misma metodología utilizada por la Compañía, descrita en el ítem 3.2.3, para mensurar los daños materiales atribuibles al esquema de pagos indebidos.


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Parte importante de las informaciones arriba referidas se ha vuelto pública el 28 de enero de 2015, cuando la Compañía divulgó sus estados financieros intermediarios del 30 de septiembre de 2014 no revisados por los auditores independientes. Estas informaciones detallaron y corroboraron las informaciones disponibles anteriormente, con destaque para los acuerdos de colaboración premiada de Pedro José Barusco Filho, Paulo Roberto Costa, Alberto Youssef y Shinko Nakandakari.

Las informaciones disponibles para la Compañía son, de manera general, consistentes con respecto a la existencia del esquema de pagos indebidos, a las empresas envueltas, a los exempleados de Petrobras envueltos, al periodo durante el cual el esquema operó, además de los valores máximos envueltos en el esquema de pagos indebidos en relación con el valor total de los contratos impactados por el esquema.

Petrobras acompañará los resultados de las investigaciones y la disponibilidad de otras informaciones relativas al esquema de pagos indebidos y, se hay vuelto disponible información que indique con suficiente precisión que las estimativas arriba descritas deberían ser ajustadas, la Compañía evaluará si el ajuste es material y, caso sea, lo reconocerá. Sin embargo, la Compañía no espera que las informaciones adicionales con respecto a las cuestiones arriba descritas oriundas de fuentes internas estén o se vuelvan disponibles.

Otras informaciones obtenidas en el curso de las investigaciones de la Operación Lava Jato, incluyendo una parte del testimonio de Shinko Nakandakari, no se han vuelto públicas. Sin embargo, la Compañía cree que, en el presente momento, el riesgo de que surjan nuevas informaciones que cambien de modo relevante los hechos ya conocidos o que impacten de modo material los ajustes registrados es bajo. Esta convicción es basada fuertemente en el hecho que, una vez que un volumen significativo de informaciones se ha vuelto público, no es probable que las autoridades brasileñas (que poseen todas las informaciones provenientes de las investigaciones en manos) mantuvieran en sigilo informaciones contradictorias (siendo importante resaltar que las autoridades utilizaron la misma metodología para medir los daños materiales atribuibles al esquema de pagos indebidos en procesos civiles y criminales ya instaurados), y que hay un significativo grado de consistencia entre las afirmaciones hechas por personas envueltas en el esquema en diferentes posiciones y con diferentes motivaciones, incluyendo dos de los exempleados de Petrobras, supuestos intermediarios del esquema de pagos indebidos y representantes de proveedores y contratistas.

A continuación, serán discutidas las respuestas adoptadas por la Compañía a los hechos descubiertos en el ámbito de las investigaciones de la “Operación Lava Jato”, además de la descripción del esquema de pagos indebidos, de la cuestión contable resultante de la descubierta del esquema, y de la solución adoptada por la Compañía para contabilizar sus impactos.

3.1. Respuesta de la Compañía a las cuestiones descubiertas en las investigaciones en curso

Las investigaciones internas y externas todavía están en marcha, sin embargo la Compañía está tomando las medidas jurídicas necesarias delante de las autoridades brasileñas para buscar resarcimiento por los perjuicios sufridos, incluyendo aquellos relacionados a su reputación. A la medida que las investigaciones de la “Operación Lava Jato” resulten en acuerdos de clemencia con los miembros del cártel o acuerdos de colaboración con individuos que acepten devolver recursos, Petrobras puede ter derecho a recibir una parte de tales recursos.

Las medidas incluirán también acciones civiles contra miembros del cártel, en las cuales Petrobras puede ingresar como autora y espera hacerlo. Estos procedimientos civiles normalmente resultan en tres tipos de reparación: daños materiales, multas, y daños morales. La Compañía tendría derecho a los daños materiales y, posiblemente, a las multas. Una vez que ingrese como autora en las acciones, la Compañía podrá también pleitear daños morales.


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Petrobras no tolera corrupción o cualquier práctica de negocio ilegal por parte de sus proveedores o de sus empleados y, de esta forma, viene realizando una serie de acciones, tanto en el intuito de profundizar la apuración de las irregularidades, cuanto de mejorar su sistema de gobernanza corporativa, descritas a continuación:

- La Compañía constituyó diversas Comisiones Internas de Apuración (CIA) para averiguar ocurrencias que puedan ser caracterizadas como no conformidades relativas a normas, procedimientos o reglamentos corporativos, y proveyó las descubiertas de las comisiones internas ya concluidas a las autoridades brasileñas.

- El 24 y 25 de octubre de 2014, la Compañía contrató dos oficinas independientes de abogacía: la oficina estadunidense Gibson, Dunn & Crutcher LLP, y la oficina brasileña Trench, Rossi e Watanabe Advogados para conducir una investigación interna independiente.

- La Compañía tiene cooperado totalmente con la Polícia Federal, el Ministério Público Federal, el Poder Judiciario y otras autoridades brasileñas, como el Tribunal de Contas da União – TCU y la Controladoria Geral da União – CGU.

- La Compañía constituyó comisiones para analizar la aplicación de sanciones contra los proveedores y contratistas (CAASE) e impuso el bloqueo cautelar de las empresas miembros del cártel en los testimonios que se han vuelto públicos.

- La Compañía elaboró y adoptó un conjunto de medidas para mejorar el sistema de gobernanza, control y gestión de riesgos, documentadas en Estándares y Actas de la Dirección y del Consejo de Administración, que estipulan los procedimientos, métodos, competencias y demás instrucciones que materializan estas acciones en las prácticas de la Compañía.

- La Compañía instituyó el cargo de Director de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, con la misión de asegurar la conformidad procesal y mitigar riesgos en las actividades de la Compañía, entre ellos los de fraude y corrupción. Los temas a ser sometidos a la deliberación de la Dirección de Petrobras deberán contar, necesariamente, con previa manifestación favorable de este Director cuanto a la gobernanza, gestión de riesgos y cumplimiento de los procedimientos.

- El 13 de enero de 2015, el Consejo de Administración aprobó para el cargo de Director de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, la indicación del Sr. João Adalberto Elek Junior, que asumió el cargo el 19 de enero de 2015, para el período de tres años, con la posibilidad de renovación, y su remoción solamente puede ocurrir por resolución del Consejo de Administración que cuente con el voto de por lo menos uno de los consejeros elegidos por los accionistas minoritarios o preferidos.

- Formación de un Comité Especial para actuar de modo independiente y servir como interlocutor entre el Consejo de Administración y las oficinas de abogacía, conduciendo las investigaciones internas independientes. El Comité Especial es presidido por Ellen Gracie Northfleet, Ministra jubilada del Supremo Tribunal Federal, y compuesto por Andreas Pohlmann, Chief Compliance Officer de Siemens AG de 2007 hasta 2010, y por el Director de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, João Adalberto Elek Junior.


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3.2. Descripción del esquema de pagos indebidos y sus impactos en los estados financieros de la Compañía

A continuación será discutida la necesidad de ajustar los valores de determinados activos de propiedad, planta y equipo, en función de los impactos del esquema de pagos indebidos, así como la impracticabilidad de identificar los montos de pagos indebidos, vincular los gastos adicionales cobrados por las contratistas y los proveedores a pagos específicos en el ámbito de cada contrato, o cuantificar el valor exacto de los gastos adicionales incurridos a ser corregido. También es discutida la metodología adoptada por la Compañía para bajar valores capitalizados que representan gastos adicionales incurridos en la adquisición de activos de propiedad, planta y equipo. El ítem 5.8 presenta un análisis de alternativas, consideradas como posibles sustitutas a la mensuración de los valores exactos a ser ajustados, que fueron rechazadas por la Compañía.

3.2.1. El esquema de pagos indebidos y la necesidad de ajustar el valor contable de determinados activos de propiedad, planta y equipo

De acuerdo con las informaciones disponibles a la Compañía arriba descritas, en el esquema de pagos indebidos, diversos contratistas y proveedores se organizaron en colusión con exempleados de Petrobras para imponer gastos adicionales en el ámbito de contratos para la construcción de activos y suministro de bienes y servicios a la Compañía, y utilizaron los valores pagos de más por Petrobras para hacer pagos indebidos a partidos políticos, políticos en ejercicio y otros agentes políticos, empleados de contratistas y proveedores, además de exempleados de Petrobras.

En particular, el exdirector de Abastecimiento, el exdirector de Servicios, y un exgerente executivo del área de Servicios estaban envueltos en el esquema. Todos estos ocupaban posiciones de liderazgo en Petrobras y, además de omitieren la existencia del cártel, utilizaron su influencia para posibilitar los objetivos del esquema de pagos indebidos, principalmente garantizando que los miembros del cártel participasen de licitaciones para la compra de bienes y servicios por Petrobras y, de esta forma, obtuvieran contratos con la Compañía. No hay, sin embargo, informaciones que indiquen que ellos controlaran o destinaran el uso de los pagos indebidos cuando los recursos salían de Petrobras.

Además, las investigaciones también identificaron otras ocurrencias específicas en que empresas impusieron gastos adicionales a Petrobras en la adquisición de activos de propiedad, planta y equipo. Estos valores también fueron utilizados para financiar pagos indebidos hechos por proveedores y contratistas a exempleados de Petrobras, no relacionados al esquema de pagos indebidos arriba descrito.

3.2.2. Impracticabilidad de cuantificar el valor exacto en que los activos están sobrevalorados y los períodos a corregir

Identificar la fecha y el monto exactos de los gastos adicionales impuestos por proveedores y contratistas a la Compañía es impracticable en función de las limitaciones descritas a continuación:

- Las informaciones disponibles para la Compañía a través de los testimonios identifican solamente las empresas envueltas en el esquema de pagos indebidos y el periodo de tiempo en que el esquema funcionó, pero no especifican todos los contratos en que ocurrieron actos ilícitos, los pagos específicos realizados en el ámbito de los contratos y que incorporaban gastos adicionales, así como los períodos en que los pagos que incorporaron gastos adicionales ocurrieron.


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- Petrobras no hizo ningún pago indebido. Como estos pagos fueron hechos por contratistas y proveedores, los valores exactos que fueron gastos adicionalmente por la Compañía, y usados para financiar pagos indebidos, no pueden ser identificados. Informaciones que determinen el monto que fue cobrado adicionalmente de Petrobras por los miembros del cártel no se encuentran en los registros contables de la Compañía, que reflejan integralmente los términos de los contratos firmados por ella junto a sus proveedores. Estos contratos tuvieron sus precios elevados en función de la actuación en colusión de los miembros del cártel y exempleados de Petrobras arriba indicados. Como la Compañía no consigue identificar el monto de gastos adicionales incluidos en cada pago en el ámbito de los contratos de suministro, o el período específico en que los gastos adicionales ocurrieron, no es posible determinar el período en que el activo de propiedad, planta y equipo debería ser ajustado.

- Dos oficinas de abogacía están conduciendo una investigación interna independiente, bajo la dirección del Comité Especial mencionado en el ítem 3.1, sin embargo la investigación interna independiente probablemente tendré duración superior a un año y no se espera que presente informaciones cuantitativas cuya naturaleza sea suficiente para basar un ajuste en los estados financieros. Esto ocurre pues las informaciones disponibles a los investigadores son limitadas a informaciones internas de Petrobras y, de este modo, no será posible identificar informaciones específicas sobre el monto que fue cobrado adicionalmente de la Compañía. Como las supuestas actividades de blanqueo de dinero tenían el intuito de ocultar el origen de los recursos y el monto envuelto, no se espera la existencia de registros específicos de estas actividades.

- Las investigaciones en curso por las autoridades brasileiras tienen como foco determinar la responsabilidad penal de los investigados y no de obtener de modo detallado el monto exacto de los gastos adicionales que fueron cobrados de Petrobras por los miembros del cártel o los valores utilizados por estas empresas para hacer los pagos indebidos. Además, el proceso de investigación y evaluación de todas las pruebas y alegaciones puede durar varios años.

- Las autoridades brasileñas instauraron acciones contra las contratistas y los proveedores y sus respectivos representantes, en las cuales buscan reparación por improbidad administrativa. En estas acciones, las autoridades aplicaron el porcentaje del 3% sobre el valor de los contratos con las contratistas y los proveedores para mensurar los daños materiales atribuibles al esquema de pagos indebidos, de modo consistente con la metodología utilizada por la Compañía para contabilizar los impactos (descrita en el ítem 3.2.3). En el alcance de estas acciones también no es esperado que se produzca un detalle completo de todos los pagos indebidos, mismo después del longo período de tiempo que las investigaciones conducidas por las autoridades brasileñas pueden llevar. Adicionalmente, la legislación brasileña no permite, de forma amplia, acceso a registros y documentos internos de los proveedores en acciones civiles y, por lo tanto, no es esperado que estas acciones produzcan nuevas informaciones en relación con aquellas obtenidas en las investigaciones y acciones criminales.

Conforme descrito anteriormente, a pesar de las limitaciones citadas, el conjunto de informaciones disponibles para la Compañía es, de manera general, consistente con los agentes y empresas envueltas en el esquema, el período durante el cual operó, además del porcentaje de gastos adicionales aplicado por los proveedores sobre el valor total de los contratos en el alcance del esquema para financiar pagos indebidos.

3.2.3. Abordaje adoptado para ajuste de activos afectados por los gastos adicionales

Debido a la impracticabilidad de identificación de los periodos y montos de gastos adicionales incurridos por la Compañía, Petrobras utilizó todo el conjunto de informaciones disponibles (descrito anteriormente) para cuantificar el impacto del esquema de pagos indebidos.


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Cuando la Compañía divulgó sus estados financieros del tercer trimestre de 2014, no revisadas pelos auditores independientes, todavía no poseía informaciones con suficiente robustez para basar los ajustes en sus estados financieros. Esto ocurrió en función de diversos documentos, cuya existencia era de conocimiento de la Compañía, pero todavía no se habían vuelto públicos, con destaque para los testimonios prestados en el ámbito de los acuerdos de colaboración premiada de Pedro José Barusco Filho, Paulo Roberto Costa y Alberto Youssef.

A partir del 28 de enero de 2015, evidencias adicionales relevantes se han vuelto públicas, corroborando y amplificando las informaciones anteriormente disponibles:

Testimonios de Pedro José Barusco Filho;

Testimonios prestados en el ámbito del acuerdo de colaboración de Paulo Roberto Costa e Alberto Youssef, que estaban mantenidos en sigilo;

Una parte de los testimonios de Shinko Nakandakari;

El Ministério Público Federal ajuició acciones de improbidad administrativa contra miembros del cártel por los daños materiales atribuibles al esquema de pagos indebidos;

El Ministério Público Federal instauró otras acciones criminales contra individuos envueltos en el esquema de pagos indebidos, como representantes de las contratistas, intermediarios o exempleados de Petrobras; y

Acuerdo de clemencia de la empresa Setal Engenharia e Construções, participante del cártel, con las autoridades brasileñas.

Los valores pagos por Petrobras en el alcance de los contratos junto a los proveedores y las contratistas envueltas en el esquema descrito anteriormente fueron integralmente incluidos en el costo histórico de sus activos de propiedad, planta y equipo. Sin embargo, la Compañía cree que la parcela de los pagos que realizó a estas empresas que representa gastos adicionales incurridos en consecuencia del esquema de pagos indebidos no debería ter sido capitalizada.

Los testimonios identificaron 27 miembros del cártel (proveedores y contratistas brasileños que pertenecerían al esquema) y diversos proveedores y contratistas que tendrían actuado de modo aislado, también cobrando valores adicionales de la Compañía que eran utilizados para realizar pagos indebidos, sin embargo fuera del ámbito del cártel.

Cuanto al período de actuación del cártel, los testimonios esclarecen que el esquema de pagos indebidos tendría ocurrido entre 2004 y abril de 2012. La Compañía también evaluó la posibilidad del esquema haber impactado períodos anteriores a 2004, sin embargo, además de que los testimonios no sugieren que el esquema ocurriera antes de 2004, el impacto de eventuales valores adicionales cobrados en la adquisición de bienes y servicios antes de 2004 no sería material, una vez que la mayor parte del saldo actual del activo de propiedad, planta y equipo de la Compañía fue construida entre 2004 y 2014 (el saldo del activo de propiedad, planta y equipo era de R$ 67 mil millones el 31 de diciembre de 2003) y que los activos existentes en 2003 están substancialmente depreciados en 2014.

En suma, con base en las informaciones descritas anteriormente, la Compañía concluyó que la parcela de los gastos incurridos en la construcción de sus activos de propiedad, planta y equipo como resultado de la actuación de contratistas y proveedores en el cártel para cobrar valores adicionales y utilizar estos valores para realizar pagos indebidos no debería haber sido capitalizada. Con el fin de contabilizar el impacto de los referidos gastos adicionales, fue desarrollada una metodología para estimar el ajuste que debería ser hecho en el activo de propiedad, planta y equipo, que comprende los cinco pasos descritos a continuación:


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1) Identificación de la contraparte del contrato: fueron listadas todas las compañías citadas como miembros del cártel en los testimonios que se han vuelto públicos y, basado en esta información, fueron listadas las compañías involucradas y las entidades relacionadas a estas compañías.

2) Identificación del período: fue concluido, basado en los testimonios, que el período de actuación del esquema de pagos indebidos fue de 2004 a abril de 2012.

3) Identificación de los contratos: fueron identificados todos los contratos firmados con las contrapartes mencionadas en el paso (1) durante el período del paso (2), incluyendo también los aditivos a los contratos originalmente firmados entre 2004 y abril de 2012. En seguida, fueron identificados los activos de propiedad, planta y equipo a los cuales estos contratos se relacionan.

4) Identificación de los pagos: fue calculado el valor total de los contratos referidos en el paso (3).

5) Aplicación de un porcentaje fijo sobre el valor total de contratos definido en el paso (4): el porcentaje del 3%, indicado en los testimonios, fue utilizado para estimar los gastos adicionales impuestos sobre el monto total de los contratos identificados.

El cálculo consideró todos los valores registrados en los registros contables de la Compañía entre 2004 y septiembre de 2014, referentes a los contratos inicialmente firmados entre 2004 y abril de 2012, así como cualesquiera aditivos firmados entre las empresas del sistema Petrobras y los miembros del cártel (individualmente o en consorcio). Este alcance amplio de contratos fue adoptado para generar la mejor estimativa de los gastos adicionales, mismo no habiendo evidencia de que todos los contratos firmados con las empresas en cuestión hubieran sido objetivo del esquema de pagos indebidos. La Compañía también identificó montos verificados en sus registros contables, referentes a los contratos y proyectos específicos con empresas que no eran miembros del cártel para contabilizar los gastos adicionales impuestos por estas empresas para financiar pagos indebidos, realizados por ellas, no relacionados al esquema de pagos indebidos o al cártel.

En el caso específico de los valores cobrados adicionalmente por empresas fuera del ámbito del cártel, la Compañía consideró como parte de la baja de gastos adicionales capitalizados indebidamente los valores específicos de pagos indebidos o el porcentaje sobre el contrato, citados en los testimonios, pues también fueran utilizados por estas empresas para financiar pagos indebidos.

La Compañía tiene diversos proyectos en construcción cuyo contrato original fue firmado entre 2004 y abril de 2012. El abordaje adoptado para realizar los ajustes considera que los valores cobrados adicionalmente por las contratistas y proveedores fueran aplicados sobre el valor total del contrato, o sea, incluyendo pagos que todavía serán incurridos en períodos futuros. Como es impracticable alocar los gastos adicionales impuestos por estas empresas a periodos específicos en el tiempo, la parcela de gastos adicionales referentes a pagos que serán realizados en el futuro por la Compañía ya puede haber sido cobrada anticipadamente. De esta forma, la baja de gastos adicionales capitalizados indebidamente incorpora el valor total de los contratos firmados, no solamente los valores referentes a pagamentos ya efectuados. Sin embargo, conforme mencionado anteriormente, con base en las informaciones disponibles, la Compañía cree que la actuación del cártel tenga sido interrumpida después de abril de 2012 y que, considerando la marcha reciente de las investigaciones criminales, los pagos indebidos relacionados al esquema de pagos indebidos tengan sido interrumpidos.


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La Compañía considera haber adoptado una metodología que produce la mejor estimativa de cuanto sus activos de propiedad, planta y equipo están sobrevalorados como resultado del esquema de pagos indebidos, una vez que utilizó como base un valor limítrofe entre las estimativas consideradas razonables. En su estimativa, la Compañía consideró que todos los contratos con las contrapartes identificadas fueron impactados y el porcentaje del 3% representa los valores adicionales impuestos por las contratistas y los proveedores, utilizados por estas empresas para realizar pagos indebidos. Las dos premisas son corroboradas por los testimonios, sin embargo algunos testimonios indican porcentajes inferiores en ciertos contratos, períodos menores de actuación del cártel (2006 a 2011), así como la participación de un número menor de proveedores y contratistas.

Además de las bajas en el activo de propiedad, planta y equipo, los impactos en el resultado del período incluyen la baja de créditos fiscales existentes y una provisión para los créditos ya utilizados en relación con los activos en cuestión, además de la reversión de parte de la depreciación de los referidos activos, a partir de sus respectivas fechas de entrada en operación.

Conforme indicado anteriormente, los testimonios no proveen informaciones suficientes para permitir que la Compañía determine el periodo específico en lo cual cada valor gasto adicionalmente fue incurrido. De esta forma, la baja de gastos adicionales capitalizados indebidamente fue reconocida en el resultado del tercer trimestre de 2014, en función de la impracticabilidad de determinar los efectos específicos en cada período en el pasado. La Compañía cree que este abordaje es el más adecuado en el ámbito de los estándares internacionales de contabilidad (IFRS) para la corrección del error.

Además, la Compañía evaluó, a través de dos hipótesis, la materialidad del impacto del esquema de pagos indebidos en informaciones financieras de períodos anteriores que son presentadas para fines comparativos. Una de las hipótesis fue considerar que la asignación de los gastos adicionales impuestos por los proveedores tuviera sido a lo largo del tiempo y, consecuentemente, capitalizados en la misma proporción en que la Compañía pagó los valores en el ámbito de los contratos impactados, o sea, como se ocurrieran en una base pro rata. La otra hipótesis fue considerar que los pagos indebidos fueran realizados de forma integral en el momento en que los contratos fueron firmados. En ningún de los casos, realizar la baja de gastos adicionales capitalizados indebidamente impactaría de forma material los períodos anteriores presentados para fines comparativos.

La Compañía todavía no recuperó ningún valor referente a los pagos indebidos hechos por proveedores y no puede estimar de forma confiable cualquier valor recuperable en este momento. Cualquier valor recuperable será reconocido como resultado cuando recibido (o cuando su realización se tornar prácticamente cierta).

Como se mencionó anteriormente, Petrobras considera que, de acuerdo con la NIC 16, los valores que fueron pagos en exceso en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos no deberían haber sido incluidos en el costo histórico de su propiedad, planta y equipo. Por lo tanto, en los términos de las leyes fiscales brasileñas, esta baja es considerada una pérdida resultante de una actividad ilícita y sujeta al curso de las investigaciones para determinar la verdadera magnitud de las pérdidas antes que puedan ser consideradas gastos deducibles en el cálculo del impuesto sobre la renta y contribución social.

Como resultado, el 30 de septiembre de 2014, no era posible para la Compañía estimar los valores que podrían ser considerados como gastos deducibles o el plazo en que podrían ser compensados. Por lo tanto, no se registraron impuestos sobre la renta diferidos sobre los pagos indebidos.

La Compañía consideró cuidadosamente todas las informaciones disponibles y, conforme indicado anteriormente, no cree que nuevas informaciones oriundas de las investigaciones por las autoridades brasileñas, de la investigación interna independiente por oficinas de abogacía, o de nuevas comisiones internas de apuración que vengan a ser constituidas (o revisiones de las comisiones internas ya concluidas) podrán impactar o cambiar de modo relevante la metodología adoptada. No obstante esta expectativa, la Compañía monitorizará continuamente las investigaciones para obtener informaciones adicionales y evaluará su potencial impacto sobre los ajustes realizados.


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El efecto total de los ajustes apurados, conforme arriba descrito, por Área de Negocio, es presentado a continuación:

Consolidado

"Baja de gastos adicionales capitalizados indebidamente" E&P

Abasteci-miento Gas & Energía Distribución Inter. Corporativo Valor Total

Esquema de pagos indebidos: Valor total de los contratos (*) 62.679 110.867 21.233 757 752 3.322 199.610 Estimativa del valor total de gastos adicionales (3%) 1.880 3.326 637 23 23 99 5.988

Pagos no relacionados al esquema de pagos indebidos (fuera del cártel) 139 1 10 − − − 150

2.019 3.327 647 23 23 99 6.138 Reversión de la depreciación de estos bienes (87) (198) (52) − − (9) (346) Impacto en propiedad, planta y equipo 1.932 3.129 595 23 23 90 5.792

Bajas de créditos fiscales correspondientes a los activos impactados (**) 37 298 57 − − 10 402 Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente 1.969 3.427 652 23 23 100 6.194

(*) Incluye R$ 44.115 referentes a valores contractuales los cuales serán pagos después del 30 de septiembre de 2014. (**) Bajas de créditos fiscales que no se utilizarán.

La Compañía realizó un análisis de sensibilidad, considerando que aproximadamente un 26% de las bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente están relacionadas a activos que sufrieron bajas por impairment en el cuarto trimestre de 2014. Excluyendo estos activos, un aumento o reducción del 1% en el porcentaje aplicable de gastos adicionales impuestos por los proveedores ocasionaría un aumento o reducción de R$ 1.479 en los valores de las bajas. Sin embargo, conforme indicado anteriormente, la Compañía entiende que utilizó las premisas más adecuadas a la apuración de los impactos del esquema de pagos indebidos y no posee evidencias que indiquen la posibilidad de cualquier diferencia material en relación con los valores que fueron bajados.

3.3. Cambios en el contexto actual de los negocios

Cambios en el contexto de los negocios de la Compañía y el impacto de la “Operación Lava Jato” estimularon una revisión de las perspectivas futuras de la Compañía y, consecuentemente, llevaron a la necesidad de reducir el ritmo de sus inversiones.

La capacidad de la Compañía invertir sus recursos disponibles ha sido limitada en función de la reducción de los ingresos operativos esperados en el futuro, debido al declive de los precios de petróleo y en función de la devaluación del Real, que hace con que la necesidad de caja para cumplir con el servicio de sus deudas en moneda extranjera en el corto plazo aumente. Por diversas razones, incluyendo el ambiente político y económico actual de Brasil, Petrobras no ha sido capaz de acceder el mercado de capitales. Otras fuentes de financiación disponibles son limitadas y, de cualquier modo, serían insuficientes para corresponder a sus necesidades de inversión. La Compañía también enfrenta una carencia de proveedores y contratistas cualificados, como resultado de las restricciones criadas para estos como reflejo de las investigaciones de la “Operación Lava Jato”.

Como resultado, la Compañía recientemente decidió postergar o suspender la conclusión de algunos activos y proyectos incluidos en su presupuesto de capital que contribuyen poco para su generación de caja operativo y que fueron impactados por complicaciones decurrentes de insolvencia de las contratistas y proveedores, además de la carencia de proveedores cualificados disponibles (como reflejo de las investigaciones de la “Operación Lava Jato” o por otros motivos). Estos cambios tuvieron un impacto significativo en el teste de impairment de la Compañía, conforme descrito na nota 14.


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3.4. Investigaciones involucrando la Compañía

Petrobras no es un de los objetivos de las investigaciones de la “Operación Lava Jato”. El 21 de noviembre de 2014, Petrobras recibió una intimación (subpoena) de la Securities and Exchange Commission (SEC) requiriendo documentos relativos a la Compañía. La Compañía ha atendido a las solicitaciones oriundas de la subpoena y pretende continuar contribuyendo, en conjunto con las oficinas de abogacía brasileño y estadunidense contratados para realizar una investigación interna independiente.

3.5. Acciones judiciales involucrando la Compañía

La nota 30 presenta informaciones sobre las acciones colectivas (class actions) y otros procesos judiciales de la Compañía.

4. Resumen de las principales políticas contables

Las políticas contables que se describen a continuación se han aplicado uniformemente por la Compañía en los estados financieros presentados.

4.1. Base de consolidación

Los estados financieros consolidados incluyen información de Petrobras y sus subsidiarias, operaciones conjuntas y entidades estructuradas.

El control se logra donde Petrobras tiene: i) poder sobre la participada; ii) la exposición, o derechos, a los rendimientos variables procedentes de su implicación en la participada, y iii) la capacidad de utilizar su poder sobre la participada para influir en el valor de sus rendimientos.

Filiales y subsidiarias se consolidan desde la fecha en que se obtiene el control hasta la fecha en que cesa, utilizando prácticas contables uniformes adoptados por Petrobras.

La nota explicativa 11 presenta las empresas consolidadas, junto con las otras inversiones directas.

Petrobras no tiene participación accionaria en las entidades estructuradas consolidadas, y el control no está determinado por el derecho de voto, el control está determinado por el poder que la Compañía tiene sobre las actividades operativas relevantes de estas entidades. Las entidades estructuradas consolidadas son:

Entidades estructuradas consolidadas País

Segmento principal

Charter Development LLC – CDC (i) E.U.A E&P Companhia de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais – CDMPI Brasil Abast. PDET Offshore S.A. Brasil E&P Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-padronizados do Sistema Petrobras Brasil Corporativo Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-padronizados do Sistema Petrobras Brasil Corporativo (i) Empresas con sede en el exterior con estados financieros elaborados en moneda extranjera.

El proceso de consolidación de los balances y de ingresos es la suma de los saldos de activos, pasivos, ingresos y gastos de acuerdo con su función, que se complementa con las eliminaciones de las transacciones entre las sociedades consolidadas, así como los saldos y no realizada económica entre estas empresas.


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4.1.1. Reconciliación del patrimonio neto y ganancia (pérdida) neta del consolidado con los de la controlante

Patrimonio neto Ganancia (Pérdida) neta

31.12.2014 31.12.2013 Ene-Dic 2014 Ene-Dic 2013 Consolidado - IFRS 310.722 349.334 (21.924) 23.007 Patrimonio de Accionistas no Controlantes (1.874) (1.394) 337 563 Gastos Diferidos Netos de IR (*) − 200 (105) (162)

Controlante (CPC) 308.848 348.140 (21.692) 23.408

(*) El saldo de los gastos diferidos fue totalmente amortizado hasta el 31 de diciembre de 2014.

4.2. Informes por segmento de negocio

La información relacionada con cada segmento operativo (área de negocio) de la Compañía es preparada basada en elementos directamente atribuibles a cada segmento, así como elementos que se pueden asignar a cada segmento de forma razonable.

En la verificación de los resultados segmentados se consideran las transacciones realizadas con terceros y las transferencias entre áreas de negocio, siendo estas evaluadas por precios internos de transferencia definidos entre las áreas y con metodologías de verificación basadas en parámetros de mercado.

Las informaciones por área de negocio en la Compañía están segmentadas en las áreas siguientes:

a) Exploración y Producción: Este segmento incluye las actividades de exploración, desarrollo y producción de petróleo crudo, GNL (gas natural líquido) y gas natural en Brasil, con el fin de suministrar, principalmente, nuestras refinerías nacionales y también comercializar en los mercados interno y externo el excedente de petróleo, así como derivados producidos en las plantas de procesamiento de gas natural, trabajando también en asociación con otras empresas en asociaciones.

b) Abastecimiento: Este segmento incluye la refinación, logística, transporte y actividades comerciales de petróleo crudo y productos derivados del petróleo, exportación de etanol, extracción y procesamiento de esquisto, además de las participaciones en empresas del sector petroquímico en Brasil.

c) Gas y Energía: Este segmento incluye las actividades de transporte y comercialización de gas natural producido en Brasil e importación de gas natural, transporte y comercio de GNL, generación y comercialización de energía eléctrica, así como mantiene participaciones societarias en transportadores y distribuidores de gas natural y en centrales termoeléctricas en Brasil, además de ser responsable por los negocios con fertilizantes.

d) Biocombustible: Este segmento incluye las actividades de producción de biodiesel y sus co-productos y las actividades de etanol, por medio de participaciones accionarias, de la producción y de la comercialización de etanol, azúcar y el excedente de energía eléctrica generado a partir del bagazo de la caña de azúcar.

e) Distribución: Este segmento es responsable por la distribución de derivados, etanol y gas natural vehicular en Brasil, representada principalmente por las operaciones de Petrobras Distribuidora S.A.

f) Internacional: Este segmento incluye las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, abastecimiento, gas y energía y distribución, realizadas en el exterior, en diversos países en las Américas, África, Europa y Asia.


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El segmento corporativo comprende los elementos que no pueden atribuirse a los otros sectores, en particular las relacionadas con la gestión financiera corporativa, gastos generales corporativos y otros gastos, incluyendo gastos actuariales relacionados con las pensiones y beneficios médicos para jubilados y sus dependientes.

4.3. Instrumentos financieros

4.3.1. Efectivo y equivalentes al efectivo

Efectivo y equivalentes al efectivo comprenden el efectivo en la mano, depósitos a plazo con bancos e inversiones a corto plazo de alta liquidez que son fácilmente convertibles en efectivo, están sujetos a un riesgo insignificante de cambios en valor y tienen un plazo de tres meses o menos desde la fecha de adquisición.

4.3.2. Activos financieros

Las inversiones en activos financieros incluyen inversiones en deuda y capital. Estos instrumentos se valoran inicialmente por su valor razonable y posteriormente se clasifican según la intención de la Compañía y valoran como sigue:

- Títulos para negociación – Activos financieros adquiridos y mantenidos con fines de venta o de reventa a corto plazo. Están posteriormente valorados a su valor razonable a la adquisición. Los cambios en el valor razonable se reconocen en resultados, en ingresos (gastos) financieros.

- Títulos mantenidos hasta el vencimiento – Incluye activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables y vencimiento fijo para los cuales la Compañía tiene la intención y la capacidad de mantener hasta su vencimiento. Títulos mantenidos hasta el vencimiento son reconocidos y son registrados al costo amortizado utilizando el método de tasa de interés efectiva.

- Títulos disponibles para la venta – Activos financieros no derivados clasificados como disponibles para la venta o no se clasifican en cualquier otra categoría. Títulos disponibles para la venta son medidos a valor razonable cuyas ganancias o pérdidas son reconocidas en ajustes de evaluación patrimonial en el patrimonio neto, y reclasificadas como ganancia o pérdida cuando se da baja o se realiza.

Los cambios posteriores atribuibles al interés, variación monetaria y la inflación se reconocen en resultados para todas las categorías, en su caso.

4.3.3. Cuentas por cobrar

Cuentas por cobrar se miden inicialmente al valor razonable de la contraprestación para ser recibido y, posteriormente, al costo amortizado utilizando el método de tasa de interés efectiva y afectada por pérdida en el valor de recuperación de activos (Impairment) o pérdidas en créditos de liquidación dudosa.

La Compañía reconoce una provisión por las pérdidas en créditos de liquidación dudosa cuando hay evidencia de deterioro como resultado de uno o más eventos que hayan ocurrido después del reconocimiento inicial del activo, que afectan los flujos de efectivo futuros estimados y que puedan ser estimadas de forma confiable. La pérdida es reconocida en resultados como gastos de ventas.

4.3.4. Financiaciones

Financiaciones son inicialmente reconocidas a su valor razonable menos costes de transacción y, después del reconocimiento inicial, se miden al costo amortizado usando el método de tasa de interés efectiva.


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4.3.5. Instrumentos financieros derivados

Instrumentos financieros derivados son reconocidos en el estado de situación financiera como activos o pasivos y se valoran a valor razonable.

Los cambios en el valor razonable de los derivados se registran cada año como ganancias o pérdidas en el resultado financiero del ejercicio, excepto cuando la transacción es elegible y se caracteriza como un hedge efectivo de flujo de efectivo.

4.3.6. Operaciones de hedge

A principios de la contabilidad de hedge, la Compañía ha desarrollado documentación formal que indica que la designación de contabilidad de cobertura hedge está alineada con el propósito y la estrategia de la gestión de riesgos.

Las relaciones de hedge que califican para la contabilidad de hedge son: (i) hedge de valor razonable, cuando se refiere a cubrir la exposición a cambios en el valor razonable del activo o pasivo reconocido o compromiso en firme no reconocido, o parte identificado en dicho activo, pasivo o compromiso firme, y (ii) hedge del flujos de efectivo, cuando se refiere a cubrir la exposición a la variabilidad de los flujos de efectivo que se atribuye a un riesgo particular asociado con un activo o pasivo reconocido o a una transacción prevista altamente probable.

En las operaciones con instrumentos financieros derivados que se designan y califican como hedge de valor razonable, las ganancias o pérdidas de la medición a valor razonable del instrumento y el objeto del hedge, se reconocen en resultados.

Para las relaciones de hedge establecidas se consideran hedge del flujos de efectivo, la Compañía designa los instrumentos financieros derivados y no derivados, en el que la porción efectiva de las ganancias o pérdidas que surgen de cambios en el valor razonable se reconocen en el patrimonio neto, en otros resultados integrales, en ajustes de evaluación patrimonial, y deben ser reclasificadas como ganancia o pérdida cuando se liquida la transacción de hedge. La parte ineficaz de lo hedge se registra en el resultado financiero do ejercicio.

Cuando un instrumento de hedge vence o se liquida por anticipado, cuando una operación de hedge deja de cumplir los requisitos para la contabilidad de hedge, o cuando la Administración decide revocar la designación de contabilización de operaciones de hedge, la ganancia o pérdida acumulada reconocida en el patrimonio neto se mantiene. Reclasificación de la ganancia o pérdida de los ingresos se realiza cuando la transacción prevista ocurra. Cuando no espera más que se produce una transacción prevista, la ganancia o pérdida acumulada en el patrimonio se transfiere inmediatamente al estado de resultados.

4.4. Inventarios

Los inventarios son determinados por el costo promedio de adquisición o producción (método de promedio ponderado) y comprende principalmente petróleo crudo, productos intermedios y derivados del petróleo, así como gas natural y gas natural licuado (GNL), fertilizantes y los biocombustibles que están demostrados por el valor promedio de los costos de producción o de importación, ajustados, cuando sea aplicable, a su valor neto de realización.

Los inventarios de petróleo y GNL pueden ser comercializados en estado natural, así como consumidos en la producción de derivados y/o utilizados para la generación de energía, respectivamente.

Los intermedios están formados por cadenas de productos que han sido objeto de al menos una unidad de procesamiento, pero todavía necesitan ser procesados, tratados o convertidos a estar disponible para la venta.


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Los biocombustibles comprenden principalmente los saldos de inventarios de etanol y biodiesel.

Los materiales y suministros para mantenimiento y otros representan los insumos de producción y materiales de operación y el consumo que se utilizarán en las actividades de la Compañía, excepto las materias primas, y se presentan al costo promedio de compra, que no exceda el costo de reposición.

El valor realizable neto es el precio estimado de venta de los inventarios en el curso ordinario del negocio, menos los costos estimados de terminación y los gastos estimados para completar la venta.

Las importaciones en curso se presentan al costo identificado.

4.5. Inversiones en otras Compañías

Asociado es una entidad sobre la cual la Compañía tiene influencia significativa, definida como la capacidad de participar en la preparación de las decisiones sobre las políticas financieras y operativas de una entidad participada, pero sin ningún tipo de control individual o conjunto de esas políticas. La definición de control se presenta en la nota 4.1.

Negocio en conjunto es uno en que dos o más partes tengan el control conjunto acordado contractualmente, puede ser clasificado como una operación conjunta o un negocio conjunto, en función de los derechos y obligaciones de las partes.

Mientras que en una operación conjunta, las partes componentes tienen derechos a los activos y obligaciones por los pasivos relacionados con el negocio de una entidad controlada conjuntamente, las partes tienen derecho a los activos netos de la empresa.

En los estados financieros individuales, las inversiones en entidades Asociadas, Controladas y entidades controladas conjuntamente se valúan por el método de la participación (MEP) a partir de la fecha en que se convierten en sus Asociadas, Controladas y entidades controladas conjuntamente. En los estados financieros individuales, sólo las Operaciones en Conjunto (joint operations) constituidas por entidad vehículo con personalidad jurídica propia deben ser evaluadas por el MEP. Para las operaciones en conjunto (joint operations), la Compañía reconoce la participación de sus activos, pasivos y los ingresos y gastos relacionados en estas operaciones.

Las políticas contables de los negocios conjuntos y asociadas se han modificado, en caso necesario, para asegurar la consistencia con las políticas adoptadas por Petrobras.

Los dividendos percibidos de estas inversiones de capital se registran como una reducción en el valor de las respectivas inversiones.

4.6. Combinación de negocios y plusvalía (goodwill)

Adquisiciones de negocios se reconocen utilizando el método de adquisición cuando se logra el control. Combinaciones de entidades bajo control común no se contabilizan como combinaciones de negocios.

Este método requiere que los activos adquiridos y pasivos asumidos en una combinación de negocios se valoran por sus valores razonables. Todos los excesos del costo de adquisición sobre el valor razonable de los activos netos adquiridos se reconocen como como plusvalía (goodwill). Si el costo de adquisición fuera menor que el valor razonable de los activos netos adquiridos, se reconoce como una ganancia procedente de una compra ventajosa en el estado de resultados.


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Los cambios en las participaciones en controladas que no resulten en cambios de control no se consideran una combinación de negocios y, por lo tanto, se reconocen directamente en el patrimonio neto, como transacciones de capital, por la diferencia entre el precio pagado/recibido y el valor contable de la participación adquirida/vendida.

4.7. Gastos de exploración y desarrollo de petróleo y gas

Los costos incurridos en relación con la exploración y desarrollo de producción de petróleo y gas se contabilizan utilizando el método de los esfuerzos exitosos, de la siguiente manera:

- Los costos relacionados con las actividades geológicas y geofísicas actividades se reconocen como gastos cuando se incurren.

- Los montos pagados para la obtención de derechos y concesiones para la exploración de petróleo y gas natural inicialmente se capitalizan.

- Los costos de los pozos exploratorios directamente asociados con la perforación de pozos, son inicialmente capitalizados y permanecen de esa manera hasta que se encuentren o no reservas probadas relacionadas al pozo. Los costos posteriores a la perforación del pozo continúan activados en la medida en que el volumen de reservas descubiertas justifican su reconocimiento futuro como pozo productor, así como estudios sobre las reservas y la viabilidad económica y operativa del proyecto están en curso. Una Comisión interna de ejecutivos técnicos de Petrobras revisa mensualmente las condiciones de cada pozo, mediante el análisis de datos geológicos, geofísicos y de ingeniería, las condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales.

- Los costos de exploración de pozos secos o sin viabilidad económica y otros vinculados a las reservas no comerciales se reconocen como gastos del período, una vez que se identifican como tales.

- Todos los costos incurridos en el esfuerzo para desarrollar la producción de un área declarada comercial (con reservas probadas y económicamente viables) se capitalizan en propiedad, planta y equipo. Se incluyen en esta categoría os costos con pozos de desarrollo; con la construcción de plataformas y plantas de procesamiento de gas; con la construcción de equipos e instalaciones necesarios para la extracción, manipulación, almacenamiento, procesamiento o tratamiento de petróleo y gas; y la construcción de los sistemas del flujo de petróleo y gas (tuberías), almacenamiento y eliminación de residuos.

4.8. Propiedad, planta y equipo

Propiedad, planta y equipo son reconocidos al costo para adquirir o construir, incluyendo todos los gastos necesarios para poner el activo en condiciones de trabajo para su uso previsto, así como el valor presente de los gastos estimados de desmantelar y trasladar el activo para restaurar el sitio, reducido por la amortización acumulada y las pérdidas por deterioro (impairment).

Los gastos relevantes con los mantenimientos planificados hechos para restaurar o mantener los estándares de desempeño originales de plantas industriales, unidades marítimas de producción y navíos están registrados en propiedad, planta y equipo, si los criterios de reconocimiento se cumplen. Estos gastos se amortizan en el período hasta la próxima mantención planificada. Los gastos en mantenimiento que no cumplan con estos requisitos se reconocen como resultado del ejercicio (costo o gasto).

Las piezas de repuesto y reemplazo con vida útil superior a un año y que sólo pueden ser utilizados en conexión con propiedad, planta y equipo se reconocen y se deprecian con el activo principal.


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Los cargos financieros de los préstamos directamente obtenidos cuando atribuibles a la adquisición o construcción de activos cualificados se capitalizan como parte de los costos de estos activos. Los cargos financieros de los fondos recaudados sin destino específico, que se utiliza con el propósito de obtener un activo cualificado se capitalizan a la tasa promedio vigente durante el período de préstamo, aplicado al saldo de los activos en construcción. Costos de los préstamos se amortizan durante la vida útil o aplicando el método de unidad de producción con respecto a los activos relacionados. La Compañía suspende la capitalización de los costos financieros de los activos cualificados cuyo desarrollo está suspendido por largos períodos.

Los activos relacionados directamente con la producción de petróleo y gas, cuya vida útil es igual o mayor que la vida del campo (tiempo del agotamiento de las reservas) se deprecian utilizando el método de unidad de producción.

Los activos relacionados directamente con la producción de petróleo y gas, cuya vida útil es inferior a la vida del campo (tiempo del agotamiento de las reservas); plataformas móviles; y otros activos no relacionados directamente con la producción de petróleo y gas son depreciados utilizando el método lineal.

La tasa de agotamiento de los activos depreciados por el método de unidad de producción se calcula en base a la producción mensual del campo de producción en relación con sus respectivas reservas desarrolladas probadas.

Derechos y concesiones, tales como bonos de suscripción y cesión onerosa de derechos de exploración en bloques del área del pre-sal, se amortizan de acuerdo con el método de unidad de producción, teniendo en cuenta el volumen de producción mensual en relación a las reservas probadas totales de cada campo productor.

Con excepción de los terrenos, que no se deprecian, las demás propiedades, planta y equipo se deprecian en forma lineal. Véase la nota explicativa 12 para obtener más información acerca de la vida útil estimada por clase de activos.

4.9. Activos intangibles

Se demuestra por el costo de adquisición, deducido de la amortización acumulada y de pérdidas por deterioro (impairment). Se compone de derechos y concesiones que incluyen, principalmente, bonos de suscripción pagados por la obtención de concesiones para la exploración de petróleo o gas natural, concesiones de servicios públicos, además de marcas y patentes, softwares y plusvalía por goodwill proveniente de la adquisición de participación con control. En los estados financieros individuales la plusvalía por goodwill se presenta en las inversiones.

Los derechos y concesiones correspondientes a los bonos de suscripción relacionadas a concesiones, cuando la declaración de comercialidad de los campos se reclasifican a la cuenta de propiedad, planta y equipo, por lo tanto, las cifras relativas a la cesión onerosa de derechos de exploración en el área del pre-sal eran clasificados en el activo intangible hasta la declaración de comercialidad, el 29 de diciembre de 2014, tal como se describe en la Nota 12.3. Los bonos de suscripción y de concesiones, mientras que en los activos intangibles no son amortizados, y estimó que los otros intangibles se amortizan en la vida útil.

Los activos intangibles generados internamente, excepto el gasto en desarrollo que cumplen todos los criterios reglamentarios, no se capitalizan, por lo que se reconoce como gasto en el período cuando se incurren.

Activos intangibles con vida útil indefinida no se amortizan, pero se prueban anualmente por pérdida por deterioro considerando activos individuales o unidades generadoras de efectivo. La evaluación de vida útil indefinida se revisa anualmente para determinar si esta evaluación continúa para justificarse. De lo contrario, el cambio de vida indefinida para definida se hace de forma prospectiva.


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4.10. Deterioro del valor de los activos (Impairment)

La Compañía evalúa los activos de propiedad, planta y equipo y los activos intangibles con vida útil definida cuando hay indicativos de no recuperación de su valor contable. Los activos vinculados a la exploración y desarrollo de petróleo y gas natural y los activos que tienen una vida útil indefinida, como la plusvalía (goodwill) tienen la recuperación de su valor comprobada anualmente, independientemente de que haya indicativos de pérdida de valor.

En la aplicación del test de reducción al valor recuperable de activos, el valor contable de un activo o unidad generadora de efectivo se compara con su valor recuperable. El valor recuperable es el mayor valor entre el valor neto de venta de un activo y su valor en uso. Considerándose las particularidades de los activos de la Compañía, el valor recuperable utilizado para evaluación del test de reducción al valor recuperable es el valor en uso, excepto cuando específicamente indicado.

Este valor de uso se estima con base en el valor presente de flujos de efectivo futuros, resultado de las mejores estimaciones de la Compañía. Los flujos de efectivo consecuencia del uso continuo de los activos relacionados, se ajustan por los riesgos específicos y utilizan la tasa de descuento pre-impuesto. Esta tasa deriva de la tasa post-impuesto estructurada en el Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC, por sus siglas en inglés). Las principales premisas de los flujos de efectivo son: precios basados en el último plan estratégico divulgado, curvas de producción asociadas a los proyectos existentes en la cartera de la Compañía, costos operativos de mercado e inversiones necesarias para la realización de los proyectos.

Tales evaluaciones se efectúan al menor nivel de activos para los cuales haya flujos de efectivo identificables. Los activos vinculados a la exploración y desarrollo de la producción de petróleo y gas se revisan anualmente, (o cuando hay indicios de que el valor contable puede no ser recuperable), campo a campo, para identificación de posibles pérdidas en la recuperación, con base en el flujo de efectivo futuro estimado.

Se permite la reversión de pérdidas reconocidas anteriormente, excepto en relación a la reducción en el valor de la plusvalía (goodwill).

4.11. Arrendamientos

Arrendamientos en los que asume sustancialmente todos los riesgos, beneficios y control de bienes se reconocen en el pasivo como arrendamientos financieros.

Para los arrendamientos financieros que la Compañía es arrendadora, los activos y pasivos se registren a su valor razonable del bien arrendado, o si fuera menor, al valor presente de los pagos de arrendamiento valor mínimo, ambos determinaron al inicio del contrato de arrendamiento.

Activos arrendados capitalizados son depreciados sobre la misma base que la Compañía utiliza los activos que posee la propiedad. Cuando no hay una certeza razonable de que la Compañía obtendrá la propiedad del activo al final del contrato, los activos arrendados se amortizan en el período menor entre la vida útil estimada del activo y el plazo del arrendamiento.

En los casos de que la Compañía es arrendadora, estos contratos son reconocidos como cuentas por cobrar en el activo.

Los arrendamientos en los que una parte importante de los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad son para el arrendador, se clasifican como arrendamientos operativos y los pagos se reconocen como un gasto en resultados durante el plazo del arrendamiento.

Pagos contingentes se reconocen como gastos cuando se incurren.


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4.12. Activos clasificados como mantenidos para la venta

Activos y posible pasivos asociados son clasificados como mantenidos para la venta si su valor contable se recuperará fundamentalmente a través de una venta. Esta condición se logra únicamente cuando la venta es aprobada por la Administración de la Compañía, el activo está disponible para la venta inmediata en su condición actual y existe la expectativa de que la venta se produce dentro de los 12 meses de su clasificación como disponible para la venta.

Sin embargo, en casos en los que podría decirse que el retraso es causado por hechos o circunstancias fuera del control de la Compañía y si aún hay suficiente evidencia de la alienación, la clasificación se puede mantener.

Estos activos y sus pasivos asociados deben ser medidos al menor valor entre el valor contable y el valor razonable neto de los gastos de ventas. Los activos y pasivos relacionados se muestran en forma separada en el balance general.

4.13. Desmantelamiento de áreas

Los costos de desmantelamientos son obligaciones futuras para realizar la restauración ambiental, desmantelar y remover una instalación porque se cierra las operaciones debido al agotamiento de la zona o las condiciones económicas.

Los costos relacionados con el abandono y desmantelamiento de áreas se reconocen como parte del costo de un activo (asociado a la obligación) basado en el valor presente de los pagos esperados futuros, descontados a una tasa ajustada al riesgo, cuando una obligación futura existe y puede estimarse de confianza. Una prestación equivalente es reconocida como un pasivo. Desenrollar del descuento es reconocido como un gasto financiero, cuando se incurren. El activo se deprecia en la misma forma que otros activos, basado en la clase de activo.

La obligación futura con el desmantelamiento de la zona de producción se registra en el momento de la declaración de comercialidad de cada campo, con la revisión anual de las estimaciones.

4.14. Provisiones, activos y pasivos contingentes

Las provisiones se reconocen cuando se tiene una obligación presente como resultado de un evento pasado y es probable que vaya a ser necesaria una salida de recursos incluyendo beneficios económicos para liquidar la obligación, cuyo monto puede estimarse con fiabilidad.

Los activos contingentes no se reconocen en los estados financieros.

Los pasivos contingentes no son reconocidos en el balance, pero están sujetos a la revelación en las notas explicativas cuando es posible la probabilidad de salida de recursos, incluyendo aquellos cuyos valores no puede estimarse.

4.15. Impuesto sobre la renta y contribución social

Gastos por impuesto a la renta y contribución social para el período comprende el impuesto corriente y diferido.

a) Impuesto sobre la renta y contribución social corrientes


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Para fines de verificación del impuesto a las ganancias y de la contribución social sobre la ganancia corriente, la Compañía adoptó el Régimen Tributario de Transición – RTT, para garantizar la neutralidad en la determinación de los beneficios imponibles de la adopción de las IFRS. Debido a la ley 12.973 / 14, se deroga la RTT, la Compañía, como no optante de las proposiciones contenidas en la ley para el año 2014, mantiene las disposiciones relativas a la RTT para el año en curso.

La Compañía no espera que la adopción de los nuevos resultados de régimen fiscal de impacto material en los resultados o los estados financieros consolidados.

Impuesto a la renta y contribución social corrientes se calculan en base a la renta imponible en tasas vigentes el final del período que se informa.

b) Impuesto a la renta y contribución social diferidos

Los impuestos diferidos y las contribuciones sociales diferidos se reconocen sobre la base de las diferencias temporales, pérdidas fiscales y base negativa de contribución social, cuando sea aplicable. Los reconocimientos en el activo se realizan en proporción a la probabilidad de que habrá ganancias fiscales futuras contra el que se pueden utilizar las diferencias temporales.

Impuesto a la renta y contribución social se calculan aplicando las tasas impositivas que se espera aplicar en el período en que el activo se realice o el pasivo liquidado , en base a los tipos impositivos (y legislación fiscal) que se encontraban en vigor al cierre del período que se está informando.

Impuesto sobre la renta y contribución social corrientes y diferidos se presentan netos por entidad contribuyente.

4.16. Beneficios a los empleados

Los compromisos actuariales con los planes de pensiones y jubilación de beneficios definidos y la asistencia médica se acumulan con base en el cálculo actuarial elaborado anualmente por un actuario independiente, de acuerdo con el método de crédito unitario proyectado, neto de los activos del plan, cuando aplicable.

Las premisas actuariales incluyen estimaciones demográficas y económicas, las estimaciones de los gastos médicos, así como los datos históricos sobre los costos y contribuciones de los empleados.

El método de crédito unitario proyectado considera cada período de servicio como un hecho generador de una unidad adicional de beneficio, que se acumulan para el cálculo de la obligación final.

Los cambios en el pasivo de beneficio definido neto (activo) se reconocen cuando se incurre de la siguiente manera: i) el costo del servicio y el interés neto, en los ingresos del ejercicio, y ii) las nuevas mediciones en otros resultados integrales.

El coste del servicio comprende: i) el costo de servicio corriente, que es el aumento en el valor actual de las obligaciones por beneficios definidos del servicio del empleado en el período actual, ii) el costo de servicio pasado, que es el cambio en el valor actual de obligación por beneficios definidos por los servicios prestados por los empleados en periodos anteriores , resultantes del cambio (introducción, modificación o cancelación de un plan de beneficios definidos) o reducción (una reducción significativa, por la entidad, en el número de empleados cubiertos por un plan), y iii) cualquier ganancia o pérdida en la liquidación (settlement) .

Intereses netos sobre el importe neto de pasivo (activo) de beneficio definido es el cambio, en el periodo, del valor neto de los pasivos (activos) de beneficios definidos resultante del pasar del tiempo.


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Nuevas mediciones del valor neto del pasivo (activo) de beneficio definido reconocidas en el patrimonio neto, en otros resultados integrales, comprenden: i) las ganancias y pérdidas actuariales, ii) rendimiento de los activos del plan, excluyendo el interés recibido por estos activos, y iii) cualquier cambio en el efecto del techo de activo (asset ceiling), excluyendo los intereses sobre el valor neto de pasivo (activo) de beneficio definido.

La Compañía contribuye para los planes con características de contribución definida, cuyos porcentajes se basan en la nómina de pagos, siendo estas contribuciones llevadas al resultado cuando realizadas.

4.17. Capital Social y Compensación de Accionistas

Nuestro capital social comprende acciones ordinarias y preferidas. Los costos incrementales directamente atribuibles a la emisión de acciones se clasifican como transacciones de capital y se muestra (neto de impuestos) en el patrimonio como una deducción de los ingresos.

Cuando propuesta por la Compañía, la remuneración a los accionistas se da en forma de dividendos y/o intereses sobre el capital propio, de acuerdo con los límites establecidos en ley y en el estatuto social de la Compañía.

El beneficio fiscal de los intereses sobre el capital propio es reconocido en los resultados del ejercicio.

4.18. Otros resultados integrales

Se clasifican como otros resultados integrales los ajustes resultantes de cambios en el valor razonable sobre activos financieros disponibles para la venta, el hedge de flujo de efectivo y las ganancias y pérdidas actuariales en planes de pensión con beneficio definido, así como el ajuste acumulado de conversión.

4.19. Subvenciones del gobierno

Una subvención del gobierno se reconoce cuando hay garantías razonables de que se recibirá la concesión y la Compañía cumplirá con las condiciones para su concesión.

Cuando se hace referencia a un elemento de gasto, el beneficio es reconocido como ingresos durante el período de disfrute, de manera sistemática, en relación con los costos que beneficien pretende compensar. Cuando se refiere a un activo, el beneficio se reconoce como en el pasivo como ingresos diferidos, se reconocen a resultados valores iguales a lo largo de la vida útil esperada de la partida correspondiente

4.20. Reconocimiento de ingresos, costos y gastos

Los ingresos se reconocen cuando es probable que se generaran los beneficios económicos para la Compañía y cuando su valor puede ser valorado de forma fiable, incluyendo el valor razonable de la contraprestación recibida o por recibir para la venta de bienes y servicios, netos de devoluciones, descuentos, y los impuestos sobre las ventas.

Los ingresos procedentes de ventas de petróleo, derivados, gas natural, biocombustibles y otros productos relacionados, se reconocen en el resultado cuando todos los riesgos y beneficios inherentes al producto se transfiere al comprador, que generalmente ocurre en cuando pasa título legal al cliente, conforme a los términos de los contratos de venta. Los ingresos por ventas de mercancías y otros servicios prestados son reconocidos basados en la etapa de realización de la transacción.


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Gastos e ingresos financieros incluyen principalmente los ingresos de interés en inversiones financieras y los títulos públicos, los costes por intereses de financiación, valoración de ganancias y pérdidas con el valor razonable, según la clasificación del título, además de divisas y las variaciones monetarias, netas. Gastos financieros excluyen los costos de préstamos atribuibles a la construcción de los bienes que necesitan un largo periodo de tiempo para estar listo para su uso, que son capitalizados como parte del coste del activo.

Los ingresos, costos y los gastos se contabilizan por el régimen de competencia.

5. Uso de estimaciones y juicios

En la elaboración de los estados financieros consolidados es necesario utilizar estimaciones y juicios para ciertas operaciones y su impacto en los activos, pasivos, ingresos y gastos. Las hipótesis utilizadas son basadas en la experiencia histórica y otros factores considerados relevantes, revisados periódicamente por la Administración, cuyos resultados reales pueden diferir de los valores estimados.

A continuación son presentadas informaciones solamente sobre prácticas contables y estimativas que requieren un alto grado de juicio o complejidad en su aplicación y que pueden afectar materialmente la situación financiera y los resultados de la Compañía.

5.1. Reservas de petróleo y gas natural

Las reservas de petróleo y gas natural se calculan teniendo por base informaciones económicas, geológicas y de ingeniería, tales como registros de pozos, datos de presión y datos de las muestras de los fluidos de perforación, que se utilizan para el cálculo de las tasas de depreciación, depleción y amortización en el método de unidades producidas y las pruebas de pérdida en el valor de recuperación de activos (impairment).

El cálculo de los volúmenes de las reservas requiere la aplicación de juicios, y está sujeto a una revisión anual, o un período más corto si hay evidencia de cambios significativos, realizadas a partir de los datos existentes y/o nueva información disponible relativa a la producción, los embalses y geología, así como cambios en los precios y costos utilizados. Las revisiones también pueden resultar de cambios significativos en la estrategia de desarrollo de la Compañía, o de la capacidad de producción de equipos e instalaciones.

La Compañía determina las reservas de acuerdo con los Criterios SEC (Securities and Exchange Commission) y ANP/SPE (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis-ANP/Society of Petroleum Engineers-SPE). Las principales diferencias entre los criterios ANP/SPE y SEC son: los precios de venta, criterios de mejora de recuperación, los límites de superficies no perforadas, los límites de los contactos de fluidos, las definiciones de reservatorios análogos utilizados para las estimaciones de reservas y, en el caso de Brasil, el plazo de la concesión. Por Criterio SEC, sólo se estiman Reservas Probadas, mientras que en el Criterio SPE son estimadas reservas probadas y no probadas.

De acuerdo con las definiciones establecidas por la Securities and Exchange Commission (SEC), reservas probadas son las cantidades estimadas cuyos datos de ingeniería y geológicos demuestran, con razonable certeza, su recuperación en el futuro, a partir de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas y operativas existentes (precios y costos en la fecha que la estimación se hace) y regulaciones del gobierno. Las reservas probadas se dividen en desarrolladas y no desarrolladas.

Las reservas probadas desarrolladas se pueden recuperar a través de pozos existentes, con equipos y métodos presentes.


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Aunque la Compañía entienda que las reservas probadas serán producidas, las cantidades y los plazos de recuperación pueden ser afectados por varios factores, incluyendo la conclusión de los proyectos de desarrollo, la performance de los embalses, aspectos regulatorios y cambios significativos en los niveles de precio de petróleo y gas natural a largo plazo.

Más información sobre las reservas es presentada en las informaciones complementarias a la exploración y producción de petróleo y gas natural.

a) Impacto de las reservas de petróleo y gas natural en la depreciación, depleción y amortización

Depreciación, depleción y amortización se miden con base en estimaciones de reservas elaboradas por profesionales especializados de la Compañía, de acuerdo con las definiciones establecidas por la SEC. Revisiones de las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de la Compañía impactan de modo prospectivo los valores de depreciación, depleción y amortización alocados en los resultados y los valores contables de activos de petróleo y gas natural.

Por lo tanto, mantenidas las demás variables constantes, una reducción en la estimativa de reservas probadas aumentaría, de forma prospectiva, el valor de gastos con depreciación, depleción y amortización, mientras que un aumento en las reservas resultaría en una reducción de la depreciación, depleción y amortización.

Más información sobre depreciación, amortización y agotamiento se presentan en notas explicativas 4.8 y 12.2.

b) Impacto de las reservas de petróleo y gas y de los precios en la realización del análisis de pérdida de valor

Para evaluar la recuperabilidad de los activos relacionados con la exploración y desarrollo de petróleo y gas natural, la Compañía utiliza el valor en uso, de acuerdo con la nota explicativa 4.10. En general, los análisis se basan en reservas probadas y reservas probables de acuerdo con los criterios establecidos por la SPE.

La gestión de la Compañía realiza evaluaciones continuas de los activos, analizando su recuperabilidad, para las cuales utiliza estimativa de volúmenes de reservas de petróleo y gas natural, además de los precios futuros estimados de petróleo y gas natural.

Exploración y producción de petróleo y gas de los activos se prueban por deterioro anualmente, independientemente de si existe algún indicio de deterioro.

Los mercados de petróleo y gas natural tienen una significativa historia volatilidad de los precios y, aunque en ocasiones puede haber una disminución significativa, los precios en el largo plazo, tienden a permanecer dictado por la oferta del mercado y fundamentos de la demanda. Por lo tanto, las pruebas de deterioro de activos (impairment) no sólo utilizan los precios a largo plazo según lo previsto en la planificación, el presupuesto y en las decisiones de inversión de capital de la Compañía, que se consideran estimaciones razonables en relación con los indicadores del mercado y las experiencias pasadas, sino también en cuenta la volatilidad a corto plazo en los precios del petróleo para determinar los primeros años del valor de uso.

Reducciones en los precios futuros de petróleo y gas natural, que sean consideradas tendencia de largo plazo, así como los efectos negativos provenientes de cambios significativos en los volúmenes de las reservas, en la curva de producción esperada, en los costos de extracción o en las tasas de descuento, pueden ser indicios de la necesidad de realización de un teste de impairment.

Más información acerca de los activos relacionados con la exploración y desarrollo de petróleo y gas natural son presentadas en las notas explicativas 4.8 y 12.


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5.2. Definición de las unidades generadoras de efectivo para los testes de recuperabilidad de los activos (impairment)

La definición de las unidades generadoras de efectivo - UGEs implica juicios y evaluación por parte de la Administración, con base en su modelo de negocio y gestión, y sus impactos en los resultados de los testes de recuperabilidad de activos de larga duración pueden ser significativos. Las premisas presentadas a continuación fueron utilizadas sistemáticamente por la Compañía:

- UGE del área de Exploración y Producción: campo o polo de producción de petróleo y gas, compuesto por un conjunto de activos vinculados a la exploración y al desarrollo de la producción en el área.

- UGEs del área de Abastecimiento: i) UGE Abastecimiento: conjunto de activos que comprenden la refinerías, terminales y ductos, así como los activos logísticos operados por Transpetro. La definición de la UGE Abastecimiento es basada en el concepto de integración y optimización de resultados. Así que las indicaciones de la planificación y las operaciones de los activos pueden privilegiar una determinada refinería frente otra, buscando maximizar el desempeño global de la UGEs, siendo los oleoductos y terminales partes complementarias e interdependientes de los activos de refinación, con el objetivo común de atender al mercado. Durante el trimestre finalizado el 31 de diciembre 2014, la Compañía excluyó los activos en construcción dentro del Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) y 2º tren de refinación de la Refinaria Abreu e Lima (RNEST) de esta UGE, conforme nota explicativa 14; ii) UGE Petroquímica: activos de las plantas petroquímicas de las empresas PetroquímicaSuape y Citepe; y iii) UGE Transporte: la unidad generadora de efectivo de este segmento es definida por los activos de la flota de buques de Transpetro.

- UGE del área de Gas y Energía: i) UGE Gas Natural: conjunto de activos que componen la malla comercial de gas natural (gasoductos), unidades de procesamiento de gas natural (UPGN), y conjunto de activos de fertilizantes y nitrogenados (plantas industriales). La Compañía excluyó el activo en construcción de los proyectos Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN III), tal como se describe en la nota 14; y ii) UGE Energía: conjunto de activos que componen el portfolio de usinas termoeléctricas (UTE).

- UGE del área de Distribución: conjunto de activos de distribución, principalmente las actividades operativas de Petrobras Distribuidora S.A.

- UGE del área de Biocombustible: i) UGE Biodiesel: conjunto de los activos que componen las usinas de biodiesel. La definición de la UGE, con evaluación conjunta de las usinas, refleja el proceso de planificación y realización de la producción, teniendo en cuenta las condiciones del mercado nacional y la capacidad de suministro de cada usina, así como los resultados alcanzados en las subastas y la oferta de materias prima; y ii) UGE Etanol: representada por inversiones en asociadas y negocios conjuntos del sector de etanol.

- UGE del área Internacional: i) UGE Exploración y Producción Internacional: campo o polo de producción de petróleo y gas, compuesto por un conjunto de activos vinculados a la exploración y al desarrollo de la producción en la área; y ii) demás actividades del área internacional: definida al menor nivel de activos para los cuales exista flujo de efectivo identificable.

Inversiones en empresas asociadas y negocios conjuntos, incluyendo la plusvalía, son testadas individualmente para fines de evaluación de su recuperabilidad.

Más informaciones sobre la reducción al valor recuperable de activos son presentadas en las notas explicativas 4.10 y 14.


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5.3. Plan de Pensión y Otros Beneficios Posteriores

Las obligaciones actuariales y los costos con los planes de prestación definida de pensiones de jubilación y de atención de la salud dependen de una serie de supuestos económicos y demográficos. Entre las principales utilizadas están:

- Tasa de descuento – comprende la curva de inflación proyectada, basada en el mercado, más intereses reales determinados por medio de una tasa equivalente que combina el perfil de vencimientos de las obligaciones de pensiones y de salud con el futuro de la curva de rendimiento de los bonos de plazo más largo del gobierno brasileño.

- Tasa de variación de los gastos médicos y hospitalarios - representada por el conjunto proyectado de tasas anuales, teniendo en cuenta la evolución histórica de los desembolsos per cápita del plan de salud, que se observan en los últimos 5 años, para el establecimiento de un umbral de la curva que disminuye gradualmente en 30 años para alcanzar el nivel de la inflación general de la economía.

Éstas y otras estimaciones se revisan anualmente y pueden diferir de los resultados reales debido a los cambios en las condiciones económicas y de mercado, además del comportamiento real de las premisas actuariales.

El análisis de sensibilidad de las tasas de descuento y de los cambios en los costos médicos y hospitalarios, así como información adicional de las premisas se describen en la nota explicativa 22.

5.4. Estimaciones relativas a los litigios y contingencias

La Compañía es parte demandada en numerosas acciones judiciales y administrativas, involucrando cuestiones civiles, tributarias, laborales y ambientales provenientes del curso normal de la actividad operativa, cuyas estimaciones para determinar los importes de las obligaciones y la probabilidad de salida de recursos son realizadas por Petrobras, con base en asesoramiento de nuestros asesores legales y en los juzgamientos de la Administración.

Información acerca de los procesos y contingencias aprovisionados se presentan en la nota explicativa30.

5.5. Estimaciones de los costes de las obligaciones de desmantelamiento de áreas

Petrobras tiene obligaciones legales de remover equipos y restaurar áreas terrestres o marítimas, al término de las operaciones en los emplazamientos de producción. Las obligaciones más significativas de retiro de activos están relacionadas con la remoción y descarte de las instalaciones offshore de producción de petróleo y gas natural en Brasil y en el exterior. Las estimativas de costos de futuras remociones y recuperaciones ambientales son realizadas con base en las informaciones actuales sobre costos y planes de saneamiento esperados.

Los cálculos de estas estimativas son complejos e involucran juzgamientos significativos, pues las obligaciones ocurrirán en el largo plazo; los contratos y reglamentos tienen descripciones subjetivas acerca de las prácticas de remoción y restauro, y de los criterios a ser atendidos en el exacto momento de la remoción y restauro; y, además, las tecnologías y los costos de remoción de activos cambian constantemente, así como las cuestiones políticas, ambientales, de seguridad y de relaciones públicas.

La compañía está constantemente conduciendo estudios para incorporar tecnologías y procedimientos para optimizar las operaciones de abandono, considerando las mejores prácticas de la industria. Sin embargo, los plazos y los flujos de efectivo futuros están sujetos a incertidumbres significativas.

Más información acerca de las áreas de desmantelamiento se exponen en las notas explicativa 4.13 y 20.


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5.6. Valor razonable de instrumentos derivados

Los instrumentos financieros derivados son reconocidos por el valor razonable en los estados financieros. La definición del valor razonable exige juzgamiento de la existencia o no de activos idénticos o similares cotizados en mercado activo y, en su ausencia, del uso de metodologías alternativas de valoración que pueden ser complejas e involucran estimativas de precios futuros, tasas de intereses de largo plazo e índices de inflación.

Más informaciones sobre los instrumentos financieros derivados se exponen en las notas explicativas 4.3.5 y 32.

5.7. Contabilidad de hedge

La identificación de las relaciones de hedge entre objetos protegidos y los instrumentos de protección (instrumentos financieros derivados y/o no derivados) implican juicios críticos sobre la efectiva existencia de la relación de protección y la eficacia de la misma. Además, la Compañía evalúa continuamente la alineación entre las relaciones de hedge identificadas y los objetivos y la estrategia de su política de gestión de riesgos.

5.8. Ajustes derivados de la “Operación Lava Jato”

5.8.1. Metodología de la estimación

Como se describe en la nota explicativa 3, la Compañía bajó R$ 6.194 en el tercer trimestre de 2014, referente a costos capitalizados representando montos pagos en la adquisición de propiedad, planta y equipo en períodos anteriores.

Para dar cuenta de estos ajustes, la Compañía desarrolló una metodología que se describe en la nota explicativa 3. Petrobras admite la incertidumbre involucrada en esa metodología de estimación y luego se desarrolló un análisis de sensibilidad (descrito en la nota explicativa 3) y continuará monitoreando los resultados de las investigaciones en curso y de la disponibilidad de otra información relacionada con el esquema de pagos indebidos y, si se tornar disponible información fidedigna que indique con suficiente precisión que las estimaciones que la Compañía utilizó deberían ser ajustadas, la Compañía evaluará si el ajuste es material y, caso sea, lo reconocerá.

Sin embargo, como ya hemos comentado, la Compañía considera que utilizó la metodología más apropiada para determinar los valores de los pagos indebidos capitalizados, y no hay evidencia que indica la posibilidad de un cambio material en los montos bajados.

5.8.2. Abordajes considerados por la Compañía, pero no adoptadas

Los estándares internacionales de contabilidad (IFRS) permiten la utilización del modelo de reevaluación de activos como forma de mensurar el valor contable de los activos de propiedad, planta y equipo. Tal práctica, sin embargo, no es permitida por la legislación brasileña y, de este modo, fue desconsiderada como alternativa viable para que la Compañía realizara la corrección de sus activos de propiedad, planta y equipo para el impacto de los costos adicionales impuestos por las contratistas y los proveedores.

La Compañía consideró también la posibilidad de utilizar un cálculo sustituto (proxy) para cuantificar los errores a ser corregidos. La metodología que sería utilizada buscaría determinar el valor razonable de los activos impactados por pagos indebidos y, para cada uno de estos activos, la diferencia entre el valor contable y el valor razonable sería considerada como una estimativa del monto de costos adicionales impuestos por las contratistas y los proveedores y utilizados para realizar pagos indebidos.


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El abordaje no sería considerado como una pérdida en función de la reducción en el valor recuperable de los activos impactados (impairment), una vez que los activos serían evaluados al valor razonable de forma individual, y no dentro de unidades generadoras de efectivo. Además, el valor recuperable no sería determinado por el mayor valor entre el valor razonable y el valor en uso, sino que solamente sería considerado el valor razonable.

La Compañía contrató dos empresas globales reconocidas internacionalmente como evaluadores independientes para determinar el valor razonable de la mayor parte de los activos impactados, utilizando la técnica más adecuada de acuerdo con la naturaleza de los activos e informaciones disponibles.

Para 31 activos evaluados, el valor razonable se presentó inferior al valor contable, en un total de R$ 88,6 mil millones y, para 21 activos, el valor razonable se presentó superior al valor contable, totalizando R$ 27,2 mil millones. Conforme indicado anteriormente, la diferencia entre el valor razonable y el valor contable sería conceptualmente atribuida a los pagos indebidos.

Sin embargo, tras la elaboración del cálculo, se verificó que la diferencia entre el valor razonable y el valor contable era significativamente superior a cualquier estimativa razonable del total de pagos indebidos descubiertos en el ámbito de las investigaciones de la "Operación Lava Jato". La diferencia entre el valor razonable y el valor contable sería oriunda, en su mayor parte, no de los pagos indebidos, sino que de diversos otros factores (tanto de cuño metodológico cuanto resultantes del ambiente de negocios actual), que no pueden ser individualmente cuantificados, mas incluyen:

- el valor razonable de los activos fue mensurado de modo individualizado (stand-alone basis), desconsiderando las ganancias obtenidas por la Compañía por utilizarlos de modo integrada, habiendo transferencia de valor de un activo para otro, dependiendo de la forma como estos son operados, en busca de maximizar el resultado global del conjunto de activos, en detrimento de optimizar el resultado individual de cada activo (principalmente en el caso de los activos de refino). Tales ganancias son capturadas en el concepto de unidades generadoras de efectivo (UGEs) para fines de teste de impairment, y muchos de los activos impactados hacen parte de UGEs en las cuales activos son agrupados;

- la tasa de descuento utilizada por los evaluadores considera un premio de risco relacionado a la adquisición de un activo aislado por un tercero que lo adquiriría en un ambiente fuertemente dominado por un único player con grande escala (Petrobras). Esto sería aplicable en nuevos proyectos de inversiones, pero no para determinar el valor en uso de activos que ya hacen parte del portfolio de la Compañía;

- cambios en variables económicas y financieras (tasas de cambio, tasa de descuento, medidas de riesgo y costo de capital);

- cambios en las estimativas de precios y márgenes de los insumos;

- cambios en las proyecciones de precio, margen y demanda de productos vendidos en función de cambios en las condiciones de mercado actuales;

- cambio en los precios de equipos, sueldos y otros costos relacionados;

- impacto de los requerimientos relacionados a la obligatoriedad de utilización de contenido local; y

- problemas en la planificación de proyectos (principalmente aquellos involucrando as áreas de Ingeniaría y Abastecimiento).


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De este modo, la Compañía concluyó que utilizar el cálculo del valor razonable como un sustituto (o proxy) para ajustar sus activos de propiedad, planta y equipo no habría sido apropiado, una vez que el ajuste incluiría elementos que no poseerían relación directa con los costos adicionales impuestos por las contratistas y los proveedores y utilizados para realizar pagos indebidos.

5.9. Pérdidas en créditos de liquidación dudosa

Son monitorizadas regularmente por la Administración, siendo constituidas en monto considerado suficiente para cubrir pérdidas en la realización de cuentas por cobrar. Las evidencias de pérdidas consideradas en la evaluación incluyen: casos de dificultades financieras significativas, incluyendo sectores específicos, cobranza judicial, bancarrota o recuperación judicial, y otros.

Más información sobre pérdidas en créditos de liquidación dudosas se presentan en la nota explicativa 8.

6. Adopción de nuevas normas y revisiones

a) IASB – International Accounting Standards Board

Durante el año 2014, la siguiente norma emitida por el IASB entró en vigor, y no afectó significativamente los estados financieros de la Compañía:

- CINIIF 21 - " Gravámenes". CINIIF 21 es una interpretación de la NIC 37, Provisiones, Pasivos Contingentes y Activos Contingentes, que da direcciones de cuando una entidad debe reconocer un pasivo para pagar un gravamen al gobierno (excepto impuesto sobre la renta). La interpretación aclara que el hecho generador de la obligación de pagar el impuesto es la actividad descrita en la legislación pertinente que desencadena el pago del tributo.

Las normas emitidas por el IASB que aún no están en vigor y no han tenido la adopción temprana por la Compañía hasta el 31 de diciembre de 2014 son los siguientes:

Normas Descripción Fecha de vigencia

Enmienda al NIIF 11 “Acuerdos Conjuntos”

Determina que la entidad que adquiere una participación en una operación conjunta (NIIF 11/CPC 19) que cumple con la definición de un negocio (NIIF 3/CPC 15), registre la adquisición utilizando los mismos principios utilizados en las combinaciones de negocios.

1 de enero de 2016

Enmienda al NIIF 10 “Estados Financieros Consolidados” y NIC 28 “Inversiones en Empresas Asociadas, en Controlada y en Emprendimiento Controlado en Conjunto”

Establecen que cuando se vende un activo para, o contribución en una asociada o en un negocio conjunto, y el activo cumple con la definición de negocio (NIIF 3/CPC 15), la ganancia o pérdida debe ser reconocida en su totalidad por el inversor (con independencia de participación de terceros en la asociada o negocio conjunto).

1 de enero de 2016

NIIF 15 – “Los ingresos procedentes de contratos con clientes”

Establece nuevos principios para el reconocimiento, valoración e información de los ingresos de clientes. Los requerimientos de la NIIF 15 establecen que el ingreso se reconoce cuando el cliente obtiene el control sobre los bienes o servicios vendidos, lo que cambia el modelo actual que se basa en la transferencia de riesgos y beneficios. Además, la nueva norma trae más aclaraciones sobre el reconocimiento de ingresos en los casos complejos.

1 de enero de 2017

NIIF 9 - "Instrumentos Financieros" Simplifica el modelo de medición combinada y establece dos categorías principales de medición con respecto a activos financieros: costo amortizado y el valor razonable. La base de clasificación depende del modelo de negocio de la entidad y de las características de los flujos de efectivo contractuales del activo financiero. La orientación de la NIC 39 sobre el deterioro de los activos financieros y la contabilidad de hedge se sigue aplicable. El establecimiento de nuevos requisitos relacionados con la contabilidad de hedge.

1 de enero de 2018


40

Con relación a las enmiendas y nuevas normas listadas anteriormente, la Compañía está evaluando el impacto de la implementación en sus estados financieros consolidados en los próximos años.

b) Legislación Tributaria

El 14 de mayo de 2014 se publicó la Ley N ° 12.973 que:

- Derogar el Régimen Tributario de Transición (RTT), creado por la Ley N ° 11.941, de 27 de mayo de 2009;

- Regula los efectos de la adopción de normas internacionales de contabilidad (NIIF) en el cálculo de los impuestos federales (impuesto sobre la renta, contribución social, PIS y COFINS).

Esta ley entró en vigor desde el 1 de enero de 2015, excepto los Arts. 3, 72-75 y 93-119, que entró en vigor en la fecha de su publicación.

Además, fue emitida por la Secretaria da Receita Federal do Brasil, la Instrucción Normativa Nº 1.515 de 24 de noviembre 2014.

La administración de la Compañía decidió que las disposiciones contenidas en los arts. 1 y 2 y de 4 a 70 de la Ley N° 12.973/2014, relativas a la aprobación del nuevo régimen fiscal, en sustitución de la RTT, a partir del año 2015, por lo tanto, estima que no hay efectos contables significativos en los estados financieros consolidados para el año 2014. Además no se esperan efectos significativos en relación a la incidencia de los impuestos y no tener un impacto en los estados financieros consolidados de la aplicación de dicha legislación para el año 2015. "

7. Efectivo y equivalentes al efectivo y Títulos y valores mobiliarios

Efectivo y equivalentes al efectivo Consolidado Controlante

2014 2013 2014 2013

Efectivo y bancos 1.884 2.227 2 4 Inversiones financieras de corto plazo - En Brasil

Fondos de inversión DI y transacciones compromisadas 5.311 8.182 4.182 5.312 Otros fondos de inversión 107 125 282 1.119

5.418 8.307 4.464 6.431 - En el Exterior Time deposits 23.110 14.231 − 469 Auto Invest 8.226 9.328 − −

Otras inversiones en el exterior 5.601 3.079 859 1.013

36.937 26.638 859 1.482 Total de las inversiones financieras de corto plazo 42.355 34.945 5.323 7.913

Total de efectivo y equivalentes al efectivo 44.239 37.172 5.325 7.917

Los fondos de inversión en el país tienen sus fondos invertidos en títulos públicos brasileños. Las inversiones extranjeras consisten en depósitos a plazo con plazos de hasta tres meses, en otras aplicaciones con liquidez diaria llamada Auto Invest y otros instrumentos de renta fija de corto plazo, realizados con las principales instituciones.


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Títulos y valores mobiliarios Consolidado Controlante 2014 2013 2014 2013

Para negociación 7.146 9.085 7.092 9.085 Disponibles para la venta 56 39 52 37 Mantenidos hasta el vencimiento 17.851 284 8.346 13.887 25.053 9.408 15.490 23.009

Corriente 24.763 9.101 15.241 22.752 No corriente 290 307 249 257

Los títulos para negociar se refieren principalmente a inversiones en Bonos del Gobierno brasileño y los valores mantenidos hasta el vencimiento se compone de depósitos a plazo con las instituciones financieras de alta calificación.

Estos activos tienem vencimientos de más de 3 meses e se clasifican como activos corrientes debido a la expectativa de su realización en el corto plazo.

8. Cuentas por cobrar

8.1. Cuentas por cobrar, netas

Consolidado Controlante

2014 2013 2014 2013

Clientes Terceros 28.227 23.785 9.121 4.093 Partes relacionadas (Nota Explicativa 19) Cuentas por cobrar con empresas participadas 2.293 1.542 19.913 11.384 Cuentas por cobrar del sector eléctrico 7.879 4.332 765 905 Cuentas petróleo y alcohol - creditos con el Gobierno Federal 843 836 843 836 Otras 5.322 6.066 2.685 4.009

44.564 36.561 33.327 21.227 Pérdidas en créditos de liquidación dudosa (8.956) (3.293) (4.873) (473)

35.608 33.268 28.454 20.754

Corriente 21.167 22.652 17.783 16.301 No corriente 14.441 10.616 10.671 4.453

8.2. Movimiento de las pérdidas en créditos de liquidación dudosa


2014 2013 2014 2013 Saldo inicial 3.293 2.967 473 412 Adiciones (*) 5.801 290 4.472 88 Bajas (323) (144) (72) (27) Ajustes acumulados de conversión 185 180 − − Saldo final 8.956 3.293 4.873 473

Corriente 3.845 1.873 2.230 473 No corriente 5.111 1.420 2.643 − (*) Corresponde principalmente al sector eléctrico (ver nota 8.4).


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8.3. Cuentas por cobrar vencidas – Clientes Terceros


Hasta 3 meses 2.186 2.133 1.050 830 De 3 a 6 meses 472 637 187 452 De 6 a 12 meses 480 925 151 582 Más de 12 meses 4.866 4.279 1.218 786

8.004 7.974 2.606 2.650

8.4. Cuentas por cobrar - Sector Eléctrico (Sistema Aislado de Energía)

Consolidado 2014 2013

A vencer Vencido Total A Vencer Vencido Total Clientes Grupo Eletrobras (Nota 19.5) 6.736 1.143 7.879 1.553 2.779 4.332 Companhia de Gás do Amazonas (CIGÁS) 3.364 442 3.806 − 1.597 1.597 Otros 63 1.046 1.109 101 617 718

10.163 2.631 12.794 1.654 4.993 6.647 (-) Pérdidas en créditos de liquidación dudosa (2.895) (1.650) (4.545) − (34) (34)

Total 7.268 981 8.249 1.654 4.959 6.613

Partes relacionadas 6.569 437 7.006 1.553 2.763 4.316 Terceros 699 544 1.243 101 2.196 2.297

El 31 de diciembre de 2014, la Compañía tenía cuentas por cobrar del sector eléctrico por un total de R$ 12.794 (R$ 6.647 al 31 de diciembre de 2013), de los cuales R$ 11.150 fueron clasificados como activos no corrientes. Estas cuentas por cobrar se componen de:

(i) R$ 12.022 (R$ 6.228 al 31 de diciembre de 2013), para el suministro de oleo combustible y gas natural, y otros productos, a centrales termoeléctricas (controlado Eletrobras), concesiones estatales y productores independientes de energía (PIE), ubicado en el norte del país.

(ii) R$ 772 (R$ 419 el 31 de diciembre de 2013), relativa a contratos de suministro de energía con la subsidiaria de Eletrobras, firmados en 2005, cuyas características constituyen leasing financiero de dos plantas termoeléctricas ubicadas en el norte país, ya que los acuerdos prevén, entre otras condiciones, la transferencia de las plantas al final del contrato, sin indemnización (en 20 años). No hay valores vencidos.

Parte de los costos de suministro de combustible para estas térmicas es soportada con los recursos de la Cuenta de Consumo de Combustible - CCC, gestionado por Eletrobras.

Como los valores transmitidos por el CCC no estaban siendo suficientes para e las empresas del sector eléctrico ubicadas en la región norte de Brasil para honrar sus deudas, algunos de estos clientes encontraban dificultades financieras para pagar las obligaciones de suministro de productos a la Compañía, por lo que, el 31 de diciembre 2014, la Compañía y empresas del Sistema Eletrobras firmaron contratos de reconocimiento de deuda por un monto de R$ 8.601, que cubren las deudas vencidas hasta el día 30 de noviembre 2014, actualizadas por la tasa Selic, cuyos pagos se harán en 120 cuotas mensuales y sucesivas a partir de febrero de 2015.

Parte del reconocimiento de deuda está garantizado por una prenda de crédito por un monto de R$ 6.084 que proviene de la Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que entre sus finalidades es proporcionar fondos para los gastos de la CCC en la generación de energía en sistema aislado. Estas garantías reales de créditos de la CDE ocurrieron en función del reconocimiento, en febrero 2015, por la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), de los créditos resultantes de la renegociación de las deudas de la CDE con los acreedores de CCC.


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Desde el comienzo de 2015, dado el cambio de la política tarifaria para el sector eléctrico (“realismo tarifário”), con aumentos ya aplicados en el primer trimestre, ocurrirá una mayor estabilidad financiera de las empresas del sector y, en consecuencia, la reducción de incumplimiento relativo al suministro de combustibles, probablemente a partir del segundo trimestre, considerado el período de tiempo entre el cobro de los fondos por los distribuidores en las facturas de electricidad ya aumentadas junto a los clientes finales y la respectiva disponibilidad, en la CCC, para reembolso de una parte significativa de los costos a los productores de energía.

En este nuevo contexto y después de evaluación de la Administración, fueron reconocidos R$ 4.511 como pérdidas en créditos de liquidación dudosa, teniendo en cuenta los valores a recibir hasta el 31 de octubre 2014, sin garantía real, incluyendo saldos a vencer de reconocimientos de deuda, así como saldos vencidos de empresas que no han comenzado las negociaciones para la ecuación de la deuda. No fueron reconocidas pérdidas para facturaciones a partir del 1 de noviembre de 2014, una vez que ANEEL ha incluido dicho período en la determinación de la nueva realidad de precios, tampoco para empresas morosas.

9. Inventarios


Óleo Crudo 10.563 13.702 8.883 10.805 Derivados del petróleo 11.510 11.679 9.046 10.282 Intermediarios 2.268 2.165 2.268 2.165 Gas Natural y GNL (*) 951 939 557 697 Biocombustibles 398 370 45 44 Fertilizantes 91 60 91 55

25.781 28.915 20.890 24.048 Materiales, suministros y otros 4.797 4.532 3.670 3.547

30.578 33.447 24.560 27.595

Corriente 30.457 33.324 24.461 27.476 No Corriente 121 123 99 119 (*) Gas Natural Licuado

Los inventarios consolidados se presentan netos de una provisión por el monto de R$ 399 para el ajuste a su valor neto de realización (R$ 205 al 31 de diciembre de 2013), y estos ajustes se derivan principalmente de las fluctuaciones en los precios internacionales del óleo crudo y derivados. Los importes acumulados reconocidos en resultados como costo de ventas fueron de R$ 2.461 en 2014 (R$ 1.269 en 2013).

Una porción de los inventarios de oleo crudo y/o derivados del petróleo fue dada como garantía de los Términos de Compromiso Financiero - TCF, firmados por Petrobras y Petros, en el valor de R$ 6.151 (R$ 6.972 al 31 de diciembre de 2013), como se describe en la nota explicativa 22.1.

10. Ventas e incorporaciones de activos

10.1. Ventas de activos

Brasil PCH S.A.

El 14 de junio de 2013, Petrobras celebró contrato de compra y venta con Cemig Geração e Transmissão S.A., que más tarde cedió este contrato a Chipley SP Participações, para la venta de la totalidad de su participación accionaria en Brasil PCH S.A., lo que equivale al 49% del capital con derecho a voto, por un total de R$ 650, sin considerar los ajustes previstos en el contrato.


44

El 14 de febrero de 2014, después de cumplir con todas las condiciones previstas en el contrato, Petrobras concluyó la venta por el valor total de R$ 711, considerando los ajustes del precio, obteniendo una ganancia antes de impuestos de R$ 646 reconocida en otros gastos netos.

Petrobras Colombia Limited (PEC)

El 13 de septiembre de 2013, el Consejo de Administración de Petrobras aprobó la enajenación del 100% de las acciones de emisión de Petrobras Colombia Limited (PEC), controlada de Petrobras International Braspetro B.V. (PIB BV), para Perenco Colombia Limited, por el valor de US$ 380 millones, sujeto a ajuste de precio hasta la conclusión de la operación.

El 30 de abril de 2014, la venta se concluyó, con la transferencia de los activos y pasivos para Perenco y una ganancia de US$ 101 millones fue registrada en otros gastos netos.

UTE Norte Fluminense S.A.

El 11 de abril de 2014, Petrobras firmó con el Grupo Électricité de France (EDF) un contrato para la venta de su participación accionaria del 10% en la UTE – Norte Fluminense S.A., por el valor de R$ 182, generando una ganancia de R$ 83, registrada en otros gastos netos, sin aprobaciones pendientes.

Transierra S.A.

El 5 de agosto de 2014, Petrobras vendió su participación accionaria del 44,5% en la empresa Transierra S.A. para Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por US$ 107 millones, registrando una ganancia de US$ 32 millones en otros gastos netos, y no hay condiciones previas.

Innova S.A.

El 16 de agosto de 2013, el Consejo de Administración de Petrobras aprobó la enajenación del 100% de las acciones de emisión de Innova S.A. para Videolar S.A. y su accionista mayoritario, por el valor de R$ 870, siendo la finalización de la transacción sujeta a ciertas condiciones precedentes, incluyendo la aprobación del Conselho Administrativo de Defesa Econômica – CADE.

El 1 de octubre de 2014, la adquisición de Innova S.A. fue aprobada con restricciones, condicionada al cumplimiento de un conjunto de medidas previstas en el Acordo em Controle e Concentrações - ACC firmado entre el CADE y los solicitantes.

El 30 de octubre de 2014 se completó la operación, según lo dispuesto en el contrato de compra y venta de acciones, y una ganancia de R$ 145 fue registrada en otros gastos netos.

Petrobras Energia Peru S.A.

El 12 de noviembre de 2013, tras la aprobación de su Consejo de Administración, Petrobras, a través de sus subsidiarias Petrobras de Valores Intenacional de España SL - PVIE y Petrobras International Braspetro B.V. (PIB BV), firmó los documentos para la venta de 100 % de las acciones de Petrobras Energia Peru S.A. para China National Petroleum Corporation – CNPC por el valor total de US$ 2.643 millones, sujeto a ajuste de precio hasta la conclusión de la operación, el cual está siendo calculado conforme establecido en contrato.


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Las condiciones precedentes, incluyendo la aprobación de los gobiernos chino y peruano, así como el cumplimiento de los procesos previstos en los respectivos Joint Operating Agreement (JOA), han sido concluidas en noviembre de 2014, y fue registrada una ganancia en esta operación de US$ 1.304 millones en otros gastos netos, y US$ 435 millones en impuesto sobre la renta y contribución social, correspondiendo a una ganancia neta de US$ 869 millones.

Companhia de Gás de Minas Gerais

El 18 de julio de 2014, el Consejo de Administración de Petrobras aprobó la venta de su participación accionaria del 40% en Companhia de Gás de Minas Gerais (Gasmig) para Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig).

El 10 de octubre de 2014, después de que se reunió todas las condiciones previas establecidas en el acuerdo, Petrobras concluyó la transacción por el valor de R$ 571, y fue registrada una ganancia de R$ 172 reconocida en otros gastos netos, sin condiciones previas.

10.2. Activos clasificados como mantenidos para la venta

El 31 de diciembre de 2014, el monto de R$ 13 clasificado como activos corrientes (R$ 5.638 y R$ 2.514 el 31 de diciembre de 2013, clasificados en el activo corriente y el pasivo corriente, respectivamente), se refiere a activos mantenidos para la venta y son compuestos de: equipos de perforación PI, PIII, PIV, PV y la plataforma PXIV, presentados en el segmento de exploración y producción.

Durante 2014, otros activos clasificados como mantenidos para la venta al 31 de diciembre de 2013 fueron realizados.

10.3. Incorporaciones

El 2 de abril de 2014, la Asamblea General Extraordinaria de Petrobras aprobó las siguientes incorporaciones de controladas a su patrimonio, sin aumento de capital: Termoaçu S.A., Termoceará Ltda. y Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos – CLEP.

El 30 de enero de 2015, la Asamblea General Extraordinaria de Petrobras aprobó la incorporación de las siguientes controladas a su patrimonio, sin aumento de capital: Arembepe Energia S.A. y Energética Camaçari Muricy S.A.

La incorporación de esas empresas tiene como objetivo simplificar la estructura societaria de la Compañía, minimizar costos y capturar sinergias. Estas operaciones no afectaron a los estados financieros consolidados de la Compañía.


46

11. Inversiones

11.1. Inversiones directas (Controlante)

Principal segmento de

negocios

% de participación de

Petrobras

% de Petrobras en el capital

con derecho a voto

Patrimonio neto (pasivo a

descubierto)

Ganancia (pérdida) neta

del ejercicio País

Empresas consolidadas Subsidiarias y controladas Petrobras Netherlands B.V. - PNBV (i) E&P 100,00% 100,00% 37.741 2.497 Holanda Petrobras Distribuidora S.A. - BR Distribución 100,00% 100,00% 12.127 1.132 Brasil Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG Gas & Energía 100,00% 100,00% 6.615 572 Brasil Petrobras Transporte S.A. - Transpetro Abastecimiento 100,00% 100,00% 5.018 750 Brasil Petrobras Logística de Exploração e Produção S.A. - PB-LOG E&P 100,00% 100,00% 3.495 447 Brasil Petrobras Gás S.A. - Gaspetro Gas & Energía 100,00% 100,00% 2.594 1.492 Brasil Petrobras International Braspetro - PIB BV (i) (ii) Internacional 88,12% 88,12% 2.614 (1.643) Holanda Petrobras Biocombustível S.A. Biocombustibles 100,00% 100,00% 2.209 (266) Brasil Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco S.A. - CITEPE Abastecimiento 100,00% 100,00% 1.053 (2.656) Brasil Liquigás Distribuidora S.A. Abastecimiento 100,00% 100,00% 910 53 Brasil Termomacaé Ltda. Gas & Energía 99,99% 99,99% 813 187 Brasil Companhia Petroquímica de Pernambuco S.A. - PetroquímicaSuape Abastecimiento 100,00% 100,00% 776 (1.250) Brasil Araucária Nitrogenados S.A. Gas & Energía 100,00% 100,00% 761 (186) Brasil Breitener Energética S.A. Gas & Energía 93,66% 93,66% 603 96 Brasil Braspetro Oil Services Company - Brasoil (i) Corporativo 100,00% 100,00% 486 481 Ilhas Cayman Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN Gas & Energía 99,91% 99,91% 433 248 Brasil Termobahia S.A. Gas & Energía 98,85% 98,85% 402 65 Brasil Arembepe Energia S.A. Gas & Energía 100,00% 100,00% 389 117 Brasil 5283 Participações Ltda. Internacional 100,00% 100,00% 310 (195) Brasil Baixada Santista Energia S.A. Gas & Energía 100,00% 100,00% 273 2 Brasil Energética Camaçari Muricy I Ltda. Gas & Energía 100,00% 100,00% 223 121 Brasil Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII E&P 99,00% 99,00% 174 (74) Brasil Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda Gas & Energía 100,00% 100,00% 92 10 Brasil Cordoba Financial Services GmbH (i) Corporativo 100,00% 100,00% 53 (7) Áustria Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro Corporativo 99,95% 99,95% 34 3 Brasil Downstream Participações Ltda. Corporativo 99,99% 100,00% (2) − Brasil Operaciones conjuntas Fábrica Carioca de Catalizadores S.A. - FCC Abastecimiento 50,00% 50,00% 251 47 Brasil Ibiritermo S.A. Gas & Energía 50,00% 50,00% 157 39 Brasil Empresas no consolidadas Negocios conjuntos Logum Logística S.A. Abastecimiento 20,00% 20,00% 335 (147) Brasil Cia Energética Manauara S.A. Gas & Energía 40,00% 40,00% 139 3 Brasil Petrocoque S.A. Indústria e Comércio Abastecimiento 50,00% 50,00% 134 32 Brasil Brentech Energia S.A. Gas & Energía 30,00% 30,00% 75 35 Brasil Brasympe Energia S.A. Gas & Energía 20,00% 20,00% 75 (3) Brasil Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. Abastecimiento 33,20% 50,00% 67 (3) Brasil METANOR S.A. - Metanol do Nordeste Abastecimiento 34,54% 34,54% 53 4 Brasil Eólica Mangue Seco 4 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 49,00% 49,00% 41 − Brasil Eólica Mangue Seco 3 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 49,00% 49,00% 39 − Brasil Eólica Mangue Seco 2 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 51,00% 51,00% 36 − Brasil Eólica Mangue Seco 1 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 49,00% 49,00% 35 (2) Brasil Companhia de Coque Calcinado de Petróleo S.A. - COQUEPAR Abastecimiento 45,00% 45,00% 11 (31) Brasil Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS Biocombustibles 50,00% 50,00% − (63) Brasil GNL do Nordeste Ltda. Gas & Energía 50,00% 50,00% - - Brasil Asociadas Error Fundo de Investimento em Participações de Sondas E&P 4,59% 4,59% 7.893 117 Brasil Sete Brasil Participações S.A. E&P 5,00% 5,00% 7.659 941 Brasil Braskem S.A. Abastecimiento 36,20% 47,03% 6.039 864 Brasil UEG Araucária Ltda. Gas & Energía 20,00% 20,00% 983 472 Brasil Deten Química S.A. Abastecimiento 27,88% 27,88% 326 59 Brasil Energética SUAPE II Gas & Energía 20,00% 20,00% 218 72 Brasil Termoelétrica Potiguar S.A. - TEP Gas & Energía 20,00% 20,00% 71 (13) Brasil Nitroclor Ltda. Abastecimiento 38,80% 38,80% 1 − Brasil Bioenergética Britarumã S.A. Gas & Energía 30,00% 30,00% − − Brasil (i) Empresas con sede en el exterior con los estados financieros preparados en moneda extranjera. (ii) Participación del 11,88% de 5283 Participações Ltda.


47

11.2. Evolución de los cambio en las inversiones (Controlante)

Saldo al

31.12.2013

Adquisición y contribución

de capital Transacciones

de capital

Reorganizaciones,

reducción de capital y

otros

Resultados de participación

en inversiones

(**)

Otros resultados

incluyentes

Dividendos y interés sobre

el capital próprio

Saldo al 31.12.2014

Subsidiarias y controladas PNBV 29.371 − 1 − 2.612 4.706 − 36.690 Petrobras Distribuidora - BR 11.919 − − − 910 (553) (352) 11.924 TAG (*) − − (1.388) 7.426 1.501 (926) (123) 6.490 Transpetro 4.595 − − − 703 4 (564) 4.738 PB-LOG 3.351 − − − 350 − (303) 3.398 Gaspetro 10.632 − − (7.973) 1.492 − (1.558) 2.593 PBIO 2.121 362 − − (266) (8) − 2.209 PIB BV 3.355 − 19 (694) (1.382) (115) − 1.183 Citepe 2.492 1.205 − − (2.648) − − 1.049 Liquigás 969 − − − 50 10 (12) 1.017 Termomacaé Ltda. 747 − − − 187 − (121) 813 Araucária Nitrogenados 789 158 − − (186) − − 761 PetroquímicaSuape 1.460 527 − − (1.237) − − 750 Breitener 475 − − − 90 − − 565 PBEN 301 − − − 248 − (117) 432 Termobahia 429 − (95) − 64 − − 398 Arembepe 316 − − − 106 − (41) 381 CLEP 1.530 − − (1.107) 64 − (487) − Termoaçu 666 − − (683) 17 − − − Termoceará 334 − − (310) 8 − (32) − Otras controladas 1.160 − (13) (527) 384 (24) (88) 892 Operaciones conjuntas 218 − − − 44 − (57) 205 Negocios conjuntos 388 378 − (348) (61) − (22) 335 Asociadas Braskem 5.157 − − − 291 (653) (251) 4.544 Otras asociadas 695 359 (2) (99) 187 17 (66) 1.091

Subsidiarias, controladas, operaciones / negocios conjuntos y asociadas 83.470 2.989 (1.478) (4.315) 3.528 2.458 (4.194) 82.458 Otras inversiones 27 − − (4) − − − 23 Total de inversiones 83.497 2.989 (1.478) (4.319) 3.528 2.458 (4.194) 82.481

Provisión para pérdidas en subsidiarias 22 87 Resultado de empresas clasificadas como mantenidas para la venta 180 − Resultado en inversiones y otros resultados integrales 3.730 2.545

(*) A partir del segundo trimestre de 2014, TAG no es más controlada por Gaspetro, pasando a una filial directa de Petrobras. (**) Incluye las ganancias no realizadas por transacciones entre empresas.

11.3. Inversiones (Consolidado)

Inversiones medidas usando método de la participación 2014 2013 2014 2013 Braskem S.A. 4.544 5.157 291 146 Petrobras Oil & Gas B.V. - PO&G 4.554 3.999 261 494 Guarani S.A. 1.377 1.194 (50) (27) Distribuidoras de Gas Natural de los Estados 904 1.248 251 276 Nova Fronteira Bioenergia S.A. 433 399 34 (13) Petrowayu S.A. 361 433 (129) (3) Petroritupano S.A. 297 464 (226) (82) Otras Participadas del Sector Petroquímico 174 196 4 26 UEG Araucária Ltda 194 138 94 7 Petrokariña S.A. 119 155 (56) (22) Transierra S.A. − 159 16 11 Otras empresas 2.280 2.021 (39) 282

15.237 15.563 451 1.095 Otras inversiones 45 52 − −

15.282 15.615 451 1.095


48

11.4. Inversiones en empresas con acciones negociadas en las bolsas

Lote de mil acciones

Cotización en la bolsa de valores

(R$ por acción) Valor de mercado

Empresa 2014 2013 Tipo 2014 2013 2014 2013

Petrobras Argentina S.A. 1.356.792 1.356.792 Ordinaria 1,72 1,87 2.334 2.537 2.334 2.537

Asociada Braskem S.A. 212.427 212.427 Ordinaria 10,80 16,50 2.294 3.505 Braskem S.A. 75.793 75.793 Preferida A 17,50 21,00 1.326 1.592 3.620 5.097

El valor de mercado de esas acciones no refleja, necesariamente, el valor de realización en la venta de un lote representativo de acciones.

Braskem SA - Inversión en asociada con acciones negociadas en las bolsas de valores:

Las hipótesis clave utilizadas en las proyecciones de flujo de caja para determinar el valor en uso de Braskem están presentadas en la nota explicativa 14.2.

11.5. Accionistas no controlantes

La participación total de los accionistas no controladores en el patrimonio de la Compañía es de R$ 1.874, de los cuales R$ 1.286 son atribuibles a los accionistas no controlantes de PESA – Petrobras Argentina S. A.. As continuación están presentadas sus informaciones contables resumidas:

Petrobras Argentina 2014 2013

Activo corriente 2.678 2.295 Activos a largo plazo 220 407 Propriedades, planta y equipo 3.598 3.438 Otros activos corrientes 1.092 1.490

7.588 7.630

Pasivo corriente 1.830 1.447 Pasivos no corrientes 1.840 1.954 Patrimonio neto 3.918 4.229

7.588 7.630

Ingresos operacionales netos 342 547 Ganancia neta del ejercicio 102 299 Variación neta en efectivo y equivalentes al efectivo 277 (86)

Petrobras Argentina S.A. es una empresa integrada de energía con operaciones principales en Argentina, y una subsidiaria indirecta de Petrobras, a través de PIBBV, que posee el 67,19% de participación en esta compañía.

11.6. Información financiera resumida de los negocios conjuntos y asociadas

La Compañía invierte en negocios conjuntos y asociadas en Brasil y en el exterior, cuyas actividades están relacionadas a empresas petroquímicas, distribuidoras de gas, biocombustibles, termoeléctricas, refinerías y otras. Las informaciones financieras resumidas son las siguientes:


49

2014 Negocios conjuntos Asociadas

En Brasil En el exterior En Brasil En el exterior

Activo corriente 3.916 3.579 28.423 5.953 Activo no corriente 1.163 105 7.158 558 Propiedades, planta y equipo 4.244 8.006 32.423 9.561 Otros activos no corrientes 2.000 47 11.534 212

11.323 11.737 79.538 16.284

Pasivo corriente 4.890 1.336 18.050 9.250 Pasivo no corriente 1.945 3.819 35.659 2.635 Patrimonio neto 4.464 6.184 25.974 4.399 Participación de los accionistas no controlantes 24 398 (145) −

11.323 11.737 79.538 16.284

Ingresos operativos netos 13.140 5.863 53.050 444 Ganancia neta del ejercicio 339 592 1.811 779 Porcentaje de participación - % 20 a 83% 34 a 50% 5 a 49% 11 a 49%

2013

Negocios conjuntos Asociadas

En Brasil En el exterior En Brasil En el exterior

Activo corriente 3.756 3.159 22.669 6.439

Activo no corriente 1.944 190 7.268 123

Propiedades, planta y equipo 3.839 6.744 30.784 6.520

Otros activos no corrientes 2.186 118 6.899 166

11.725 10.211 67.620 13.248

Pasivo corriente 4.060 1.159 15.812 6.001

Pasivo no corriente 2.395 3.379 32.477 2.424

Patrimonio neto 5.248 5.314 19.186 4.823

Participación de los accionistas no controlantes 22 359 145 −

11.725 10.211 67.620 13.248

Ingresos operativos netos 12.181 3.865 46.092 200

Ganancia neta del ejercicio 549 1.093 2.591 694

Porcentaje de participación - % 20 a 83% 34 a 50% 5 a 49% 11 a 49%


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12. Propiedad, planta y equipo

12.1. Por tipo de activos


Terrenos, edificaciones

y mejoras Equipos y

otros bienes

Activos en construcción

(*)

Gastos c/exploración

y desarrollo. Producción

de petróleo y gas (campos

productores) Total Total Saldo al 01 de enero de 2013 16.684 166.972 166.878 68.182 418.716 279.824

Adiciones 148 3.870 78.156 1.408 83.582 62.974 Reconocimiento / revisión de los costos de desmantelamiento de áreas − − − (1.431) (1.431) (1.958) Intereses capitalizados − − 8.474 − 8.474 6.514 Combinación de negocios 39 70 36 − 145 − Bajas (9) (261) (5.285) (55) (5.610) (4.550) Transferencias (***) 2.605 51.603 (64.706) 58.516 48.018 80.642 Depreciación, amortización y agotamiento (1.115) (16.241) − (10.643) (27.999) (21.028) “Impairment” - constitución (****) − (26) (13) (193) (232) (119) “Impairment” - reversión (****) − 112 − 165 277 268 Ajuste acumulado de conversión 79 5.682 3.300 879 9.940 −

Saldo al 31 de diciembre de 2013 18.431 211.781 186.840 116.828 533.880 402.567

Costo 25.134 312.427 186.840 180.654 705.055 531.928 Depreciación, amortización y agotamiento acumulado (6.703) (100.646) − (63.826) (171.175) (129.361)


Adiciones 71 4.826 71.410 1.394 77.701 59.820 Reconocimiento / revisión de los costos de desmantelamiento de áreas − − − 5.096 5.096 5.316 Intereses capitalizados − − 8.431 − 8.431 7.793 Bajas (23) (132) (9.303) (464) (9.922) (9.007) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente (85) (2.842) (2.643) (222) (5.792) (4.425) Transferencias (***) 6.517 59.923 (86.189) 54.501 34.752 31.921 Depreciación, amortización y agotamiento (1.252) (17.409) − (11.500) (30.161) (22.081) “Impairment” - constitución (****) (2.370) (3.682) (30.997) (7.540) (44.589) (34.762) “Impairment” - reversión (****) − 45 − 7 52 8 Ajuste acumulado de conversión 52 7.787 3.078 625 11.542 −


Costo 29.160 377.259 140.627 233.808 780.854 586.684 Depreciación, amortización y agotamiento acumulado (7.819) (116.962) − (75.083) (199.864) (149.534)


Tiempo de vida útil promedio ponderado en años 40

(25 a 50) (excepto

terrenos)

20 (3 a 31)

(**)

Método de la unidad

producida (*) Nota explicativa 29 presenta activos en construcción por área de negocio. (**) Incluye los activos de exploración y producción que se deprecian por el método de unidades producidas. (***) Incluye el monto de R$ 24.419 (R$ 50.389 en 2013), reclasificado de Activos Intangibles para Propiedad, planta y equipo, como consecuencia de la declaración de comercialidad de areas vinculadas al Contrato de Cesión Onerosa (nota 12.3). (****) Reconocido en el resultado.

Al 31 de diciembre de 2014, las propiedades, planta y equipo del Consolidado y de la Controlante incluye bienes provenientes de contratos de arrendamiento que transfieren los beneficios, riesgos y controles por el monto de R$ 192 y de R$ 8,979, respectivamente (R$ 202 y R$ 10.738 al 31 de diciembre de 2013).


51

12.2. Apertura por tiempo de vida útil estimada – Consolidado

Edificaciones y mejoras, equipos y otros

bienes

Vida útil estimada Costo Depreciación

acumulada Saldo al 2014

hasta 5 años 12.043 (7.601) 4.442 6 - 10 años 28.944 (14.020) 14.924 11 - 15 años 2.774 (1.290) 1.484 16 - 20 años 125.439 (32.779) 92.660 21 - 25 años 53.023 (17.573) 35.450 25 - 30 años 60.368 (10.882) 49.486 30 años o más 66.552 (13.627) 52.925 Método de la Unidad Producida 55.666 (27.009) 28.657

404.809 (124.781) 280.028

Edificaciones y mejoras 27.550 (7.819) 19.731 Equipos y otros bienes 377.259 (116.962) 260.297 .

La vida útil estimada de los equipos y otros bienes fue revisada en 2014, basado en informes elaborados por evaluadores internos.

12.3. Derecho de exploración de petróleo - Cesión onerosa

El Contrato de Cesión Onerosa, firmado en 2010 entre Petrobras, el Gobierno Federal (cedente) y la Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP (reguladora e inspectora), otorga a la Compañía el derecho de ejercer actividades de investigación y extracción de petróleo, de gas natural y de otros hidrocarburos fluidos localizados en bloques en el área del Pre-Sal (Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Entorno de Iara, Sul de Guará y Sul de Tupi), limitado a la producción de cinco mil millones de barriles equivalentes de petróleo en un período máximo de 40 (cuarenta) años, renovables por 05 (cinco) bajo ciertas condiciones.

El 29 de diciembre de 2014, la Compañía presentó a ANP la última declaración de comercialidad del Bloque en Entorno de Iara y, por lo tanto, puso fin a la fase exploratoria del Contrato de Cesión Onerosa.

El Acuerdo establece que, inmediatamente después de la declaración de comercialidad de cada área, se iniciará el proceso formal de revisión, teniendo en cuenta los informes técnicos independientes. La revisión del contrato se inició en enero de 2014, después de las dos primeras declaraciones de comercialidad en Franco y Sul de Tupi y, después de la última declaración de comercialidad, abarca desde enero de 2015 todas las áreas. La conclusión de la revisión del Contrato de Cesión Onerosa ocurrirá después de la revisión de todas las áreas, no habiendo establecida una fecha para su finalización.

Para esta revisión, están siendo considerados los gastos ya realizados hasta la fecha en las áreas, y las previsiones de costo y producción estimadas cuando fueron elaborados los informes técnicos independientes. Como resultado de esta etapa, podrán ser revisados: (i) los compromisos de Contenido Local; (ii) el volumen total de barriles asignados a este contrato; y (iii) el importe pago por este contrato.

Caso la revisión determine que los derechos adquiridos alcanzan un valor mayor que el inicialmente pago, la Compañía podrá pagar la diferencia al Gobierno Federal o reducir proporcionalmente el volumen total de barriles adquiridos de acuerdo con los términos del contrato. Si la revisión determinar que los derechos adquiridos resultan en un valor menor que el inicialmente pago por la Compañía, el Gobierno Federal reembolsará la diferencia, en moneda corriente o en títulos, de acuerdo con las leyes presupuestarias.


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La Compañía efectuará los respectivos ajustes en los precios de adquisición cuando los efectos de la referida revisión se conviertan en probables y mensurables.

El cierre de la fase exploratoria del Contrato de Cesión Onerosa también causó, en el año 2014, la reclasificación de los importes pagos para adquirir los bloques Florim (actual Itapu), Sul de Guará (actual Sul de Sapinhoá) Entorno de Iara (actual Norte de Berbigão, Sul de Berbigão, Norte de Sururu, Sul de Sururu y Atapu) y Nordeste de Tupi (actual Sépia) de Activos Intangibles para Propiedad, Planta y Equipo, en el monto de R$ 24.419. En el año 2013 hubo una reclasificación relacionada con el bloque Franco (actual campo de Búzios) y Sul de Tupi (actual Campo de Lula), por el valor de R$ 50.389.

Así, el 31 de diciembre de 2014, Propiedad, Planta y Equipo de la Compañía incluye el valor de R$ 74.808, referente a los valores pagos para adquirir los bloques del Contrato de Cesión Onerosa (R$ 50.3589, el 31 de diciembre de 2013).

El Contrato también prevé un programa exploratorio obligatorio para cada uno de los bloques y compromisos mínimos de adquisición de bienes y servicios de proveedores brasileños en las fases de exploración y desarrollo de la producción, que deberán ser comprobados junto a la ANP. En caso de incumplimiento, ANP podrá aplicar sanciones administrativas y pecuniarias, en conformidad con lo previsto en el contrato.

Los resultados obtenidos hasta el momento vienen confirmando las expectativas sobre el potencial de producción de las áreas y Petrobras continuará las actividades e inversiones previstas en el contrato.

12.4. Refinerías Premium I e II

El 22 de enero de 2015, la Compañía decidió poner fin a los proyectos de inversión para la implementación de las refinerías Premium I y Premium II.

Teniendo en cuenta las tasas de crecimiento previstas para los mercados nacionales y extranjeros de derivados y la falta de socio económico para la implementación, condición establecida en el Plan de Negocios y Gestión de la Compañía, PNG 2014-2018, la Compañía entiende que debe cerrar estos proyectos de implementación.

El cierre de estos dos proyectos generó una pérdida de R$ 2.825 reconocida en otros gastos netos.

13. Activos Intangibles

13.1. Por tipo de activos

Consolidado Controlante Softwares

Derechos y

concesiones Adquiridos Desarrollados Internamente Plusvalía c Total Total

Saldo al 01 de enero de 2013 78.702 386 1.178 941 81.207 77.349

Adiciones 6.665 72 278 − 7.015 6.862 Intereses capitalizados − − 26 − 26 26 Bajas (171) (3) (7) − (181) (138) Transferencias (**) (50.467) (30) (26) (39) (50.562) (50.474) Amortización (82) (99) (287) − (468) (336) "Impairment" - constitución (1.139) − − − (1.139) − Ajuste acumulado de conversión 182 6 − 35 223 −

Saldo al 31 de diciembre de 2013 33.690 332 1.162 937 36.121 33.289

Costo 34.680 1.423 3.379 937 40.419 36.118 Amortización acumulada (990) (1.091) (2.217) − (4.298) (2.829)


Adiciones 214 94 279 − 587 478 Intereses capitalizados − − 19 − 19 19 Bajas (219) (11) (23) − (253) (229) Transferencias (**) (24.164) 18 22 (3) (24.127) (24.057)


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Amortización (84) (120) (312) − (516) (392) "Impairment" - constitución (21) (1) − − (22) − “Impairment” - reversión 15 − − − 15 − Ajuste acumulado de conversión 111 3 1 37 152 −


Costo 10.633 1.536 3.403 971 16.543 12.051 Amortización acumulada (1.091) (1.221) (2.255) − (4.567) (2.943)


Tiempo de vida útil estimado - años (*) 5 5 Indefinida (*) Consiste, principalmente, para los activos con vida útil indefinida. La evaluación de la vida útil indefinida es revisado anualmente para determinar si sigue siendo justificable. (**)

Incluye el monto de R$ 24,419 (R$ 50,389 en 2013), reclasificado de Activos Intangibles para Propiedad, planta y equipo, como consecuencia de la declaración de comercialidad vinculado al Contrato de Cesión Onerosa (nota 12.3).

El 31 de diciembre de 2013, los activos intangibles de la Compañía incluyen el valor de R$ 24.419, vinculado al Contrato de Cesión Onerosa. Con la declaración de comercialidad de los bloques restantes y el consiguiente cierre de la fase de exploración, esta cantidad fue reclasificada de los activos intangibles a propiedad, planta y equipo, como se describe en la Nota 12.3.

13.2. Devolución a la ANP de áreas en la fase de exploración

En el ejercicio del 2014, los derechos sobre los bloques exploratorios devueltos a la ANP totalizaron R$ 195 (R$ 131 en 2013) y son los siguientes: Area Fase exploratoria

Exclusivo Sociedad

Cuenca de Campos 5 − Cuenca de Santos 3 3 Cuenca del Solimões 2 − Cuenca de Espírito Santo 1 2 Cuenca Reconcavo 1 1 Cuenca Potiguar 1 − Cuenca de Jequitinhonha 1 − Cuenca Camamu Almada − 1 Cuenca Para - Maranhão − 3 Cuenca del Parnaíba − 1

13.3. Devolución a ANP de campos de petróleo e gas natural, operados por Petrobras

Durante el año 2014, los siguientes campos fueron devueltos a la Agência Nacional del Petróleo - ANP: Cação, Carapiá, Moréia, Caravela, Cavalo Marinho, Estrela do Mar, Tubarão, Rio Mariricu, Rio Mariricu Sul, Lagoa Parda Sul, Urutau , Iraúna y Mosquito Norte.

13.4. Derecho de explotación del petróleo – Producción Compartida

El 2 de diciembre de 2013, después de una subasta pública celebrada el 21 de octubre de 2013, el Consorcio Libra, compuesta por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), Petrochina (10%) y CNOOC (10%), celebraron un contrato de producción compartida con el Gobierno Federal de Brasil, a través de la ANP y Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A.- Pré-Sal Petróleo (PPSA).

Según el contrato, se les concedió el consorcio derechos y obligaciones para operar y explotar una zona estratégica del pre-sal conocida como bloque de Libra, ubicado en aguas ultra profundas de la Cuenca de Santos. Este fue el primer contrato de producción compartida de petróleo y gas celebrado en Brasil, con un plazo de 35 años y no está sujeto a renovación.


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Una prima por firma en el valor de R$ 15.000 fue paga en una cuota única, siendo pago por la Compañía el monto de R$ 6.000, por su participación en el consorcio, registrada como Derechos y Concesiones.

13.5. Concesión de servicios de distribución de gas natural canalizado

El 31 de diciembre de 2014, el intangible incluye contratos de concesión de distribución de gas natural canalizado en Brasil por un total de R$ 558, con plazos de vencimientos entre 2029 y 2043, que pueden ser prorrogados. Las concesiones prevén la distribución para los sectores industrial, residencial, comercial, vehicular, climatización, transportes y otros.

La remuneración por la prestación de los servicios consiste, básicamente, en la combinación de costos y gastos operativos y remuneración del capital invertido. Las tarifas cobradas por el volumen de gas distribuido están sujetas a reajustes y revisiones periódicas con el órgano regulador estatal.

Al final de las concesiones, los contratos prevén indemnización a la Compañía de las inversiones vinculadas a bienes reversibles, conforme estudios, evaluaciones y liquidaciones que serán realizadas con el objetivo de determinar el valor.

14. Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment)

14.1. Propiedad, Planta y Equipo y intangible

En la evaluación de recuperabilidad de sus activos de propiedad, planta y equipo y de activos intangibles, la Compañía prioriza la utilización del valor en uso de los activos (individualmente o agrupados en unidades generadoras de efectivo – UGEs) a partir de proyecciones que consideran: (i) la vida útil estimada del activo o del conjunto de activos que componen la UGE; (ii) premisas y presupuestos aprobados por la Administración de la Compañía para el período correspondiente al ciclo de vida esperado, debido a las características de los negocios; y (iii) tasa de descuento antes de los impuestos, que deriva de la metodología de cálculo del costo medio ponderado de capital (weighted average cost of capital - WACC) después del impuesto. La definición de Unidades Generadoras de Efectivo (UGE) está descrita en la nota 5.2.

Las principales estimaciones utilizadas en las proyecciones de flujo de efectivo para determinar el valor de uso de las UGEs fueron: (i) tasa de cambio promedio estimada de R$ 2,85 para US$ 1 en 2015 y 2016 (convergiendo para R$ 2,61 a largo plazo); y (ii) precio del Brent de US$ 52 en 2015, llegando a US$ 85 en el largo plazo.

14.1.1. Cambios en activos totales que comprenden unidades generadoras de efectivo

Como en la nota 5.2, la Compañía excluyó 2 activos de la Unidad Generadora de Efectivo de Companhia del Abastecimiento, que son: (i) Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) y (ii) Segundo conjunto de Refinaria Abreu e Lima (RNEST); y un activo de Unidades Generadoras de Efectivo de Gas Natural: Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN III).

a) UGE Abastecimiento

La Compañía incorporó en una unidad generadora de efectivo llamado UGE Abastecimiento, todo el conjunto de sus refinerías, sus terminales y oleoductos, así como sus activos logísticos operados por Transpetro, ubicados en Brasil.


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Sin embargo, durante el trimestre finalizado el 31 de diciembre de 2014, nuevas circunstancias llevaron la administración de la Compañía a reevaluar algunos de sus proyectos en curso. A través de este proceso, la Compañía decidió posponer, por un período prolongado, los siguientes proyectos: (i) Complexo Petroquímico de Rio de Janeiro (Comperj); y (ii) segundo conjunto de refinación de la Refinería Abreu e Lima (RNEST). Como resultado, el 31 de diciembre de 2014, los activos en construcción de estos proyectos ya no pertenecen a la UGE Abastecimiento y comenzaron a ser testados individualmente. Tales circunstancias incluyen: i) reducción de los ingresos operativos esperados en el futuro, debido al declive de los precios de petróleo en el mercado internacional; ii) la depreciación del real, lo que aumenta la necesidad de efectivo para cumplir con el servicio de sus deudas en moneda extranjera a corto plazo; iii) dificultades de acceso a los mercados de capitales; y iv) insolvencia de contratistas y proveedores, con carencia en el mercado de proveedores calificados disponibles (como resultado de las investigaciones de la “Operación Lava Jato” o por otras razones).

Comperj está diseñado para ampliar la capacidad de refinación de Petrobras, con una capacidad de procesamiento de 165 mil barriles de petróleo por día. Así, el objetivo es satisfacer la creciente demanda de productos derivados del petróleo en Brasil, tales como diesel, nafta, queroseno de aviación (QAV), coque, GLP (gas de cocina) y oleo combustible.

El RNEST está diseñada para procesar 230 mil barriles de petróleo por día, con una capacidad de producción de 70% de este volumen en diesel, y ampliable a 260 mil barriles de petróleo por día a través del Programa de elevación de intermedio y gasolina (Programa de Elevação de Médios e Gasolina - Promega). El proceso de refinación comprende dos conjuntos de producción idénticos con una capacidad de 115 mil barriles cada uno. Cada conjunto tiene unidades de destilación atmosférica, la coquización retardada, hidrotratamiento de diesel y nafta, la generación de hidrógeno, tratamiento de amoníaco, tratamiento de agua ácida y la regeneración cáustica, así como la auxiliar.

La Compañía considera que la aplazamiento de estos proyectos durante un período prolongado corresponde a un evento significativo que justifica la retirada de Comperj y del segundo conjunto de refinación de RNEST de la UGE Abastecimiento, para que los mismos tengan sus respectivas recuperabilidades testadas en separado. En la opinión de Petrobras, no sería apropiado para mantener la UGE Abastecimiento sin cambios durante un período prolongado basado exclusivamente en expectativas de la Administración en cuanto a la utilización futura esperada de estos activos, sin la continuación de las obras para apoyar estas expectativas.

b) UGE Gas Natural

La Compañía incorporó en una unidad generadora de efectivo llamado UGE Gas Natural, el conjunto de los activos que componen la malla comercial del gas natural (oleoductos), unidades de procesamiento de gas natural (UPGN) y ajuste y activos de fertilizantes de nitrógeno (plantas de fabricación), ubicadas en Brasil.

Sin embargo, durante el trimestre terminado en diciembre 31 de 2014, después de la interrupción de las obras de nitrógeno de fertilizantes Unidad III (MS), la Compañía rescindió el contrato debido a los malos resultados del Consorcio UFN III. A raíz de esta huelga, la Compañía decidió reevaluar su calendario de aplicación, posponiendo las acciones necesarias a la nueva contratación de la empresa la aplicación del ámbito restante, siempre que las medidas de conservación del efectivo de la Compañía. Como resultado de ello, los activos en construcción de este proyecto ya no pertenecen a la UGE de Gas Natural, el 31 de diciembre 2014, pasando a ser testado individualmente.

La UFN III tendrá la capacidad de producir anualmente 1,2 millón de toneladas de urea y 70 mil toneladas de amoniaco, que tienen preferiblemente los mercados de Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Goiás, São Paulo y Paraná.


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14.1.2. Evaluaciones de recuperabilidad de los activos (propiedad, planta y equipo y activos intangibles)

El 31 de diciembre de 2014, la Compañía identificó la necesidad de evaluaciones de recuperabilidad o reversión de la devaluación de determinados activos y unidades generadoras de efectivo. Las pérdidas y reversiones que surgen de las pruebas realizadas fueron reconocidas en el resultado del ejercicio. Los resultados de los testes son presentados a continuación:

Consolidado

Activo o UGE, por la naturaleza Valor

contable neto Valor

Recuperable

Pérdida por devaluación

(*) (**) Área de Negocio Comentarios

Campos de producción de petróleo y gas en Brasil (Varios UCEs) 17.067 12.918 4.149 E&P - Brasil Vea punto (a) Equipos relacionados a la actividad de producción del petróleo y gas y perforación de pozos 2.898 1.474 1.424 E&P - Brasil Vea punto (b) Campos de producción de petróleo y gas en el exterior 8.302 3.873 4.429 E&P - Inter. Vea punto (c) Comperj 25.820 3.987 21.833 Abastecimiento - Brasil Vea punto (d) Segundo conjunto de refinación de RNEST 16.488 7.345 9.143 Abastecimiento - Brasil Vea punto (e) Complexo Petroquímico Suape 7.563 4.585 2.978 Abastecimiento - Brasil Vea punto (f) Araucária 927 667 260 Gas y Energía Vea punto (g) Refinería Nansei Sekiyu K.K. 343 − 343 Abastecimiento - Inter. Vea punto (e) Otros 71 86 (15)

Total 79.479 34.935 44.544

(*) Provisión y reversión de impairment. (**) Excluye perda por devaluación de activos mantenidos para la venta de R$ 92.

a) Campos de producción de petróleo y gas en Brasil

En nuestras valoraciones de los activos vinculados a los campos de petróleo y gas que produce en Brasil bajo el régimen de concesión, dieron como resultado el reconocimiento de las pérdidas por deterioro en el valor de R$ 4.149. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la compañia; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 7,2% anual (6,1% por año en 2013), que se deriva de la metodología WACC para el sector de Exploración y Producción. Estas pérdidas están relacionadas principalmente con el campo Frade, Pirapitanga, Tambuatá, Carapicu y Piracucá, que viene de revisión de los supuestos y la reciente caída en los precios del petróleo en el mercado internacional.

b) Equipos relacionados a la actividad de producción del petróleo y gas y perforación de pozos en Brasil

En nuestra evaluación de los activos que operan en la perforación y producción de los activos, que no están directamente vinculados a los campos de producción de petróleo y gas, las pérdidas por la devaluación fueron R$ 1.424. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la empresa; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 8% anual (6,6% por año en 2013), que se deriva de la metodología WACC para equipos y servicios del sector de petróleo y el gas. Estas pérdidas fueron reconocidos debido principalmente a futuros ociosidad dos plataformas de perforación y desmovilización de dos plataformas de campos no asignados en 31 de diciembre 2014.


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c) Campos de producción de petróleo y gas en el exterior

Pruebas de reducciones por deterioro, los campos de petróleo y gas en el exterior, que se presentan como activos en el segmento de Exploración y Producción en el área internacional, dieron como resultado el reconocimiento de la pérdida por deterioro en el valor de R$ 4.429. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y los presupuestos de la empresa; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 5,4% a 11,2% anual (5,1% a 10,9% anual en 2013), que se deriva de la metodología WACC para el sector de Exploración y Producción, teniendo en cuenta el país de operación. La pérdida está relacionada principalmente con los Campos de producción de petróleo y gas de Cascade y Chinook, R$ 4.162, que se encuentra en los Estados Unidos, debido a la revisión de la premisas de precio debido a la reciente caída de los precios de los precios del petróleo en el mercado internacional.

d) Comperj

Nuestra evaluación de activos de refinación de Comperj resultaró en el reconocimiento de pérdidas por deterioro en el valor de R$ 21.833. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la compañía; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 7% anual (5,8% anual en 2013, cuando testado en la UGE Abastecimiento), que deriva de la metodología WACC para el sector de refinación. Estas pérdidas se debieron principalmente a: (i) problemas en la planificación de proyectos; ii) uso de tasa de descuento considerando la inclusión de una prima de riesgo específica para los proyectos postergados; (iii) aplazamiento de la expectativa de entrada de efectivo debido a la postergación del proyecto; y (iv) la coyuntura actual de menor crecimiento económico.

e) Segundo conjunto de refinación de RNEST

Nuestra evaluación de los activos de refinación del segundo conjunto de RNEST resultó en el reconocimiento de pérdidas por deterioro en el valor de R$ 9.143. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la compañía; y tasa de descuento después de impuestos en moneda constante del 7% anual (5,8% anual en 2013, cuando testado en la UGE Abastecimiento), que deriva de la metodología WACC para el sector de refinación. Estas pérdidas se debieron principalmente a: (i) problemas en la planificación de proyectos; ii) uso de tasa de descuento considerando la inclusión de una prima de riesgo específica para los proyectos postergados; (iii) aplazamiento de la expectativa de entrada de efectivo debido a la postergación del proyecto; y (iv) la coyuntura actual de menor crecimiento económico.

f) Complexo Petroquímico Suape:

La evaluación de recuperabilidad de los activos de la Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco SA - CITEPE y la Companhia Petroquímica de Pernambuco SA - Petroquímica Suape, generó una provisión de pérdida de R$ 2.978. Los flujos de efectivo futuros consideraron: proyección de 30 años, con perpetuidad sin crecimiento; premisas y presupuesto de las compañías; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante del 6,2% anual (5,4% por año en 2013), que se deriva de la metodología WACC para la industria petroquímica. Este resultado se debe principalmente a la revisión de las previsiones del mercado y las hipótesis de precios, que se han actualizado debido al nivel de la actividad económica y la reducción de los spreads en este sector en el mercado internacional, así como los cambios en el ámbito tributario.

g) Araucária Nitrogenados S.A.

La evaluación de la recuperabilidad de los activos de Araucária Nitrogenados S.A. generó una pérdida de R$ 260. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la compaña; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante del 6,1% anual (5,9% por año en 2013) que se deriva de la metodología WACC para la industria de Fertilizantes. Este resultado fue motivado por aspectos operativos que requieren nuevas inversiones en el período de 2014.


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h) Refinería Nansei Sekiyu K.K.

Las evaluaciones de recuperabilidad de los activos del segmento de abastecimiento del área internacional dieron como resultado una pérdida de R$ 343, a partir de los activos de la Nansei Sekiyu K.K., en Japón, debido a la decisión de cierre de las actividades de refinación en Japón.

14.2. Inversiones en asociadas y negocios conjuntos (incluyendo plusvalía)

En las evaluaciones de recuperabilidad de las Inversiones en asociadas y negocios conjuntos, incluyendo plusvalía, se utilizó el método del valor en uso a partir de proyecciones que consideraron: horizonte de proyección del intervalo de 5 a 12 años, con perpetuidad sin crecimiento; premisas y presupuestos aprobados por la administración de la compañía; y tasa de descuento antes de los impuestos, que deriva de la metodología de cálculo del WACC o CAPM, conforme metodología de aplicación.

A continuación se presentan las principales inversiones en asociadas y negocios conjuntos el 31 de diciembre de 2014, que contemplan plusvalía:

Inversiones Segmento

Tasa de descuento

después de impuesto (moneda

constante p.a.) (*) Valor de uso Valor contable

Braskem Abastecimiento 9,7% a 10,1% 8.844 4.544 Distribuidores Estaduales de Gas Natural Gas & Energía 4,8% 3.388 904 Guarani S.A. Biocombustibles 7,3% 2.258 1.377 (*) Tasa de descuento después de impuesto de 2013 (moneda constante p.a.) de 8,9% a 9,6% para Braskem; 4,1% para los Distribuidores Estaduales de Gás Natural; y 5,9% para Guarani.

14.2.1. Inversión en asociada con acciones negociadas en las bolsas de valores (Braskem SA):

Braskem es una empresa pública cuyas acciones se cotizan en las bolsas de Brasil y del exterior. Con base en las cotizaciones de mercado en Brasil, el 31 de diciembre de 2014, la participación de Petrobras en las acciones ordinarias (un 47% del total) y en las acciones preferidas (un 22% del total) de Braskem, fue evaluada en R$ 3.620, conforme descrito en la nota explicativa 11.4. Sin embargo, solamente un 3% de las acciones ordinarias de esta investida son de titularidad de no signatarios del Acuerdo de Accionistas y su negociación es extremamente limitada.

Dadas las relaciones operativas entre Petrobras y Braskem, el teste de recuperabilidad de la inversión en esta asociada fue realizado con base en su valor en uso, proporcional a la participación de la Compañía en el valor presente de los flujos de efectivo futuros estimados de Braskem, representando flujos futuros de dividendos y otras distribuciones de la investida. Las evaluaciones de recuperabilidad no indicaron existencia de pérdida por impairment.

Las hipótesis clave en las cuales nos basamos para nuestras proyecciones de flujo de efectivo para determinar el valor en uso de Braskem son los siguientes: i) tasa de cambio estimada en un promedio de R$ 2,85 para US$ 1,00 en 2015 y 2016 (convergiendo a R$2,61 en el largo plazo); ii) el precio del Brent de US$ 52 en 2015, llegando a US$ 85,00 en el largo plazo; iii) proyecciones de precios de materia prima y petroquímicos reflejando tendencias internacionales; iv) crecimiento de las ventas de productos petroquímicos, estimada con base en el crecimiento proyectado para el GDP (Brasil y global); y v) crecimiento del margen EBITDA siguiendo el ciclo de crecimiento de la industria petroquímica en los próximos años y su posterior declive.


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14.3. Provisión para pérdidas en inversiones

Debido a la reducción en los precios del petróleo en el mercado internacional, que afectó las operaciones de exploración y producción de las asociadas de Petrobras Argentina S.A. y del negocio conjunto Petrobras Oil & Gas B.V. (PO&G), en sus activos en África, pérdidas fueron registradas en las inversiones, de R$ 414 y R$ 224, respectivamente, reconocidas en resultados de participaciones en inversiones.

14.4. Activos clasificados como mantenidos para venta

Como resultado de la aprobación de la Administración de la Compañía para la enajenación de las sondas de perforación PI, PIII, PIV, PV y la plataforma PXIV, la evaluación de estos activos al valor razonable resultó en el reconocimiento de pérdidas por impairment en el área de Exploración y Producción, por el valor de R$ 92.

15. Actividades de exploración y evaluación de reservas de petróleo y gas

Las actividades de exploración y evaluación incluyen la búsqueda de petróleo y gas natural, empezando por obtener los derechos legales para explorar un área determinada, hasta la declaración de la viabilidad técnica y comercial de las reservas.

Los movimientos en costos capitalizados directamente asociados con pozos exploratorios y los saldos de los montos pagos para obtener derechos y concesiones para la exploración de petróleo y gas natural, ambos directamente relacionados a las actividades exploratorias en reservas no probadas, figuran en la tabla siguiente:

Consolidado Costos exploratorios reconocidos en el Activo

(*) 2014 2013

Propiedad, planta y equipo Saldo inicial 20.619 21.760 Adiciones 10.039 10.680 Bajas (3.145) (2.754)

Transferencias (9.300) (9.056) Ajustes acumulados de conversión 381 (11)

Saldo final 18.594 20.619

Activos intangibles (**) 8.085 32.516 Total de costos exploratorios capitalizados 26.679 53.135

(*) Neto de los montos capitalizados y posteriormente descargados como gastos en el mismo período. (**) Saldos que provienen de los derechos vinculados al contrato de Cesión Onerosa, como se describe en la nota explicativa 12.3.

Los costos de exploración reconocieron en los estados de resultados y los flujos de efectivo utilizados en las actividades de exploración y evaluación de petróleo y gas natural se exponen en la tabla siguiente:

Consolidado

2014 2013 Costos exploratorios reconocidos en los estados de resultados Gastos con geología y geofísica 1.972 2.069 Proyectos sin viabilidad económica (incluyendo pozos secos y bonos de firma) 5.048 4.169 Otros gastos de exploración 115 207 Total de los gastos 7.135 6.445

Efectivo utilizado en las actividades Operativas 2.087 2.275 Inversiones 11.508 18.892

Total de efectivo utilizado 13.595 21.167


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15.1. Tiempo de capitalización

El cuadro a seguir presenta los costos y el número de pozos exploratorios capitalizados por tiempo de existencia, considerando la fecha de conclusión de las actividades de perforación. Demuestra, también, el número de proyectos para los cuales los costos de pozos exploratorios estén capitalizados por plazo superior a un año:

Costos capitalizados de los pozos exploratorios por tiempo de existencia (*) Consolidado

2014 2013

Costos de pozos de exploración que han sido capitalizados durante un período hasta un año 5.377 6.016 Costos de pozos de exploración que han sido capitalizados durante un período superior a un año 13.217 14.603

Saldo final 18.594 20.619

Cantidad de proyectos que tienen costos de pozos de exploración que han sido capitalizados durante un período superior a un año 69 86

2014

Número de pozos

2013 5.213 32 2012 3.984 25 2011 1.692 15 2010 772 5 2009 y anteriores 1.556 15

Saldo final 13.217 92

(*) No incluye el costo de obtención de derechos y concesiones para la exploración de petróleo y gas natural.

De los R$ 13.217 para 69 proyectos que incluyen pozos en utilización por más de un año desde la finalización de las actividades de perforación, R$ 10.225 están relacionados con pozos en áreas en que hay actividades de perforación ya en curso o firmemente planificada para un futuro próximo y cuyo "Plan de Evaluación" fue presentado a la ANP, y cerca de R$ 2.992 fueron incurridos en costos de las actividades necesarias para evaluar las reservas y su desarrollo potencial.


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16. Proveedores


2014 2013 2014 2013 Terceros en Brasil 13.146 12.523 10.879 10.696 Terceros en el exterior 11.262 14.198 4.869 4.410 Partes relacionadas 1.516 1.201 10.827 10.855 Total en el pasivo corriente 25.924 27.922 26.575 25.961

17. Financiaciones

Los préstamos y financiaciones se destinan para el desarrollo de proyectos de producción de petróleo y gas natural, la construcción de depósitos y tuberías y la construcción y ampliación de plantas industriales, entre otros varios usos.

La Compañía tiene obligaciones relacionadas con los contratos de préstamo (covenants), entre ellos la presentación de los estados financieros dentro de 90 días para los períodos intermedios sin los auditores independientes, y 120 días para el final del año, con términos de sanación que se extienden estos períodos en 30 a 60 días, dependiendo de la financiación. La presentación de los estados financieros dentro de los plazos establecidos contractualmente es un requisito contenido en la mayoría de los contratos de préstamo y el incumplimiento puede generar un pago anticipado de la deuda.

Los cambios en los saldos a largo plazo de los préstamos son las siguientes:


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Agencia de Crédito a la Exportación

Mercado Bancario

Mercados de Capital Otros Total Total

No corriente En Brasil

Saldo inicial al 1 de enero de 2013 − 63.301 2.564 130 65.995 33.360 Ajuste acumulado de conversión − (6) − − (6) − Adiciones de financiación − 22.576 512 − 23.088 33.187 Intereses incurridos durante el período − 185 35 7 227 37 Variación monetaria y cambiaria − 3.257 117 4 3.378 679 Transferencia de largo plazo para corto plazo − (21.348) (391) (27) (21.766) (18.944) Transferencia a los pasivos asociados a activos clasificados como mantenidos para la venta − (30) − − (30) −

Saldo al 31 de diciembre de 2013 − 67.935 2.837 114 70.886 48.319

En el extranjero Saldo inicial al 1 de enero de 2013 10.310 39.816 63.412 1.285 114.823 36.911 Ajuste acumulado de conversión 1.032 5.134 12.825 155 19.146 − Adiciones de financiación 3.359 19.803 23.713 188 47.063 34.676 Intereses incurridos durante el período 2 30 77 17 126 2.304 Variación monetaria y cambiaria 343 1.926 605 64 2.938 10.331 Transferencia de largo plazo para corto plazo (1.447) (2.826) (902) (91) (5.266) (26.804) Transferencia a los pasivos asociados a activos clasificados como mantenidos para la venta − (849) − − (849) −


Saldo total al 31 de diciembre de 2013 13.599 130.969 102.567 1.732 248.867 105.737

No Corriente En Brasil

Saldo al 1 de enero de 2014 − 67.935 2.837 114 70.886 48.319 Ajuste acumulado de conversión − 133 − − 133 − Adiciones de financiación − 10.130 800 − 10.930 9.088 Intereses incurridos durante el período − 474 − − 474 275 Variación monetaria y cambiaria − 2.518 192 3 2.713 1.641 Transferencia de largo plazo para corto plazo − (3.395) (373) (43) (3.811) (870)

Saldo al 31 de diciembre de 2014 − 77.795 3.456 74 81.325 58.453

En el extranjero Saldo al 1 de enero de 2014 13.599 63.034 99.730 1.618 177.981 57.418 Ajuste acumulado de conversión 1.154 7.711 16.921 135 25.921 − Adiciones de financiación 665 15.633 32.542 − 48.840 40.106 Intereses incurridos durante el período 9 50 108 18 185 2.191 Variación monetaria y cambiaria 250 1.004 (3.392) 50 (2.088) 11.343 Transferencia de largo plazo para corto plazo (1.747) (8.018) (2.979) (98) (12.842) (18.112)


Saldo total al 31 de diciembre de 2014 13.930 157.209 146.386 1.797 319.322 151.399

Consolidado Controlante Corriente 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Deuda a corto plazo 9.253 8.560 17.067 22.042 Porción corriente de la deuda a largo plazo 18.182 7.304 29.433 23.583 Intereses devengados 4.088 2.880 2.094 1.002

31.523 18.744 48.594 46.627


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17.1. Información resumida sobre la financiación de los pasivos (corriente y no corriente)

Consolidado

Vencimiento en hasta 1 año 1 a 2 años 2 a 3 años 3 a 4 años 4 a 5 años 5 años en adelante Total (*)

Valor razonable

Financiaciones en Reales (R$): 3.753 7.403 6.341 6.814 11.100 26.812 62.223 53.591

Indexadas al tipo variable 2.362 6.281 4.551 5.121 9.446 20.600 48.361 Indexadas al tipo fijo 1.391 1.122 1.790 1.693 1.654 6.212 13.862 Tasa promedio de financiaciones 9,9% 11,9% 13,7% 11,0% 10,2% 8,2% 10,0%

Financiaciones en Dólares Estadunidenses (US$): 24.820 23.871 23.254 29.488 47.093 80.719 229.245 213.977

Indexadas al tipo variable 19.571 11.460 13.460 22.962 33.313 22.865 123.631 Indexadas al tipo fijo 5.249 12.411 9.794 6.526 13.780 57.854 105.614 Tasa promedio de financiaciones 3,0% 4,3% 4,5% 4,1% 4,2% 5,3% 4,5%

Financiaciones en R$ indexados al US$: 684 1.039 1.861 1.857 1.850 16.251 23.542 25.456

Indexadas al tipo variable 45 51 51 47 40 132 366 Indexadas al tipo fijo 639 988 1.810 1.810 1.810 16.119 23.176 Tasa promedio de financiaciones 6,9% 7,1% 7,0% 7,0% 7,0% 7,0% 7,0%

Financiaciones en Libra Esterlina (£): 192 − − − − 7.102 7.294 6.374

Indexadas al tipo fijo 192 − − − − 7.102 7.294 Tasa promedio de financiaciones 4,1% − − − − 6,2% 6,2%

Financiaciones en Yen : 1.177 1.042 251 228 − − 2.698 2.735

Indexadas al tipo variable 228 227 227 227 − − 909 Indexadas al tipo fijo 949 815 24 1 − − 1.789 Tasa promedio de financiaciones 1,2% 1,9% 1,2% 1,1% − − 1,5%

Financiaciones en Euro : 881 35 35 8.867 4.209 11.793 25.820 23.790

Indexadas al tipo variable 73 33 33 33 33 505 710 Indexadas al tipo fijo 808 2 2 8.834 4.176 11.288 25.110 Tasa promedio de financiaciones 3,5% 2,1% 2,1% 3,8% 3,9% 4,3% 4,0%

Financiaciones en otras monedas : 16 7 − − − − 23 23

Indexadas al tipo fijo 16 7 − − − − 23 Tasa promedio de financiaciones 14,0% 15,3% − − − − 14,4%

Total al 31 de diciembre de 2014 31.523 33.397 31.742 47.254 64.252 142.677 350.845 325.946

Tasa promedio de financiación 3,9% 6,0% 6,4% 5,2% 5,3% 6,0% 5,6% Total al 31 de diciembre de 2013 18.744 17.017 29.731 20.331 37.598 144.190 267.611 269.956

* El plazo promedio de los préstamos en 31 de diciembre de 2014 es 6,10 años.

El valor razonable de los préstamos se determinan principalmente mediante el uso de los precios cotizados en mercados activos (nivel 1), en su caso. Cuando no hay precios cotizados en un mercado activo disponible, el valor razonable de los préstamos se determinan por una curva teórica calculada en base a los bonos más líquidos de la empresa (nivel 2).

El análisis de sensibilidad de los instrumentos financieros sujetos a tipo de cambio se describe en la nota explicativa 32.2.

17.2. Tasa promedio ponderada de la capitalización de intereses

La tasa promedio ponderada de las cargas financieras de la deuda utilizada para capitalización de intereses sobre el saldo de activos en construcción fue del 4,9% p.a. en 2014 (4,5% p.a. en 2013).


64

17.3. Captaciones – Saldo para uso

Empresa Contratado Utilizado Saldo

a utilizar

En el exterior (Valores en US$ millones) PGT 500 − 500 Petrobras 2.500 530 1.970 En Brazil Transpetro 10.058 2.841 7.217 Petrobras 14.503 12.502 2.001 PNBV 9.878 989 8.889 Liquigás 141 135 6

17.4. Garantías

Las instituciones financieras no requieren las garantías de préstamos y financiamientos concedidos a Petróleo Brasileiro S.A.. Excepcionalmente, hay fondos otorgados por los instrumentos específicos de instituciones de desarrollo, que están garantizados.

Los préstamos obtenidos por las Entidades Estructuradas están garantizados por los propios activos de los proyectos, así como por dación en prenda de derechos crediticios y acciones de las Entidades.

El financiamiento de los mercados de capitales, que corresponden a los valores emitidos por la Compañía no tienen garantía.


65

18. Arrendamientos

Los recibos/pagos mínimos de arrendamiento financiero y de contratos no cancelables de arrendamiento operativo son los siguientes:

Consolidado Controlante Financiero Operacional Financiero Operacional

Compromisos Estimados

Valor futuro de Recibos

Interés anual sobre ingresos

Valor Presente de Recibos

Valor futuro de Pagos

Interés anual sobre pagos

Valor Presente de Pagos Pagos Valor futuro Pagos

2015 508 (297) 211 55 (13) 42 38.898 1.609 47.125 2016 - 2019 2.111 (1.198) 913 181 (98) 83 102.262 2.797 137.026 2020 en adelante 4.679 (1.780) 2.899 607 (542) 65 173.345 1.496 248.301

Al 31 de diciembre de 2014 7.298 (3.275) 4.023 843 (653) 190 314.505 5.902 432.452

Corriente 157 42 1.609 No corriente 3.866 148 4.293 Al 31 de diciembre de 2013 3.563 209 294.815 7.743 409.285

En 2014, los saldos de los contratos de arrendamiento operativo que aún no se habían iniciado pues los activos relacionados estaban en construcción o no estaban disponibles para uso, representan el valor de R$ 184.778 en el Consolidado y R$ 159.466 en la Controlante (en 2013, R$ 189.854 en el Consolidado y R$ 156.605 en la Controlante).

En 2014, la Compañía reconoció gastos de R$ 25.110 de arrendamiento operativo en el Consolidado y R$ 35.495 en la Controlante (en 2013, R$ 24.917 en el Consolidado y R$ 31.693 en la Controlante).

Arrendamientos operativos incluyen, principalmente, instalaciones de producción de petróleo y gas natural, plataformas de perforación y otros equipos de exploración y producción, barcos, embarcaciones de apoyo, helicópteros, terrenos y edificios.

19. Partes relacionadas

19.1. Transacciones comerciales y otras operaciones

Las operaciones comerciales de Petrobras con sus subsidiarias, controladas, negocios conjuntos, entidades estructuradas consolidadas y asociadas se efectúan a precios y condiciones de mercado.


66

19.1.1. Por operación y por empresa

Controlante

Ene-Dic/2014 31.12.2014

Por operación Resultado Activo

Corriente Activo No corriente Total

Pasivo Corriente

Pasivo No corriente Total

Ingresos, principalmente ventas 156.614 Variaciones monetarias y cambiarias netas (2.139) Ingresos (gastos) financieros netos (5.012) Cuentas por cobrar 11.687 8.226 19.913

Cuentas por cobrar, principalmente por ventas 10.224 − 10.224 Dividendos a recibir 1.053 − 1.053 Operaciones de mutuo − 6.828 6.828 Adelanto para aumento de capital − 397 397 Valores vinculados a la construcción del gasoducto − 868 868 Otras operaciones 410 133 543 Arrendamientos mercantiles financieros (1.608) (4.229) (5.837) Financiaciones sobre operaciones de crédito (5.010) − (5.010) Operaciones de mutuo − (29.816) (29.816) Pago anticipado de exportaciones (20.907) (46.607) (67.514) Proveedores (10.827) − (10.827)

Compras de petróleo, derivados y otras (7.130) − (7.130) Arrendamiento de plataformas (3.312) − (3.312) Adelantos de clientes (414) − (414) Otros 29 − 29

Otras operaciones − (143) (143)

Al 31 de diciembre de 2014 149.463 11.687 8.226 19.913 (38.352) (80.795) (119.147)

Al 31 de diciembre de 2013 129.272 9.020 2.364 11.384 (36.098) (46.071) (82.169)

Controlante

Ene-Dez/2014 31.12.2014

Resultado Activo

Corriente Activo No corriente Total

Pasivo Corriente

Pasivo No corriente Total

Subsidiarias y Controladas (*) Petrobras Distribuidora - BR 94.780 2.365 6.616 8.981 (275) (20) (295) PIB-BV Holanda 19.872 2.279 94 2.373 (28.405) (76.474) (104.879) Gaspetro 9.721 1.452 868 2.320 (440) − (440) PNBV 1.861 2.836 23 2.859 (4.031) − (4.031) Transpetro 725 356 − 356 (941) − (941) Fundo de Investimento Imobiliário (178) 63 − 63 (233) (1.098) (1.331) Termoeléctricas (165) 65 227 292 (92) (1.002) (1.094) TAG (851) 402 − 402 (2.233) − (2.233) Otras controladas 5.878 1.329 393 1.722 (960) − (960)

131.643 11.147 8.221 19.368 (37.610) (78.594) (116.204) Entidades Estructuradas CDMPI (131) − − − (294) (1.408) (1.702) PDET Off Shore (120) − − − (205) (721) (926)

(251) − − − (499) (2.129) (2.628) Asociadas Asociadas del sector petroquímico 18.066 535 − 535 (164) (72) (236) Otras asociadas 5 5 5 10 (79) − (79) 18.071 540 5 545 (243) (72) (315)

149.463 11.687 8.226 19.913 (38.352) (80.795) (119.147)

(*) Incluye sus controladas y negocios conjuntos.

19.1.2. Tasas anuales de operaciones de mutuo

Las operaciones de mutuo se realizan de acuerdo con las condiciones de mercado y con la legislación aplicable, de acuerdo con lo determinado a continuación:


67

Controlante Activo Pasivo

2014 2013 2014 2013 Hasta el 5% − − (4.269) (4.288) Del 5,01% al 7% − − (23.713) (20.267) Del 7,01% al 9% − − (1.834) (1.719) Superior al 9,01% 6.828 279 − −

6.828 279 (29.816) (26.274)

19.2. Fondo de inversión en derechos crediticios

La Controlante mantiene recuros invertidos en el FIDC-NP y FIDC destinados principalmente a la adquisición de derechos crediticios devengados y/o no devengados de operaciones realizadas por subsidiarias y controladas del Sistema Petrobras.

Los valores invertidos en títulos públicos del FIDC-NP y FIDC están registrados en efectivo y equivalentes al efectivo u activos financieros, de acuerdo con sus respectivos plazos de conclusión.

Las cesiones de derechos crediticios devengados se clasifican como otros activos corrientes, mientras no se hayan compensado. Las cesiones de derechos crediticios no devengados se registran como financiaciones en el pasivo corriente.

Controlante

Activo

Corriente Pasivo

Corriente Resultado Financiero

Efectivo y equivalentes al efectivo y

Activos financieros

Cesiones de derechos

realizados

Cesiones de derechos no

realizados

Ingresos financieros

FIDC

Gastos financieros

FIDC 2014 8.334 (1.536) (17.067) 166 (1.525) 2013 14.748 (875) (22.042) 212 (1.393)

19.3. Garantías concedidas

Petrobras tiene por procedimiento otogar garantías a las subsidiarias y controladas para algunas operaciones financieras realizadas en el exterior.

Las garantías ofrecidas por Petrobras se efectúan con base en cláusulas contractuales que soportan las operaciones financieras entre las subsidiarias/controladas y terceros, garantizando la compra de la deuda en caso de incumplimiento por parte de las subsidiarias y controladas.

Las operaciones financieras realizadas por estas controladas y garantizadas por Petrobras presentan los siguientes saldos a liquidar:

2014 2013

Fecha de vencimiento de las operaciones PNBV PGF PGT TAG Otros Total Total

2014 − − − − − − 8.271 2015 7.077 3.320 3.984 − 52 14.433 6.050 2016 2.340 15.783 − − − 18.123 17.980 2017 2.707 12.617 − − 797 16.121 7.208 2018 8.259 14.693 9.297 − 872 33.121 26.196 2019 7.305 20.625 18.328 − − 46.258 40.234 2020 en adelante 12.416 77.588 22.259 12.721 1.728 126.712 79.296

40.104 144.626 53.868 12.721 3.449 254.768 185.235


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19.4. Fondo de inversión en el exterior de subsidiarias

Al 31 de diciembre de 2014, una controlada de PIB-BV mantenía recursos invertidos en fondos de inversión en el exterior que tenía, entre otros, títulos de deuda de otras empresas consolidadas por Petrobras, relacionados principalmente con los proyectos Gasene, Malhas, CDMPI, CLEP y Marlim Leste (P-53), equivalentes a R$ 17.594 (R$ 17.368 al 31 de diciembre de 2013).

19.5. Transacciones con negocios conjuntos controladas, asociadas, entidades gubernamentales y fondos de pensión

Las transacciones significativas resultaron en los saldos siguientes:

Consolidado

2014 2013 Activo Pasivo Resultado Activo Pasivo

Negocios conjuntos y asociadas Distribuidoras de gas del Estado 10.592 1.343 519 8.457 994 490 Empresas del sector petroquímico 18.153 545 219 16.087 220 282 Otros negocios conjuntos y asociadas 1.183 405 699 2.028 328 452

29.928 2.293 1.437 26.572 1.542 1.224

Entidades gubernamentales

Títulos gubernamentales 1.553 11.525 − 2.252 14.634 − Bancos controlados por el Gobierno Federal (7.698) 10.131 75.181 (4.258) 6.562 69.788 Sector Eléctrico (nota explicativa 8.4) 1.662 7.879 − 1.611 4.332 − Cuenta de petróleo y alcohol - Créditos con el Gobierno Federal (nota explicativa 19.6) 7 843 − - 836 − Gobierno Federal - Dividendos 61 − − (38) − 1.953 Otros 198 639 595 199 491 781

(4.217) 31.017 75.776 (234) 26.855 72.522

Planes de Pensión 2 − 358 − − 366

25.713 33.310 77.571 26.338 28.397 74.112

Ingresos, principalmente ventas 31.019 28.402 Variaciones monetarias y cambiarias netas (2.154) (1.707) Ingresos (gastos) financieros netos (3.152) (357) Activo Corriente 17.837 17.739 Activo No-corriente 15.473 10.658 Pasivo Corriente 4.928 8.358 Pasivo No-corriente 72.643 65.754

25.713 33.310 77.571 26.338 28.397 74.112

19.6. Cuentas petróleo y alcohol – Gobierno Federal

Al 31 de diciembre de 2014, el saldo de la cuenta era de R$ 843 (R$ 836 al 31 de diciembre de 2013) y podrá ser liquidado por el Gobierno Federal por medio de la emisión de títulos del Tesoro Nacional, de valor igual al saldo final de la confrontación de cuentas con el Gobierno Federal, de acuerdo con lo previsto en la Medida Provisional nº 2.181, del 24 de agosto de 2001, o mediante compensación con otros montos que Petrobras, eventualmente, esté debiendo al União Federal en esa época, incluso los relativos a impuestos o una combinación de las operaciones anteriores.

Con el objetivo de concluir la liquidación de cuentas con el Gobierno Federal, Petrobras prestó todas las informaciones requeridas por la Secretaría del Tesoro Nacional - STN, para resolver las diferencias aún existentes entre las partes.

Considerando agotado el proceso de negociación entre las partes, en la esfera administrativa, la Administración de la Compañía decidió realizar cobro judicial del referido crédito, para liquidación del saldo de la cuenta de petróleo y alcohol, habiendo para ello interpuesto acción en julio de 2011. El proceso está siendo analizado por los expertos de la corte.


69

19.7. Remuneración del personal clave de la Compañía

El Plan de Carrera y Salarios y de Beneficios y Ventajas de Petrobras y la legislación específica establecen los criterios para todas las remuneraciones asignadas por la Compañía a sus empegados y directivo.

Las remuneraciones de los empleados, incluyendo a los ocupantes de funciones gerenciales y directivos de Petrobras, relativas al mes de diciembre de 2014 y 2013 fueron las siguientes:

Expresado en reales

Remuneración por empleado 2014 2013

Menor remuneración 2.710,19 2.430,21 Remuneración promedio 15.031,44 12.979,59 Mayor remuneración 82.241,33 74.962,47 Remuneración por directivo de Petrobras (mayor) 98.758,65 91.723,46

La remuneración total del personal clave de la Administración de Petrobras se presentan a continuación:

2014 2013

Consejo

Estatutario Consejo de

Administración Total Consejo

Estatutario Consejo de

Administración Total Salarios y beneficios 9,7 1,2 10,9 8,8 1,1 9,9 Cargas sociales (*) 2,6 0,2 2,8 2,3 0,2 2,5 Pensión 0,7 − 0,7 0,7 − 0,7

Remuneración variable (**) 3,3 − 3,3 3,6 − 3,6 Remuneración total - competencia 16,3 1,4 17,7 15,4 1,3 16,7

Remuneración total - pago realizado 15,4 1,4 16,8 13,1 1,2 14,3

Número de Miembros 7 10 17 7 10 17

(*) La remuneración por directivo se basa en los requisitos legales y las directrices establecidas por el Departamento de Coordinación y Gobierno de las Sociedades Estatales (Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais - DEST) que guió a la inclusión de las cargas sociales sobre la remuneración propuestos en la Junta General Anual de 2014. Estos cargos fueron practicadas en 2013, pero no se registraron en las notas explicativas. (**) La remuneración variable de la junta ejecutiva de Petrobras se basa en el logro de los objetivos operativos y financieros establecidos en el programa específico para el cual el pago es en cuotas en 4 años, 60% en el año siguiente al ejercicio competente y el 40% divididos sobre la 3 siguiente año.

Los honorarios de los directores y de los consejeros en el ejercicio de 2014 en el consolidado ascendieron a R$ 72,6 (R$ 59,3 en 2013).

20. Provisiones para desmantelamiento de áreas


Pasivo no corriente 2014 2013 2014 2013

Saldo inicial 16.709 19.292 15.320 18.391 Revisión de provisión 6.196 (2.051) 6.286 (2.176) Utilización por pagos (1.603) (1.092) (1.422) (1.062) Actualización de intereses 475 426 446 412 Otros 181 134 − (245)

Saldo final 21.958 16.709 20.630 15.320


70

21. Impuestos

21.1. Impuestos Corrientes

Impuesto sobre la renta y contribución social Consolidado Controlante Activo Corriente Pasivo Corriente Activo Corriente

2014 2013 2014 2013 2014 2013

En el Brasil 2.705 2.229 370 369 1.297 1.468 En el Exterior 118 255 287 290 0 0

2.823 2.484 657 659 1.297 1.468

Activo Corriente Activo no corriente Pasivo Corriente 2014 2013 2014 2013 2014 2013

Consolidado Impuestos en Brasil ICMS/ ICMS diferido 4.707 3.801 2.090 2.059 3.386 2.727 PIS y COFINS/ PIS y COFINS diferidos 2.201 4.846 7.923 9.831 784 538 CIDE 35 46 − − 20 37 Participación especial/Royalties − − − − 4.031 5.698 Impuesto a las ganancias y contribución social retenidos en la fuente − − − − 1.290 600 Otros impuestos 195 353 610 684 745 821

7.138 9.046 10.623 12.574 10.256 10.421 Impuestos en el Exterior 162 116 22 29 540 517

7.300 9.162 10.645 12.603 10.796 10.938

Controlante Impuestos en Brasil ICMS/ ICMS diferido 3.829 3.125 1.940 1.981 3.080 2.389 PIS y COFINS/ PIS y COFINS diferidos 1.639 4.405 7.003 8.918 625 465 CIDE 35 46 − − 20 37 Participación especial/Royalties − − − − 4.031 5.698 Impuesto a las ganancias y contribución social retenidos en la fuente − − − − 1.233 544 Otros impuestos 106 237 − − 518 601

5.609 7.813 8.943 10.899 9.507 9.734


71

21.2. Impuesto sobre la renta y contribución social diferidos - no corriente

Los fundamentos y las expectativas para la realización se presentan a continuación:

a) Movimiento del impuesto a las ganancias y de la contribución social diferidos se presenta a continuación:


Propiedad, planta y

equipo

Costo con prospección

Préstamos, cuentas por

cobrar/ a pagar y

financiacio-nes

Arrenda-mientos

mercantiles financieros

Provisión para procesos judiciales

Pérdidas fiscales Inventarios

Intereses sobre el capital

própio Otros Total Total

Saldo al 1 de enero de 2013 (25.905) (6.357) 1.147 (1.202) 707 2.267 955 2.146 4.378 (21.864) (22.708)

Reconocido en el resultado del ejercicio (5.500) (3.208) 644 (122) 270 7.912 386 1.013 (1.718) (323) (1.413) Reconocido en el patrimonio neto − − 3.037 120 − 162 − − (3.501) (182) (1.045) Ajuste acumulado de conversión − (157) 12 − (2) (58) (3) 1 (175) (382) − Otros − 337 (192) (10) (18) 988 8 (15) 1.094 2.192 907

Saldo al 31 de diciembre de 2013 (31.405) (9.385) 4.648 (1.214) 957 11.271 1.346 3.145 78 (20.559) (24.259)

Reconocido en el resultado del periodo (4.844) 10.172 779 (85) 420 6.752 (21) (3.162) (1.986) 8.025 8.555 Reconocido en el patrimonio neto − − 4.734 (97) − (459) − − 3.175 7.353 6.815 Ajuste acumulado de conversión − (184) 9 − (4) 338 10 (2) (177) (10) − Otros − (46) (15) (177) 24 (130) − − 156 (188) (173)

Saldo al 31 de diciembre de 2014 (36.249) 557 10.155 (1.573) 1.397 17.772 1.335 (19) 1.246 (5.379) (9.062)

Impuestos diferidos activos 2.647 − Impuestos diferidos pasivos (23.206) (24.259) Saldo al 31 de diciembre de 2013 (20.559) (24.259)

Impuestos diferidos activos 2.673 − Impuestos diferidos pasivos (8.052) (9.062) Saldo al 31 de diciembre de 2014 (5.379) (9.062)

(*) Representada principalmente por reorganizaciones societarias.

La Administración considera que los activos por impuestos diferidos se recuperarán como provisiones se liquidan y se producen eventos futuros, ambos basados en estimaciones que se han hecho.


72

b) Realización del impuesto a las ganancias y de la contribución social

La Administración considera que los activos por impuestos diferidos se recuperarán como provisiones se liquidan y se producen eventos futuros, ambos basados en estimaciones que se han hecho.

El 31 de diciembre de 2014, la expectativa de realización de los activos y pasivos fiscales diferidos es la siguiente:

Impuesto sobre la Renta y Contribución Social sobre la

Ganancia


Activos Pasivos Activos Pasivos 2015 289 33 − − 2016 en adelante 2.384 8.019 − 9.062

Parte registrada contablemente 2.673 8.052 − 9.062

En el Brasil 570 − − − En el exterior 8.501 − − − Parte no registrada contablemente 9.071 − − −

Total 11.744 8.052 − 9.062

Al 31 de diciembre de 2014, la Compañía tenía créditos tributarios en el exterior no registrados por un monto de R$ 8.501 (R$ 5.207 al 31 de diciembre de 2013) provenientes de pérdidas fiscales acumuladas, procedentes, principalmente, de las actividades de exploración y producción de petróleo y gas en Estados Unidos, por un valor de R$ 4.868 (R$ 3.936 al 31 de diciembre de 2013), y empresas en los Países Bajos y España en el valor de R$ 2.344 y R$ 1.289, respectivamente.

A continuación se muestra la tabla con el plazo máximo para la utilización de pérdidas fiscales no registrados en el exterior:

Año 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 en

adelante Total

Créditos tributarios no registrados 99 193 412 614 129 1.191 428 173 222 15 5.025 8.501


73

21.3. Reconciliación del impuesto sobre la renta y contribución social sobre la ganancia

La conciliación numérica entre el gasto por el impuesto y el resultado de multiplicar la ganancia contable por las tasas legales de sociedades se presentan a continuación:


2014 2013 2014 2013

Ganancia (Pérdida) antes de los impuestos a las ganancias (25.816) 28.155 (30.247) 24.821 Impuesto sobre la renta y contribución social a las tasas nominales (34%) 8.777 (9.573) 10.284 (8.439) Ajustes para cálculo de la tasa efectiva:

Intereses sobre el capital propio, netos 169 2.974 − 2.812

Tasas diferenciadas para empresas en el exterior 1.212 1.347 − −

Incentivos fiscales 60 127 9 7

Pérdidas fiscales no reconocidos (3.271) 22 − − Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente (2.223) − (1.699)

Exclusiones/(Adiciones) permanentes, netas(*) (834) (395) (39) 4.081

Créditos de empresas en el exterior en fase de exploración (3) (5) − −

Otros 5 355 − 126

Gasto con impuesto sobre la renta y contribución social 3.892 (5.148) 8.555 (1.413)

Impuesto sobre la renta/contribución social diferidos 8.025 (323) 8.555 (1.413) Impuesto sobre la renta/contribución social corrientes (4.133) (4.825) − −

3.892 (5.148) 8.555 (1.413)

Tasa efectiva de impuesto sobre la renta y contribución social 15,1% 18,3% 28,3% 5,7% (*) Incluye método de la participación.

22. Beneficios concedidos a los empleados

Los saldos relativos a beneficios a los empleados se representan a continuación:

Consolidado

2014 2013 2014 2013

Pasivo Plan de Pensión Petros 20.916 12.515 19.924 12.025 Plan de Pensión Petros 2 762 284 664 211 Plan de salud AMS 23.957 16.397 22.546 15.661 Otros planes 283 257 − − 45.918 29.453 43.134 27.897

Corriente 2.115 1.912 2.026 1.820 No Corriente 43.803 27.541 41.108 26.077

45.918 29.453 43.134 27.897


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22.1. Planes Petros y Petros 2

La gestión de los planes de pensiones de la Sociedad está a cargo de la Fundação Petrobras de Seguridade Social (Petros) que fue formado por Petrobras como una persona jurídica de derecho privado, sin fines de lucro, con autonomía administrativa y financiera.

a) Plan Petros - Fundação Petrobras de Seguridade Social

El Plan Petros es un plan de pensión de beneficio definido, instituido por Petrobras en julio de 1970, que asegura a los participantes una complementación del beneficio concedido por la Seguridad Social y que se dirige a los empleados de Petrobras y Petrobras Distribuidora S.A. El plan está cerrado para los empleados admitidos a partir de septiembre de 2002.

La evaluación del plan de costeo de Petros la realizan actuarios independientes, en régimen de capitalización, para la mayoría de los beneficios. Las patrocinadoras efectúan contribuciones regulares en valores iguales a los valores de las contribuciones de los participantes (empleados, jubilados y pensionistas), o sea, de forma paritaria.

En el cálculo de eventual déficit en el plan de beneficio definido, el mismo deberá ser solucionado por participantes y patrocinadores, conforme se determina en la Enmienda Constitucional nº 20/1998 y en la Ley Complementaria nº 109/2001, observándose la proporción en lo que se refiere a las contribuciones normales vertidas en el ejercicio en que se verifique tal resultado.

Al 31 de diciembre 2014, los saldos de los Términos de Compromiso Financiero - TCF, firmados en 2008 por la Compañía y Petros, ascendían a R$9,167 (R$ 8.870 en la Controlante), de los cuales R$ 545 (R$ 526 en la Controlante), de intereses vencen en 2015. Los compromisos de los TCF tienen plazo de vencimiento en 20 años con pago de intereses semestrales del 6% p.a. sobre el saldo a pagar actualizado. En la misma fecha, la Compañía tenía inventarios de petróleo y/o derivados dados como garantía de los TCF por un valor de R$ 6.151.

En 2014, hubo una evolución de los beneficios de los jubilados de los niveles salariales pagados a los trabajadores activos a través de Acuerdo Colectivo de Trabajo de Petrobras de los años 2004, 2005 y 2006, tal como fue aprobado por la Junta Directiva de la Fundación Petros.

Las contribuciones que se esperan de los patrocinadores para 2015 son de R$ 1.170 (R$ 1.122 en la Controlante).

La duración media de los pasivos del plan de pensiones en la fecha base de 31 de diciembre de 2014 es de 11,49 años.

b) Plan Petros 2 - Fundação Petrobras de Seguridade Social

El Plan Petros 2 se implementó en julio de 2007, en la modalidad de contribución variable por Petrobras y controladas que asumieron el servicio pasado de las contribuciones correspondiente al período en que los participantes estuvieron sin plan, a partir de agosto de 2002, o de la admisión posterior, hasta el día 29 de agosto de 2007. El plan se dirige actualmente a los empleados de Petrobras, Petrobras Distribuidora S.A., Stratura Asfaltos, Termobahia, Termomacaé, Transportadora Brasileira Gasoduto Brasil-Bolívia S.A. – TBG, Petrobras Transporte S.A. – Transpetro y Petrobras Biocombustível. El plan continuará abierto para nuevas adhesiones, pero no habrá más el pago del servicio pasado.


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La parte de este plan con característica de beneficio definido se refiere a la cobertura de riesgo con invalidez y muerte, garantía de un beneficio mínimo y renta vitalicia, y los compromisos actuariales relacionados se han registrado de acuerdo con el método de la unidad de crédito proyectada. La parte del plan con característica de contribución definida se destina a la formación de reserva para jubilación programada, cuyas contribuciones se reconocen en el resultado en el mes respectivo de competencia. En 2014, la contribución de la Compañía para la parte de contribución definida fue de R$ 824 (R$ 671 en la Controlante).

La parte de la contribución con características de beneficio definido se suspende entre 1 julio de 2012 a 30 de junio 2015, de acuerdo con la decisión de la Junta Directiva de la Fundación Petros, que se basó en la recomendación de la Consultoría Actuarial de la Fundação Petros. Por lo tanto, cualquier contribución de este período se destina a la cuenta individual del participante.

Las contribuciones esperadas de las patrocinadoras para 2015 son de R$ 863 (R$ 769 en la Controlante) referente a la parte del plan de contribución definida.

La duración media de los pasivos del plan de la fecha base 31 de diciembre de 2014 es 41,80 años.

22.2. Otros planes

La Compañía también patrocina planes de pensión en el exterior, entre los que destacan los planes en el extranjero con características de beneficio definido, por medio de controladas en Argentina, Japón y otros países. La mayoría de los planes es financiada, donde los activos se mantienen en fondos, fundaciones o entidades similares que se rigen por las reglamentaciones locales.

22.3. Activos de los planes de pensión

La estrategia de inversiones para activos de los planes de beneficios es reflejo de una visión de largo plazo, de una evaluación de los riesgos inherentes a las diversas clases de activos, así como de la utilización de la diversificación como mecanismo de reducción de riesgo de cartera. La cartera de activos del plan deberá obedecer las políticas definidas por el Consejo Monetario Nacional.

Fundación Petros elabora políticas de inversión para períodos de 5 años, que se revisan anualmente. En el último número de la Política de Inversiones, Petros afirma que un modelo de ALM - Asset and Liability Management se utiliza para resolver los desajustes en los planes de beneficios de flujo de efectivo gestionadas por ella, teniendo en cuenta los parámetros de liquidez y solvencia, adoptando el horizonte de simulación de 30 años.

Los límites de la asignación de determinados activos de la política de inversión del Plano Petros de Sistema Petrobras, en el período 2015-2019 son los siguientes: 30% a 60% en renta fija, un 30% a un 45% en renta variable, de 3% a 8% en el sector inmobiliario 0% a 15% en préstamos los participantes, 4% a 13% en las inversiones estructuradas y de 0% a 1% en una renta variable global. Si bien la asignación limita el Plan Petros 2 para el mismo periodo son: 30% a 90% en renta fija, el 5% a un 25% en renta variable, de 0% a 8% en el sector inmobiliario, de 0% a 15% en los créditos participantes, 0% a 10% en las inversiones estructuradas y de 0% a 3% en una renta variable global.

Los activos de los planes de pensión, separados por nivel de mensuración, son los siguientes:


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2014 2013

Categoría de activos

Los precios cotizados en

mercados activos

Los precios no se cotizan en un mercado

activo Total valor razonable %

Total valor razonable %

Renta fija 15.621 4.872 20.493 38% 19.962 37% Títulos privados − 994 994 1.255 Títulos públicos 15.621 − 15.621 15.283 Otras inversiones − 3.878 3.878 3.424 Renta variable 22.108 959 23.067 43% 24.595 47% Acciones al contado 22.108 − 22.108 23.781 Otras inversiones − 959 959 814 Las inversiones estructuradas − 4.252 4.252 8% 3.680 7% Fondos de Private Equity − 3.791 3.791 3.429 Fondos de Venture Capital − 53 53 69 Fondos de inversión inmobiliaria − 408 408 182 Inmuebles − 3.814 3.814 7% 3.251 6%

37.729 13.897 51.626 96% 51.488 97%

Préstamos concedidos a los participantes 1.898 4% 1.774 3%

53.524 100% 53.262 100%

Al 31 de diciembre de 2014, las inversiones incluyen acciones ordinarias y preferentes de Petrobras por un valor de R$ 287 y de R$ 416, respectivamente, e inmuebles alquilados por la Compañía por un valor de R$ 446.

Los activos de préstamos concedidos a participantes se evalúan al costo amortizado, lo que se aproxima del valor del mercado.

22.4. Plan de Salud - Asistencia Multidisciplinaria de Salud (AMS)

Petrobras, Petrobras Distribuidora - BR, Petrobras Transporte S.A.-Transpetro, Petrobras Biocombustíveis y TBG mantienen un plan de asistencia médica (AMS), que incluye a todos los empleados de las empresas en Brasil (activos e inactivos) y a sus dependientes. El plan es administrado por la propia Compañía y su gestión está basada en los principios de auto-sostenibilidad de la prestación, y tiene programas de prevención y atención de la salud. El principal riesgo relacionado con beneficios para la salud está en el ritmo de crecimiento de los gastos médicos, que sigue tanto la aplicación de las nuevas tecnologías y la adición de nuevos techos como un mayor consumo de la salud. En este sentido, la Compañía busca mitigar este riesgo a través de la mejora continua de sus procedimientos técnicos y administrativos, así como la mejora de los diversos programas que se ofrecen a los beneficiarios.

Los empleados contribuyen con un monto mensual predefinido para cobertura de gran riesgo y con una parte de los gastos en que se incurre referentes a las demás coberturas, ambas establecidas de acuerdo con las tablas de participación basadas en determinados parámetros, incluyéndose los niveles salariales, además del beneficio farmacia que prevé condiciones especiales en la adquisición, en farmacias registradas distribuidas por todo el territorio nacional, de ciertos medicamentos. El plan de asistencia médica no está respaldado por activos garantizadores. La Compañía paga los beneficios basándose en los costos en que incurren los participantes.

La duración media de los pasivos del plan de la fecha base 31 de diciembre de 2014 es 21,18 años.


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22.5. Obligaciones y gastos netos actuariales, calculados por actuarios independientes y valor razonable de los activos de los planes

Se agregaron las informaciones de todos los planes de beneficios una vez que el total de activos y de obligaciones de planes de pensión no es significativo. Todos los planes de pensión han acumulado obligaciones de beneficios en exceso a los activos de los planes.


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a) Movimiento de las obligaciones actuariales, del valor razonable de los activos y de los valores reconocidos en el balance general

2014 2013

Plan de pensión Plan de Salud

Otros planes

Plan de pensión Plan de Salud

Otros planes

Petros Petros 2 Total Petros Petros 2 Total

Movimiento del valor presente de las obligaciones actuariales Obligación actuarial al inicio del ejercicio 65.134 830 16.397 354 82.715 78.773 1.612 17.145 371 97.901 Costo de los intereses : · Con Término de Compromiso Financiero 1.041 − − − 1.041 641 − − − 641 · Actuarial 7.427 106 2.292 45 9.870 6.610 155 1.586 43 8.394 Costo del servicio corriente 137 79 422 25 663 1.040 311 415 19 1.785 Contribuciones de los empleados 386 − − 1 387 392 − − − 392 Beneficios pagados (2.908) (23) (930) (15) (3.876) (2.492) (13) (786) (21) (3.312) Nueva medición: ( Ganancias ) / pérdidas - la experiencia 2.621 373 (824) 16 2.186 3.671 (254) (4.267) (4) (854) Nueva medición: ( Ganancias ) / pérdidas - supuestos demográficos (4.758) (129) (1.781) (13) (6.681) 697 (67) 5 (10) 625 Nueva medición: ( Ganancias ) / pérdidas - Las hipótesis financieras 4.522 206 8.382 14 13.124 (24.198) (955) 2.299 11 (22.843) Otros (1) (1) (1) 16 13 − 41 − (55) (14)

Obligación actuarial al final del ejercicio 73.601 1.441 23.957 443 99.442 65.134 830 16.397 354 82.715

Cambios en el valor razonable de los activos del plan Valor razonable de los activos del plan al inicio del ejercicio 52.619 546 − 97 53.262 56.007 495 − 73 56.575 Ingresos por intereses 6.724 69 − 8 6.801 5.291 46 − 9 5.346 Contribuciones pagadas por la patrocinadora (Compañía) 579 − 930 12 1.521 551 − 786 56 1.393 Contribuciones pagadas por los participantes 386 − − 1 387 392 − − − 392 Recibos vinculados al Término de Compromiso Financiero 478 − − − 478 331 − − − 331 Beneficios pagados (2.908) (23) (930) (15) (3.876) (2.492) (13) (786) (21) (3.312) Nueva medición: retorno sobre los activos excedentes a ingresos por intereses (5.191) 87 − 9 (5.095) (7.461) 18 − 7 (7.436) Otros (2) − − 48 46 − − − (27) (27)

Valor razonable de los activos del plan al final del ejercicio 52.685 679 − 160 53.524 52.619 546 − 97 53.262

− Valores reconocidos en el balance general − Valor presente de las obligaciones 73.601 1.441 23.957 443 99.442 65.134 830 16.397 354 82.715 (- ) Valor razonable de los activos del plan (52.685) (679) − (160) (53.524) (52.619) (546) − (97) (53.262)

Pasivo actuarial neto al 31 de diciembre, 20.916 762 23.957 283 45.918 12.515 284 16.397 257 29.453

Movimiento del pasivo actuarial neto Saldo a 1 de enero 12.515 284 16.397 257 29.453 22.766 1.117 17.145 298 41.326 (+) Efectos de la nueva medición reconocidos en otros resultados integrales 7.576 363 5.777 8 13.724 (12.369) (1.294) (1.963) (10) (15.636) (+) Costos habidos en el ejercicio 1.881 116 2.714 62 4.773 3.000 461 2.001 53 5.515 (- ) Pago de contribuciones (579) − (930) (12) (1.521) (551) − (786) (56) (1.393) (- ) Pagos del Término de Compromiso Financiero (478) − − − (478) (331) − − − (331) Otros 1 (1) (1) (32) (33) − − − (28) (28)

Saldo al 31 de diciembre 20.916 762 23.957 283 45.918 12.515 284 16.397 257 29.453


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b) Componentes del costo por beneficio definido

Plan de Pensión Plan de Salud Otros Planes

Petros Petros 2 AMS Total

2014 Costo del servicio 137 79 422 25 663 Intereses sobre Pasivos (Activos) netos 1.744 37 2.292 37 4.110 Otros − − − − − Costo en el período 1.881 116 2.714 62 4.773

Relativos a empleados activos: Absorbidos en el costeo de las actividades 602 61 812 − 1.475 Directamente en el resultado 329 50 424 57 860 Relativos a los inactivos 950 5 1.478 5 2.438 Costo en el período 1.881 116 2.714 62 4.773

Plan de Pensión Plan de Salud

Otros Planes

Petros Petros 2 AMS Total 2013

Costo del servicio 1.040 311 415 19 1.785 Intereses sobre Pasivos (Activos) netos 1.960 109 1.586 34 3.689 Otros − 41 − − 41

Costo en el período 3.000 461 2.001 53 5.515

Relativos a empleados activos: Absorbidos en el costeo de las actividades 1.284 252 579 7 2.122 Directamente en el resultado 764 203 452 41 1.460 Relativos a los inactivos 952 6 970 5 1.933

Costo en el período 3.000 461 2.001 53 5.515

c) Análisis de sensibilidad

La variación del 1p.p. en las premisas de costos médicos tendría los siguientes impactos:

Consolidado Tasa de descuento Los costos médicos

Pensión Salud Salud

+ 1 p.p. - 1 p.p. + 1 p.p. - 1 p.p. + 1 p.p. - 1 p.p.

Pasivo actuarial (6.990) 8.465 (2.721) 3.346 3.460 (2.855) Coste del servicio y el interés (391) 485 (53) 63 142 (116)


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d) Premisas actuariales adoptadas en el cálculo

2014 2013

Tasa de descuento - (Real - excluyendo la inflación) 6,14% (1) / 6,20% (2) / 6,15% (3) 6,56% (1) / 6,65 % (2) / 6,58% (3) Inflación (IPCA) 6,50% (1) (2) (3) (4) 5,93% (1) (2) (3) Tasa de descuento nominal (Real + inflación) 13,04% (1) / 13,10% (2) / 13,05% (3) 12,88% (1) / 12,97% (2) / 12,90% (3) Tasa de crecimiento de los salarios - Real 1,761% (1) / 3,77% (2) 1,981% (1) / 4,044% (2) (5) Tasa de crecimiento nominal de los salarios (Real + inflación) 8,37% (1) / 10,52% (2) 8,03% (1) / 10,21% (2) Tasa de rotación de los planes de salud 0,642% p.a. (6) 0,590% p.a. (6) Tasa de rotación de los planes de pensiones Nula Nula Cambio de los gastos médicos y hospitalarios 14,47% a 3,00%a.a (7) 11,62% a 4,09%a.a (7) Mortalidad EX-PETROS 2013 (ambos sexos) (8) AT 2000, el género específico, suavizado en un 20% (8) Discapacidad TASA 1927 (9) TASA 1927 (9) Inválida Mortalidad AT 49 Masculino aumentó en un 10% (10) Winklevoss el género específico, suavizado en un 20% (10)

Edad de ingreso en la jubilación Hombre, 57 años/ Mujer, 56 años (11) Hombre 56 años / Mujer, 55 años (1) (11)Hombre, 53 años

/ Mujer, 48 años (2) (1) Plan Petros para el Sistema Petrobras. (2) Plan Petros 2. (3) Plan AMS. (4) Curva de la inflación está diseñado basado en el mercado a 6,30% para 2015, alcanzando el 3,00% en 2030. (5) Tasa de llegar alcanzando 3,395% a partir de 2015. (6) Rotación promedio sólo del patrocinador Petrobras, que varía con la edad y el tiempo de servicio. (7) Tasa decreciente alcanzando los próximos 30 años las expectativas de inflación a largo plazo proyectadas. Se refiere únicamente a la tarifa del patrocinador Petrobras. (8) Excepto para el Plan Petros 2, al que se aplicó a mortalidad AT 2000 Mujeres suavizada en un 10% (2014) y AT 2000 (80% hombres + 20% mujeres) suavizada en el 10% (2013). (9) Excepto por el Plan Petros 2, para lo cual se utilizó el tablero de invalidez Álvaro Vindas. (10) Excepto para el Plan Petros 2, para el cual no válida IAPB 1957. (11) Excepto para el Plan Petros 2, para lo cual se utilizó la elegibilidad bajo las normas del Sistema General de Seguridad Social (RGPS).

En cuanto a el presupuesto actuarial de los beneficios de mortalidad, el 2014, la Compañía comenzó a utilizar la tabla general de mortalidad EX-PETROS 2013 (para ambos sexos), en sustitución de la Tabla de Mortalidad AT 2000, que fue utilizado en la valuación actuarial del ejercicio 2013. La Tabla EX-PETROS tiene características dimensionales, a través de las cuales muestran tanto la edad de la mortalidad y el aumento de la longevidad de las edades a través de los años. Esta Tabla, que ya es conocido en los órganos técnicos actuariales, se formuló sobre la base de datos de sonido del largo período de experiencia de los participantes del Plan Petros del Sistema Petrobras. La Tabla EX-PETROS, el actuario independiente de la Fundação Petros recoge para 2013 Posición año como estadísticamente más adherente a la característica de la población de la masa de participantes.

e) Perfil de vencimientos de la obligación

2014

Plan de Pensión Plan de Salud

Petros Petros 2 AMS Otros Planes Total

Hasta 1 año 4.393 35 943 6 5.377 1 a 2 años 4.287 40 983 6 5.316 2 a 3 años 4.205 43 1.012 5 5.265 3 a 4 años 4.114 46 1.039 5 5.204 Más de 4 años 56.602 1.277 19.980 421 78.280

Total 73.601 1.441 23.957 443 99.442


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22.6. Otros planes de contribución definida

Petrobras, por medio de sus controladas en Brasil y en el exterior, también patrocina planes de jubilación para los empleados de contribución definida. Las contribuciones pagadas en el ejercicio de 2014, reconocidas en el resultado, ascendieron a R$ 12.

22.7. Participación en las ganancias o resultados

La participación de los empleados en las ganancias o resultados (PLR) tiene como base las disposiciones legales vigentes, así como las directrices establecidas por el Departamento de Coordinación y Gobierno Corporativo de las Empresas Estatales - DEST, del Ministerio de la Planificación, Presupuesto y Gestión y por el Ministerio de Minas y Energía, estando relacionada a la ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras.

En marzo de 2014, la Compañía completó las negociaciones con los sindicatos sobre una nueva metodología para reglamento de la PLR, poniendo así fin al proceso iniciado en el Acuerdo Colectivo de Trabajo de 2013/2015.

Con las nuevas reglas, el monto a distribuir a título de PLR a los empleados se calcula basado en el resultado de seis indicadores corporativos, cuyos objetivos se fijan cada año por la Administración de la Compañía.

El resultado de haber alcanzado las metas individuales de este conjunto de indicadores lleva a un porcentaje del cumplimiento global de metas, utilizado como base en la definición del porcentaje de la ganancia a ser distribuida a los empleados.

Sin embargo, de acuerdo con la nueva metodología, si la Compañía no obtener el lucro y se cumplan todas las metas, el importe a pagar de forma individual será la mitad de la remuneración mensua del empleado más la mitad del valor más bajo de PLR pagado en el año anterior.

PLR del año 2013

En los términos de la negociación, la nueva metodología se aplicó a saldar la PLR relativa al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, cuyo pago ocurrió el 2 de mayo de 2014, resultando en el reconocimiento de gasto por el valor de R$ 388 en concepto de complemento de PLR, clasificado en el estado de resultado en otras ganancias (gastos).

Los valores de la PLR del año de 2013 son los siguientes:

2013

Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras 23.570 Porcentaje de logro general de metas (*) atribuible a participación en las ganancias o resultados 6,25%

Participación en las ganancias o resultados - Nueva Metodología 1.473

Participación en las ganancias o resultados - filiales en Brasil 1.085 Porción adicional (reconocido en marzo de 2014) 388 Participación en las ganancias o resultados - filiales en el exterior 17 Participación en las ganancias o resultados 1.490

(*) Porcentaje de logro general de metas es lo Resultado de los indicadores: Volumen Limite Petróleo y derivados de Petróleo derramado, Lifting Cost sin participaciones gubernamentales - Brasil, Producción de Petróleo y NGL - Brasil, Carga fresca procesada - Brasil, Eficiencia de Operaciones de Buques, Asistencia a Plan de Entregas de Gas Natural.


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PLR del año 2014

Para el 31 de diciembre de 2014, los objetivos fijados por la administración se lograron y, a pesar de la ausencia de los resultados del ejercicio y con base en el Acuerdo Colectivo de Trabajo, la Compañía obtuvo R$ 1.045 como reparto de utilidades.

22.8. Plan de Incentivo al Retiro Voluntario

En enero de 2014, la Compañía implementó el Plan de Incentivo a la Desvinculación Voluntaria (PIDV), que es fruto del Programa de Optimización de Productividad (POP), con vistas a contribuir al cumplimiento de las metas de desempeño del Plan de Negocios y Gestión.

El período de inscripciones en el PIDV finalizó el 31 de marzo de 2014 y totalizó 8.298 empleados. Después de la adhesión, dichos empleados fueron clasificados en una de cinco categorías con fechas de desvinculación previstas entre 2014 y 2017, de acuerdo con el plan de acción de gestión del conocimiento o de sucesión gerencial inherentes a los procesos y actividades en que actúan.

Los empleados que se adhirieron al PIDV tenían 55 años o más y estaban jubilados por el INSS al 31 de marzo de 2014, conforme a lo previsto en el Plan y podrán abandonarlo en cualquier momento, en cuyo caso no se tendrá derecho al incentivo financiero.

El incentivo financiero a ser pago a los empleados que cumplan el plan de acción contempla cuotas fijas equivalentes a 10 remuneraciones normales, cuyo techo es de R$ 600 mil y piso, de R$ 180 mil, cuotas variables del 15% al 25% de una remuneración mensual a partir del séptimo mes de permanencia hasta la fecha de la desvinculación.

El 31 de marzo de 2014, la Compañía reconoció la provisión sujeta a alteración por la ocurrencia de posibles abandonos, de la actualización de las remuneraciones en los acuerdos colectivos de trabajo hasta la fecha de rescisión de los empleados, de la actualización del piso y del techo por el IPCA, además del reconocimiento de las cuotas variables.

En el período de abril a diciembre de 2014, la Compañía registró 4.936 desconexiones y 481 abandonos de empleados que se incorporaron al PIDV, cuyos cambios en la provisión se muestran a continuación:

Consolidado

Saldo al 31 de marzo de 2014 2.396 Revisión de la provisión (*) 47 Uso por desconexiones (1.408)

Saldo al 31 de deciembre de 2014 1.035

Corriente 545 No corriente 490 (*) Incluye a los empleados que abandonaron el plan, aumento de sueldos y actualización del piso y del techo por el IPCA.


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23. Patrimonio neto

23.1. Capital social realizado

Al 31 de diciembre de 2014, el capital suscripto e integrado por un valor de R$ 205.432 está representado por 7.442.454.142 acciones ordinarias y 5.602.042.788 acciones preferidas, todas nominales, escriturales y sin valor nominal.

Las acciones preferidas tienen prioridad en el reembolso del principal, no aseguran derecho a voto y no son convertibles en acciones ordinarias.

Aumento de capital con reservas en 2014

La Asamblea General Extraordinaria, realizada en conjunto con la Asamblea General Ordinaria de Accionistas, el 2 de abril de 2014, aprobó el aumento del capital social de la Compañía de R$ 205.411 para R$ 205.432, mediante la capitalización de reservas de ganancias de incentivos fiscales, constituidas en 2013, por un monto de R$ 21, en atención al artículo 35, párrafo 1º, del Decreto Administrativo nº 283/13 del Ministro de Estado de la Integración Nacional. La capitalización se realizó sin la emisión de nuevas acciones, de acuerdo con el artículo 169, párrafo 1º, de la Ley No. 6.404/76.

23.2. Transacciones de capital

a) Gastos con emisión de acciones

Costos de transacción incurridos en la obtención de fondos a través de la emisión de acciones, netos de impuestos.

b) Cambio de participación en controladas

Diferencias entre el monto pagado y el valor contable resultante de los cambios en las participaciones en entidades controladas, que no resulten a una pérdida de control, teniendo en cuenta que se tratan de transacciones de capital, es decir, transacciones con los accionistas, en la calidad de propietarios.

23.3. Reservas de ganancias

a) Reserva legal

Se constituye mediante la apropiación del 5% de la ganancia neta del ejercicio, en conformidad con el artículo 193 de la Ley de las Sociedades por Acciones.

b) Reserva estatutaria

Constituida mediante la apropiación de la ganancia neta de cada ejercicio de un monto equivalente, como mínimo, al 0,5% del capital social desembolsado al cierre del ejercicio y se destina al costeo de los programas de investigación y desarrollo tecnológico. El saldo de esta reserva no puede exceder el 5% del capital social desembolsado, de acuerdo con el artículo 55 del Estatuto Social de la Compañía.


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c) Reserva de incentivos fiscales

Se constituye mediante destino de la porción del resultado del ejercicio equivalente a los incentivos fiscales, derivados de donaciones o subvenciones gubernamentales, en conformidad con el artículo 195-A de la Ley de las Sociedades por Acciones. Tal reserva solamente podrá utilizarse para la absorción de perjuicios o aumento del capital social.

En el año 2014, la parcela del resultado de R$ 25 referente al subsidio de las inversiones dentro de las Superintendências de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) y Amazônia (SUDAM) no fue destinada a la reserva de incentivos fiscales debido a la ausencia de lucro. Sin embargo, la constitución de reserva de incentivos con esta parcela ocurrirá en períodos siguientes, en conformidad con la Ley 12.973 / 14, Capítulo I.

d) Reserva de retención de ganancias

Se destina a la aplicación en inversiones previstas en presupuesto de capital, principalmente en las actividades de exploración y desarrollo de la producción de petróleo y gas, en conformidad con el artículo 196 de la Ley de las Sociedades por Acciones.

En 2014, el saldo de las pérdidas acumuladas obligatoriamente será absorbido por la reserva de retención de ganancias, en el valor de R$ 21.682.

23.4. Otros resultados integrales

Ganancias o pérdidas actuariales derivadas del plan de beneficio definido, el resultado en operaciones de hedge de efectivo, las valoraciones de valor razonable de los activos disponibles para la venta, y las diferencias de conversión para real de los estados financieros de las participadas con moneda funcional diferente de la Controlante.

23.5. Dividendos

Los accionistas tendrán derecho, en cada ejercicio, a los dividendos, que no podrán ser inferiores al 25% de la ganancia neta ajustada, de acuerdo con la Ley de Sociedades por Acciones, prorrateado por las acciones en que se dividir el capital de Compañía.

Una vez que la Compañía proponga remuneración a los accionistas, las acciones preferidas tienen prioridad en el recibo de los dividendos, por un mínimo del 3% del valor del patrimonio neto de la acción, o del 5% calculado sobre la parte del capital representada por esa especie de acciones, prevaleciendo siempre el mayor, participando en igualdad con las acciones ordinarias en los aumentos de capital resultantes de la incorporación de reservas y ganancias.

Para el ejercicio 2014, no hay dividendo propuesto por el Consejo de Administración de la Compañía, teniendo en cuenta la falta de ganancia, como se demuestra a continuación:


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2014 2013 Ganancia neta (Pérdida) del ejercicio (controlante) (21.692) 23.408 Apropiación: Reserva legal − (1.170) Reserva de incentivos fiscales − (21) Otras reversiones /adiciones : 10 10

Ganancia básica (pérdida) para determinación del dividendo (21.682) 22.227

Dividendos propuestos, en 2013, equivalentes al 41,85% de la ganancia básica - R$ 0,5217 por acción ordinaria y R$ 0,9672 por acción preferida compuesto por: Intereses sobre el capital propio − 9.301

Total de dividendos propuestos − 9.301

23.6. Resultado por acción


2014 2013 2014 2013 Ganancia neta/ (Pérdida) atribuible a los accionistas de Petrobras (21.587) 23.570 (21.692) 23.408 Promedio ponderado de la cantidad de acciones ordinarias y preferidas en circulación 13.044.496.930 13.044.496.930 13.044.496.930 13.044.496.930

Ganancia neta/ (Pérdida) básica y diluida por acción ordinaria y preferida (R$ por acción) (1,65) 1,81 (1,66) 1,79

24. Ingresos de ventas


2014 2013 2014 2013

Ingresos brutos de ventas 408.631 370.652 336.103 299.143 Cargas de ventas (71.371) (65.762) (66.535) (61.738) Ingresos de ventas (*) 337.260 304.890 269.568 237.405

Diesel 100.023 89.415 90.493 80.699 Gasolina 55.706 50.554 45.931 42.140 Oleo combustible 10.237 7.376 9.136 6.608 Nafta 13.188 12.664 13.188 12.664 GLP 8.750 8.538 7.404 7.266 Combustible de aviación 13.059 11.976 14.265 13.131 Otros 13.543 12.435 12.131 10.933

Total de derivados 214.506 192.958 192.548 173.441 Gas natural 18.878 15.854 18.312 15.297 Etanol, nitrogenados renovables y otros 9.111 8.250 7.706 7.203 Electricidad, servicios y otros 19.683 12.197 18.745 9.703

Mercado nacional 262.178 229.259 237.311 205.644 Exportaciones 32.633 32.767 32.257 31.761 Ventas internacionales

(**) 42.449 42.864 − −

Ingresos de ventas (*)

337.260 304.890 269.568 237.405

(*) Ingresos de ventas por segmentos se presentan en la nota explicativa 29. (**) Ingresos por ventas en el exterior a excepción de las exportaciones.


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25. Otros gastos, netos


2014 2013 2014 2013 Paradas no programadas y gastos pre-operativos (2.565) (2.032) (2.363) (1.914) Gastos con el Plan de Incentivo al Retiro Voluntario (PIDV) (2.443) − (2.285) − Planes de pensión y salud (inactivos) (2.438) (1.933) (2.316) (1.839) Relaciones institucionales y proyectos culturales (1.742) (1.790) (1.504) (1.588) Revisión con estimación de abandono (1.128) 125 (1.128) 125 Acuerdos Colectivos de Trabajo (1.002) (957) (883) (856) Regreso de campos y proyectos cancelados de E&P (610) (42) (610) (42) (Pérdidas) / Ganancias con procesos judiciales, administrativos y arbitrales (480) (505) (817) (949) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (336) (482) (323) (461) Resultado con enajenación/baja de activos (**) (133) 3.877 (3.673) 130 Subvenciones y asistencias gubernamentales 139 392 54 67 Gastos /Resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P 855 522 855 525 Otros (*) (324) 478 (443) 8 (12.207) (2.347) (15.436) (6.794)

(*) En el ejercicio 2014, incluye PLR complementaria sobre el año 2013, como se indica en la nota 22.7. (**) Incluye la cantidad de US $ 1.304 millones en relación con la ganancia por la venta de la participación de Petrobras Energía Perú S.A. (nota 10.1) y el valor de R $ 2.825 ref baja de Refinería proyecta Premium I y II (nota 12.4) .


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26. Costos y Gastos por naturaleza


2014 2013 2014 2013 Materia prima/ productos para la reventa (136.809) (129.705) (108.578) (98.056) Participación gubernamental (31.589) (31.301) (30.441) (30.388) Gastos con personal (31.029) (27.550) (25.422) (22.095) Depreciación, agotamiento y amortización (30.677) (28.467) (22.518) (21.474) Variación de los inventarios (2.868) 3.618 (3.035) 2.614 Materiales, servicios, fletes, alquileres y otros (56.427) (50.089) (49.520) (45.518) Pérdidas en créditos de liquidación dudosa (5.555) (157) (4.401) (60) Proyectos sin viabilidad económica (incluyendo pozos secos y bonos de firma) (5.048) (4.169) (4.828) (4.040) Otros gastos por impuestos (1.801) (1.721) (1.045) (949) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente (6.194) − (4.788) − (Pérdidas) / Ganancias con procesos judiciales, administrativos y arbitrales (480) (505) (817) (949) Relaciones institucionales y proyectos culturales (1.742) (1.790) (1.504) (1.588) Paradas no programadas y gastos pre-operativos (2.565) (2.032) (2.363) (1.914) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (336) (482) (323) (461) Reversión / Constitución de "impairment" (44.636) (1.238) (34.814) 58 Resultado con enajenación/baja de activos (parte de los gastos operativos netos) (133) 3.877 (3.673) 130 Regreso de campos y proyectos cancelados de E&P (610) (42) (610) (42) Revisión con estimación de abandono (1.128) 125 (1.128) 125 (359.627) (271.628) (299.808) (224.607)

Estado de Resultados Costo de ventas (256.823) (234.995) (208.174) (187.124) Gastos de ventas (15.974) (10.601) (17.430) (12.964) Gastos de administración y generales (11.223) (10.751) (7.983) (7.481) Gastos de exploración (7.135) (6.445) (6.720) (6.056) Gastos con investigación y desarrollo (2.589) (2.428) (2.562) (2.389) Perdida en el valor de recuperación de activos - Impairment (44.636) (1.238) (34.814) 58 Otros gastos por impuestos (1.801) (1.721) (1.045) (949) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente (6.194) − (4.788) − Otros gastos, netos (12.207) (2.347) (15.436) (6.794) Participación en las utilidades o resultados (1.045) (1.102) (856) (908)

(359.627) (271.628) (299.808) (224.607)


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27. Resultado financiero neto


2014 2013 2014 2013 Variaciones cambiarias y monetarias s/endeudamiento neto (*) (1.420) (3.648) (2.638) (2.128) Gastos con endeudamientos (15.817) (11.878) (12.689) (8.062) Ingresos provenientes de inversiones financieiras y títulos públicos 2.364 2.784 1.798 2.453

Resultado financiero sobre endeudamiento neto (14.873) (12.742) (13.529) (7.737) Cargas financieras capitalizadas 8.450 8.500 7.812 6.540 Ingresos (gastos) sobre instrumentos derivativos 837 (408) (291) (40) Resultados provenientes de activos financieros (94) (217) 845 699 Otros gastos e ingresos financieros netos (394) (732) (2) (723) Otras variaciones cambiarias y monetarias netas 2.174 (603) 1.428 (810)

Resultado financiero neto (3.900) (6.202) (3.737) (2.071)

Ingresos 4.634 3.911 3.312 3.778 Gastos (9.255) (5.795) (5.804) (2.855) Variaciones cambiarias y monetarias, netas 721 (4.318) (1.245) (2.994) (3.900) (6.202) (3.737) (2.071)

(*) Incluye variación monetaria sobre financiaciones en moneda nacional parametrizada a la variación del dólar estadounidense.

28. Informaciones complementarias al estado de flujo de efectivo


2014 2013 2014 2013

Valores pagados / recibidos durante el período Impuesto a las ganancias y contribución social 1.987 2.650 5 28 Impuesto a las ganancias retenido en la fuente de terceros 4.323 3.704 3.770 3.171 Transacciones de inversiones y financiaciones que no envuelven efectivo Adquisición de propiedad, planta y equipo en crédito 312 458 − − Contrato con transferencia de beneficios, riesgos y controles de bienes − − − 1.725 Constitución (reversión) de la provisión para desmantelamiento de áreas 5.096 (1.431) 5.316 (1.958)


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29. Informaciones por segmento

Activo Consolidado por área de negocio - 31.12.2014

E&P Abastecimiento Gas & Energía Biocombusti-

bles Distribución Internacional Corporativo Eliminación Total

Corriente 15.959 39.111 10.570 173 9.246 6.229 64.174 (10.439) 135.023 No corriente 386.519 146.922 64.780 2.774 9.934 28.324 21.850 (2.751) 658.352

Realizable a largo plazo 17.874 9.573 3.749 8 3.217 4.908 13.359 (2.584) 50.104 Inversiones 531 4.800 1.393 2.221 39 5.912 386 − 15.282 Propiedades, planta y equipo 360.368 131.914 58.770 545 6.066 16.091 7.403 (167) 580.990

En operación 263.794 108.747 47.460 502 4.595 9.870 5.562 (167) 440.363 En construcción 96.574 23.167 11.310 43 1.471 6.221 1.841 − 140.627 Activos intangibles 7.746 635 868 − 612 1.413 702 − 11.976

Activo 402.478 186.033 75.350 2.947 19.180 34.553 86.024 (13.190) 793.375

Activo Consolidado por área de negocio - 31.12.2013 (*)

E&P Abastecimento Gás & Energia Bio-

combustíveis Distribuição Internacional Corporativo Eliminação Total

Corriente 13.826 44.838 9.052 181 5.576 11.922 50.702 (12.746) 123.351 No corriente 343.903 171.931 55.847 2.622 11.418 30.532 16.157 (2.794) 629.616

Realizable a largo plazo 14.643 10.333 4.341 5 5.222 4.655 7.422 (2.621) 44.000 Inversiones 219 5.429 1.755 2.097 14 5.883 218 − 15.615 Propiedades, planta y equipo 296.846 155.835 48.919 520 5.505 18.671 7.757 (173) 533.880

En operación 212.914 76.452 39.118 480 3.952 8.882 5.415 (173) 347.040 En construcción 83.932 79.383 9.801 40 1.553 9.789 2.342 − 186.840 Activos intangibles 32.195 334 832 − 677 1.323 760 − 36.121

Activo 357.729 216.769 64.899 2.803 16.994 42.454 66.859 (15.540) 752.967

(*) A partir de 2014 , la gestión de Liquigás Distribuidora S.A., reportados previamente en el segmento de Distribución fueron reubicados en el segmento de Abastecimiento. Para fines de comparación, los resultados reportados previamente fueron reubicados en el segmento de Abastecimiento, dada la premisa fundamental de la capacidad de control de los estados financieros por segmento.


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Estado consolidado del resultado por Área de Negocio – 2014



Ingresos de ventas 153.705 263.570 42.062 624 98.010 32.573 − (253.284) 337.260

Intersegmentos 152.515 92.080 4.009 560 2.647 1.473 − (253.284) − Terceros 1.190 171.490 38.053 64 95.363 31.100 − − 337.260 Costo de ventas (82.457) (271.643) (35.921) (728) (90.446) (30.109) − 254.481 (256.823)

Ganancia bruta 71.248 (8.073) 6.141 (104) 7.564 2.464 − 1.197 80.437 Gastos (21.076) (49.288) (7.785) (158) (5.696) (4.152) (14.139) 535 (101.759) Gastos de ventas, generales y de administración (1.051) (6.440) (5.994) (118) (5.231) (1.937) (6.964) 538 (27.197) Gastos de exploración (6.720) − − − − (415) − − (7.135) Gastos con investigación y desarrollo (1.290) (452) (199) (32) (4) (5) (607) − (2.589) Otros gastos por impuestos (126) (221) (295) (2) (28) (263) (866) − (1.801) Bajas por costos capitalizados de forma incorrecta (1.969) (3.427) (652) − (23) (23) (100) − (6.194) Perdida en el valor de recuperación de activos - Impairment (5.665) (33.954) (260) − − (4.757) − − (44.636) Otros ingresos y gastos operativos, netos (4.255) (4.794) (385) (6) (410) 3.248 (5.602) (3) (12.207)

Ganancia (Pérdida) neta antes del resultado financiero, participación e impuestos 50.172 (57.361) (1.644) (262) 1.868 (1.688) (14.139) 1.732 (21.322) Resultado financiero neto − − − − − − (3.900) − (3.900) Resultado de participaciones en inversiones 46 272 453 (124) (1) (200) 5 − 451 Participación en las utilidades o resultados (359) (298) (48) (2) (60) (20) (258) − (1.045) Ganancia (Pérdida) neta antes de los impuestos a las ganancias 49.859 (57.387) (1.239) (388) 1.807 (1.908) (18.292) 1.732 (25.816) Impuestos sobre las ganancias (17.607) 18.440 353 90 (622) (1.200) 5.026 (588) 3.892

Ganancia neta (Pérdida) 32.252 (38.947) (886) (298) 1.185 (3.108) (13.266) 1.144 (21.924)

Atribuible a: Accionistas de Petrobras 32.264 (38.927) (936) (298) 1.185 (3.204) (12.815) 1.144 (21.587) Accionistas no controlantes (12) (20) 50 − − 96 (451) − (337)

32.252 (38.947) (886) (298) 1.185 (3.108) (13.266) 1.144 (21.924)


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Estado consolidado por resultado de Área de Negocio – 2013 (*)



Ingresos de ventas 147.281 240.693 30.011 832 86.183 35.062 − (235.172) 304.890

Intersegmentos 144.809 80.436 2.558 693 2.122 4.554 − (235.172) − Terceros 2.472 160.257 27.453 139 84.061 30.508 − − 304.890 Costo de ventas (73.927) (258.978) (26.132) (996) (78.941) (30.671) − 234.650 (234.995)

Ganancia bruta 73.354 (18.285) 3.879 (164) 7.242 4.391 − (522) 69.895 Gastos (8.939) (8.557) (2.535) (151) (4.428) (500) (10.615) 194 (35.531) Gastos de ventas, generales y de administración (957) (6.786) (2.360) (119) (4.422) (1.855) (5.201) 348 (21.352) Gastos de exploración (6.057) − − − − (388) − − (6.445) Gastos con investigación y desarrollo (1.110) (525) (123) (36) (4) (6) (624) − (2.428) Otros gastos por impuestos (538) (367) (174) (2) (33) (297) (310) − (1.721) Perdida en el valor de recuperación de activos - Impairment (9) − − − − (1.229) − − (1.238) Otros ingresos y gastos operativos, netos (268) (879) 122 6 31 3.275 (4.480) (154) (2.347)

Ganancia (Pérdida) neta antes del resultado financiero, participación e impuestos 64.415 (26.842) 1.344 (315) 2.814 3.891 (10.615) (328) 34.364 Resultado financiero neto − − − − − − (6.202) − (6.202) Resultado de participaciones en inversiones 4 165 532 (44) (2) 366 74 − 1.095 Participación en las utilidades o resultados (381) (304) (48) (2) (65) (31) (271) − (1.102)

Ganancia (Pérdida) neta antes de los impuestos a las ganancias 64.038 (26.981) 1.828 (361) 2.747 4.226 (17.014) (328) 28.155 Impuestos sobre las ganancias (21.772) 9.229 (441) 107 (934) (451) 9.001 113 (5.148)

Ganancia neta (Pérdida) 42.266 (17.752) 1.387 (254) 1.813 3.775 (8.013) (215) 23.007

Atribuible a: Accionistas de Petrobras 42.213 (17.734) 1.256 (254) 1.813 3.648 (7.157) (215) 23.570 Accionistas no controlantes 53 (18) 131 − − 127 (856) − (563)

42.266 (17.752) 1.387 (254) 1.813 3.775 (8.013) (215) 23.007

(*) A partir de 2014 , la gestión de Liquigás Distribuidora S.A., reportados previamente en el segmento de Distribución fueron reubicados en el segmento de Abastecimiento. Para fines de comparación, los resultados reportados previamente fueron reubicados en el segmento de Abastecimiento, dada la premisa fundamental de la capacidad de control de los estados financieros por segmento.


92

Estado consolidado por Área de negocio Internacional

Estado del resultado 2014 E&P Abastecimiento Gas & Energía Distribución Corporativo Eliminación Total

Ingresos de ventas 7.022 17.313 1.151 12.168 50 (5.131) 32.573

Intersegmentos 2.903 3.584 79 5 33 (5.131) 1.473 Terceros 4.119 13.729 1.072 12.163 17 − 31.100 Ganancia (pérdida) antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos 140 (1.414) 165 218 (789) (8) (1.688)

Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (1.395) (1.211) 213 182 (985) (8) (3.204)

Estado del resultado 2013 E&P Abastecimiento Gas & Energía Distribución Corporativo Eliminación Total

Ingresos de ventas 8.791 18.648 1.193 11.274 17 (4.861) 35.062 Intersegmentos 5.055 4.254 79 15 12 (4.861) 4.554 Terceros 3.736 14.394 1.114 11.259 5 − 30.508 Ganancia antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos 4.231 (55) 144 229 (655) (3) 3.891

Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras 3.425 (34) 150 200 (90) (3) 3.648

Activo consolidado por Área de negocio internacional E&P Abastecimiento Gas & Energía Distribución Corporativo Eliminación Total

Al 31.12.2014 25.557 4.944 1.255 2.497 3.267 (2.967) 34.553 Al 31.12.2013 31.989 6.213 1.411 2.542 4.613 (4.314) 42.454


93

30. Procesos judiciales y contingencias

30.1. Procesos judiciales provisionados

La Compañía realizó provisiones por un monto suficiente para cubrir las pérdidas consideradas probables y razonablemente estimables. Entre ellas, las principales se refieren a reclamos laborales, impuesto sobre la renta retenido en la fuente sobre la emisión de títulos en el exterior, pérdidas y daños por la finalización de la operación de cesión de crédito premio de IPI, e indemnización a los pescadores por el derramamiento de petróleo en Río de Janeiro en enero de 2000.

Los montos de las provisiones son los siguientes:


Pasivo no corriente 2014 2013 2014 2013

Laborales 1.904 1.332 1.668 1.164 Fiscales 276 221 121 71 Civiles 1.770 1.276 1.490 1.032 Ambientales 105 62 59 13 Otros 36 27 − −

4.091 2.918 3.338 2.280


2014 2013 2014 2013

Saldo Inicial 2.918 2.585 2.280 1.504

Adiciones netas 1.775 841 1.494 1.159 Utilización por pagos (740) (542) (581) (455) Actualización de intereses 155 166 145 148 Otros (17) (132) − (76)

Saldo Final 4.091 2.918 3.338 2.280

Los depósitos judiciales se presentan de acuerdo con la naturaleza de las correspondientes causas:


Activo no corriente 2014 2013 2014 2013

Laborales 2.464 2.067 2.232 1.825 Fiscales 2.671 2.348 1.872 1.686 Civiles 1.760 1.240 1.618 1.120 Ambientales 213 195 205 195 Otros 16 16 − − 7.124 5.866 5.927 4.826

Procesos judiciales no provisionados cuya probabilidad de pérdida se considera posible no son reconocidos en los estados financieros, pero son divulgadas, a menos que la expectativa de cualquier desembolso ocurrir sea remota.

Los pasivos contingentes estimados para los procedimientos judiciales el 31 de diciembre 2014, para los cuales se considera posible la probabilidad de pérdida, son presentados en la siguiente tabla (Consolidado):


94

Naturaleza Estimativa Fiscales 98.256 Civiles - Generales 10.350 Laborales 12.381 Civiles - Ambientales 3.984 Otros 4

124.975

Los cuadros a continuación detallan las principales causas de naturaleza fiscal, civil, ambiental y laboral cuyas expectativas de pérdidas son clasificadas como posibles:


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Descripción de los procesos de naturaleza fiscal Estimativa Demandante: Secretaría de Hacienda Federal do Brasil 1) No pago del Impuesto sobre la Renta Retenido en la Fuente - IRRF y Contribución de Intervención en el Dominio Económico - CIDE sobre las remesas para el pago de fletes de embarcaciones. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales en donde la Compañía ha buscado garantizar sus derechos. 21.061

2) No recaudación de IOF sobre operaciones de mutuos con PifCo, Brasoil y BOC en los años 2007, 2008, 2009 y 2010. Situación actual: Aguardando juicio de defensa y de recurso en la instancia administrativa. 7.142 3) Ganancias de controladas y asociadas domiciliadas en el exterior, en los ejercicios de 2005, 2006, 2007, 2008, 2009 y 2010, no incluidas en la base de cálculo de IRPJ y CSLL. Situación actual: Aguardando juicio de defensa y de recurso administrativo. 6.766

4) No pago del IRRF sobre remesas al exterior para pago de importación de petróleo. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en ámbitos administrativo y judicial en donde la Compañía ha buscado garantizar sus derechos. 5.095

5) Deducción de la base de cálculo de impuesto sobre la renta (IRPJ) y contribución social (CSLL) sobre la repactación del Plan Petros. Situación actual: Aguardando juicio de defesa y de recurso administrativo. 4.935

6) Deducción de la base de cálculo de impuesto sobre la renta (IRPJ) y contribución social (CSLL) sobre gastos de desarrollo. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en ámbitos administrativo en donde la Compañía ha buscado garantizar sus derechos. 4.667

7) No apro+R5bación de los créditos fiscales de recuperación denegado debido a incumplimiento de obligación adicional.R15 Situación actual: Aguardando juicio de defensa y de recurso en la instancia administrativa. 4.611 8) Falta de recaudación del CIDE en operaciones de importación de nafta. Situación actual: La cuestión se está discutiendo en el ámbito administrativo. 3.528

9) Falta de pago de las contribuciones a la seguridad social en el pago de derechos de emisión y de la prima contingente pagadas a los empleados. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en instancia administrativa en donde la Compañía ha buscado garantizar sus derechos. 2.181

10 Deducción de la base de cálculo de IRPJ y CSLL de los gastos diversos efectuados en 2007 y 2008 en relación con los beneficios de los empleados y Petros. Situación actual: La cuestión se está discutiendo en el ámbito de tres procesos en la instancia administrativa. 1.976

11) No pago del CIDE-Combustibles en el período de marzo de 2002 hasta octubre de 2003 en transacciones con distribuidoras y puestos de combustibles detentores de mandatos judiciales que determinaron las ventas sin repase del referido impuesto. Situación actual: La cuestión envuelve procedimientos en fase administrativa y judicial, donde la Compañía ha buscado hacer valer sus derechos. 1.685

Demandante: Secretaría de Hacienda del Estado de São Paulo 12) Quita de la cobranza de ICMS en la importación de equipo de perforación - admisión temporaria en São Paulo y despacho en Rio de Janeiro y multa por no cumplir las prestaciones accesorias. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas en donde la Compañía ha buscado garantizar sus derechos. 4.815

Demandantes: Secretaría de Hacienda de los Estados de AM, BA, DF, ES, PA, PE y RJ 13) No pagamiento del ICMS sobre las ventas de petróleo y gas debido a las diferencias en la medición inicial y el inventario final. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en fases administrativa y judicial, donde la Compañía ha buscado garantizar sus derechos. 3.057

Demandante: Secretaría de Hacienda del Estado de Rio de Janeiro 14) ICMS en operaciones de salida de Gas Natural Licuado - GNL sin emisión de documento fiscal en el ámbito del establecimiento centralizador. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas en donde la Compañía ha buscado garantizar sus derechos. 3.514

15) Diferencia de tasa de ICMS en las operaciones de venta de queroseno de aviación, debido a la declaración de inconstitucionalidad del Decreto 36.454/2004.


96

Situación actual: La cuestión envuelve procesos en instancias administrativas en donde la Compañía ha buscado garantizar sus derechos. 2.014

Demandantes: Municipalidades de Anchieta, Aracruz, Guarapari, Itapemirim, Mataraízes, Linhares, Vila Velha, Vitória y Maragogipe. 16) Falta de retención y recaudación de impuesto incidente sobre servicios prestados en aguas marítimas (ISSQN) en algunos municipios localizados en el Estado de Espírito Santo aunque Petrobras había realizado la retención y la recaudación de ese impuesto para los municipios en donde están establecidos los respectivos prestadores, en conformidad con la Ley Complementaria 116/03. Situación actual: La cuestión envuelve procedimientos en fase judicial, donde la Compañía ha buscado garantizar sus derechos. 2.246

Demandantes: Secretarías de Hacienda de los Estados de SP, RS y SC 17) Tres estados cuestionan el pago del ICMS sobre las importaciones de gas natural para el Estado de MS. Situación actual: La cuestión implica procesos en los procedimientos judiciales y administrativos, así como tres demandas civiles originarias pendientes en el Tribunal Supremo. 2.121

Demandantes: Secretarías de Hacienda de los Estados de Río de Janeiro y de Sergipe 18) Aprovechamiento inadecuado de créditos de ICMS en la adquisición de taladros de perforación y de productos químicos utilizados en la formulación de fluido de perforación. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases judiciales en donde la Compañía ha buscado garantizar sus derechos. 1.051

19) Procesos diversos de naturaleza fiscal 15.791

Total de procesos de naturaleza fiscal 98.256

Descripción de los procesos de naturaleza civil Estimativa

Demandante: Agencia Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP 1) Los procedimientos administrativos de discutir la diferencia en concepto de regalías y participaciones especiales en varios campos. También incluye la discusión de las multas impuestas por la ANP por presunto incumplimiento de programa exploratorio mínimo y las irregularidades en las plataformas de medición. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales en donde la Compañía ha buscado garantizar sus derechos. 4.136

Demandante: Refinaria de Petróleo de Manguinhos S.A. 2) Acción de indemnización en el que la búsqueda de los daños causados por una conducta anticompetitiva alegada en la venta de gasolina y derivados (Diesel y GLP) en el mercado interno. Situación actual: La cuestión implica procesos en los procedimientos judiciales, donde la compañía fue condenado en primera instancia. La Compañía ha buscado garantizar sus derechos, dado que el CADE ha examinado la cuestión y decidido por la ausencia de la conducta anticompetitiva de Petrobras. 1.320

3) Procesos diversos de naturaleza civil 4.894

Total de los procesos de naturaleza civil 10.350 .

Descripción de los procesos de naturaleza ambiental Estimativa

Demandantes: Ministério Público Federal, Ministério Público Estadual do Paraná, AMAR - Associação de Defesa do Meio Ambiente de Araucária e IAP - Instituto Ambiental do Paraná 1) Proceso judicial que discute obligación de hacer, indemnización pecuniaria y daño moral referente al accidente ambiental ocurrido en el Estado de Paraná el 16/07/2000. Situación actual: Procesos sostenidos en parte por juicio contra el que los autores y la Compañia, parte demandada, interpusieron recursos. 2.081

2) Otros procesos de naturaleza ambiental 1.903 Total de los procesos de naturaleza ambiental 3.984


97

Descripción de los procesos de naturaleza laboral Estimativa Demandantes: Sindipetro do ES, RJ, BA, MG y SP. 1) La acción colectiva que requiere la revisión de la metodología de cálculo del complemento por nivel de remuneración y condiciones mínimas (RMNR). Situación actual: La Compañía presentó ante el Tribunal Superior del Trabajo el acuerdo de negociación colectiva , con el fin de interpretar la cláusula en el acuerdo de negociación colectiva que ha sido cuestionada ante los tribunales laborales. 3.152

Demandantes: Sindipetro do Norte Fluminense y Sindipetro da Bahia 2) Acciones Clase dirigidos diferencias salariales derivadas del cambio en el método de cálculo de las horas extraordinarias en las reflexiones de descanso semanal remunerado, la observación más alta que establece la Ley No. 605/49. Situación actual: Referente al procedimiento de autoría de Sindipetro /BA, la Compañía interpuso un recurso y espera el juzgamiento del Tribunal Superior del Trabajo. En el procedimiento en que Sindipetro /NF es autor, la Compañia propuso acción rescisoria procesada en el TST, cuyo mérito todavía no ha sido juzgado. 1.160

Demandante: Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense – SINDIPETRO/NF 3) La acción tiene como objetivo condenar PETROBRAS a pagar las horas de trabajo extraordinarias que superan el límite diario de 12 horas de trabajo efectivo en el sistema de guardia. También tiene la intención de obligar PETROBRAS a cumplir el límite de 12 horas de trabajo efectivo en el sistema de alerta, sujeto a multa diaria. Situación actual: El procedimiento se encuentra en el Tribunal Superior del Trabajo para juzgamiento de los recursos interpuestos por las partes. 1.013

4) Otros procesos de naturaleza laboral 7.056

Total de los procesos de naturaleza laboral 12.381

30.2. Acciones colectivas (class actions) y procesos relacionados

Entre el 8 de diciembre de 2014 y el 07 de enero de 2015, cinco acciones colectivas (class action) fueron propuestas contra la Compañía en Tribunales en los Estados Unidos (United States District Court, Southern District of New York). Estas acciones fueron consolidadas el 17 de febrero 2015. El Tribunal nombró a un demandante principal, Universities Superannuation Scheme Limited (“USS”), el 4 de marzo de 2015. USS presentó petición inicial consolidada el 27 de marzo 2015, pretendiendo representar: (i) personas o entidades que han comprado acciones de Petrobras cotizadas en la Bolsa de Valores de Nueva York entre el 22 de enero de 2010 y el 16 de marzo 2015; (ii) personas o entidades que han comprado títulos de deuda emitidos por controladas de Petrobras en tres ofertas públicas registradas en los Estados Unidos entre 2012 y 2014; (iii) personas o entidades que han comprado acciones de Petrobras en Brasil, entre el 22 de enero de 2010 y el 19 de marzo de 2015, y también compraron valores mobiliarios da Petrobras en los Estados Unidos en el mismo período.

El demandante alega, entre otras cuestiones, que la Compañía, a través de los hechos relevantes y otras informaciones archivadas en la SEC, habría divulgado informaciones materialmente falsas y cometido omisiones capaces de inducir los inversores al error, principalmente con respecto al valor de sus activos, gastos, ganancias netas y la eficacia de sus controles internos sobre los estados financieros y las políticas anti-corrupción de la Compañía, en función de denuncias de corrupción, lo que tendría supuestamente aumentado artificialmente el precio de los títulos de Petrobras.

Adicionalmente, tres acciones fueron propuestas por inversores individuales delante Corte en los Estados Unidos (Southern District of New York) con alegaciones similares a las presentadas en la acción colectiva. Estas acciones individuales fueron consolidadas en un único procedimiento.

Esas acciones no especifican el monto del supuesto daño. Como las acciones se encuentran en una etapa muy preliminar, una posible pérdida o intervalo posible de valores de potenciales pérdidas, caso ocurran, no pueden ser estimados. La Compañía contrató una oficina de abogacía estadunidense especializada e irá se defender de las alegaciones hechas en estas acciones.


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30.3. Contingencias activas

30.3.1. Demanda en Estados Unidos – Plataformas P-19 y P-31

En 2002, Brasoil y Petrobras ganaron, en primera instancia, ante la justicia de los Estados Unidos, acción interpuesta por las empresas de seguros United States Fidelity & Guaranty Company y American Home Assurance Company, que intentaban obtener, desde 1997, frente a la primera (Brasoil), declaración judicial que les eximieron de la obligación de pagar el valor del seguro de garantía de cumplimiento de la construcción de las plataformas P-19 y P-31 y, frente a la segunda (Petrobras), solicitaban la devolución de los montos que podrían ser condenados en el proceso de ejecución del performance bond.

La Justicia de los Estados Unidos dio decisión ejecutiva en 21 de julio de 2006, condicionando el pago de los montos adeudados a Brasoil al cierre permanente de acciones con idéntico objeto en curso ante la Justicia Brasileña.

En agosto de 2014, se ha celebrado el acuerdo extrajudicial, entre Brasoil y Petrobras con aseguradoras estadounidenses, que prevé el cierre de todas las acciones y ejecuciones judiciales presentadas en los tribunales brasileños y en el extranjero. El monto del acuerdo era US$ 295 millones. Debido al reconocimiento inicial de US$ 72 millones, el impacto en los ingresos de la Compañía fue de US$ 223 millones, reconocida en otros gastos netos en 2014.

30.3.2. Recuperación de PIS y COFINS

La Compañía interpuso acciones ordinarias contra el Gobierno Federal, referentes a la recuperación, a través de compensación, de los valores recaudados a título de PIS incidentes sobre ingresos financieros y variaciones cambiarias activas, en el período comprendido entre febrero de 1999 y noviembre de 2002, y COFINS comprendido entre febrero de 1999 y enero de 2004, considerando la inconstitucionalidad del § 1º del art. 3º de la Ley 9.718/98.

El 9 de noviembre de 2005, el Supremo Tribunal Federal consideró inconstitucional el mencionado § 1º del art. 3º de la Ley nº 9.718/98.

El 18 de noviembre de 2010, el Superior Tribunal de Justicia juzgó procedente la acción de Petrobras, interpuesta en 2006 para recuperar los valores de COFINS del período de enero de 2003 a enero de 2004. Después del tránsito en juzgado de la acción, la Compañía reconoció el valor de R$ 497.

En relación a los valores de PIS y COFINS indebidamente pagados sobre los ingresos financieros en el período de febrero de 1999 hasta diciembre de 2002, cuya demanda fue presentada en 2005, la Compañía reconoció en septiembre de 2014 el valor de R$ 2.177 (R$ 820 en otros gastos netos y R$ 1.357 en resultado financiero), después de que el derecho a la recuperación ha sido reconocido definitivamente, y finalización de la encuesta del valor y los documentos que permitieron el pedido de liquidación judicial.

El 31 de diciembre de 2014, la Compañía contaba con R$ 2.737 valores PIS y COFINS, ajustados por inflación, registrados en otros activos realizables a largo plazo que están en fase de liquidación judicial, como se detalla en el cuadro siguiente:

31.12.2014 COFINS - enero 2003 a enero 2004 497 PIS / COFINS - febrero 1999 a noviembre 2002 2.177 Ajuste por inflación 63

Saldo actualizado registrados en el activo no corriente 2.737


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31. Compromisos de compra de gas natural

El 18 de agosto de 2014, Petrobras firmó un acuerdo con Yacimientos Petróleo Fiscales Bolivianos – YPFB, para solucionar las divergencias existentes en la ejecución del contrato de importación (GSA) de gas natural boliviano para el mercado brasileño. El acuerdo contempla la solución para las diferentes interpretaciones del GSA, a través de pagos y compensaciones entre las partes, incluyendo la celebración de un contrato de suministro de gas natural para la viabilidad operativa de la termoeléctrica - UTE Cuiabá hasta diciembre de 2016.

El 31 de diciembre de 2014, el valor total del Contrato GSA para el período 2015-2019 es de aproximadamente 54,92 mil millones de m3 de gas natural equivalente a 30,08 millones de m3 por día, lo que corresponde a un valor total de US$ 10,09 mil millones.

La conclusión del acuerdo se tradujo en un impacto negativo en el resultado de R$ 872, R$ 997 reconocidos en el costo de ventas compensado por una ganancia de R$ 125 en Otros gastos, netos.

32. Garantías a los contratos de concesión para exploración de petróleo

Petrobras concedió garantías a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles - ANP por un total de R$ 6.553 para los Programas de Exploraciones Mínimas previstos en los contratos de concesión de las áreas de exploración, permaneciendo en vigor R$ 4.996 netos de los compromisos ya cumplidos. De dicho monto, R$ 4.015 corresponden a la entrega en garantía de petróleo de campos previamente identificados y ya en fase de producción y R$ 981 se refieren a garantías bancarias.

33. Gestión de riesgos

Petrobras está expuesta a una serie de riesgos derivados de sus operaciones, tales como el riesgo relacionado con los precios de petróleo y derivados, con las tasas de cambio y de intereses, riesgo de crédito y de liquidez y realiza su gestión de riesgo por medio de una política corporativa de gestión de riesgo definida por sus directores.

Dicha política tiene por objeto contribuir al cumplimiento de las metas estratégicas de la Compañía a través de la asignación efectiva de recursos y de un balanceo adecuado entre sus objetivos de crecimiento y retorno y su nivel de exposición a riesgos, inherentes tanto al ejercicio de sus actividades como al contexto en que ella opera.

Las tablas a continuación presentan un resumen de las posiciones mantenidas por la Compañía al 31 de diciembre de 2014, reconocidas como otros activos y pasivos corrientes, además de los valores reconocidos en el resultado, otros resultados integrales del ejercicio y garantías dadas como colaterales por naturaleza de las operaciones:


100

Posición financiera consolidada

Valor referencia Valor razonable

Posición Activa (Pasiva) Vencimiento

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 Derivados no designados como hedge Contratos Futuros (*) (4.314) 10.224 186 (48)

Compra/Petróleo y derivados 84.544 52.267 − − 2015 Venta/Petróleo y derivados (88.858) (42.043) − − 2015

Contratos de opciones (*) (594) − 2 −

Compra/Petróleo y derivados (364) − (1) − Venta/Petróleo y derivados (230) − 3 − 2015

Contratos a término 3 (2)

Compra/Cambio (ARS/USD) USD 10 (3) − 2015 Venta/Cambio (BRL/USD) USD 249 USD 17 6 (2) 2015

Swap − (1)

Interés - Euribor x Tasa Fija EUR 5 EUR 10 − (1) 2015 Derivados designados como hedge Swap (113) (21)

Cambio - cross currency swap USD 298 USD 298 (59) 26 2016 Interés - Libor/Tasa Fija USD 419 USD 440 (54) (47) 2020

Total reconocido en el Balance General 78 (72)

(*) Valor referencia en mil bbl

Ganancia/ (Pérdida) reconocido en los estados de

resultados (*)

Ganancia / (Pérdida) reconocido en el Patrimonio

Neto (**) Garantías dadas como

colaterales 2014 2013 2014 2013 31.12.2014 31.12.2013

Derivados de Commodity 910 (250) − − 17 335 Derivados de moneda (49) (85) 22 20 − − Derivados sobre interés (24) − (5) 24 − − Derivado implícito - etanol − (73) − − − −

837 (408) 17 44 17 335 Flujo de efectivo relacionado con las exportaciones (***) (1.673) (692) (13.977) (12.691) − −

(836) (1.100) (13.960) (12.647) 17 335

(*) Importes reconocidos en los resultados en el período. (**) Importes reconocidos como otro resultado integral en el periodo. (***) Uso de instrumentos financieros no derivados designados como instrumentos de cobertura, tal como se establece en la nota 32.3.

El análisis de sensibilidad con respecto a los diferentes tipos de riesgo de mercado a los que está expuesta la Compañía en función de su posición en instrumentos financieros derivados al 31 de diciembre de 2014 se presenta a continuación:


101

Consolidado

Operaciones Riesgo Escenario

Probable (*)

Escenario Posible

(∆ de 25%)

Escenario Remoto

(∆ de 50%)

Derivados no designados como Hedge Contratos Futuros Petróleo y Derivado - Fluctuación de precios 186 (189) (564) Contratos a término Cambio - Desvalorización del BRL ante el USD (53) (159) (318) Contratos a término Cambio - Valorización del ARS ante el USD 1 (7) (13) Swap Intereses - Desvalorización de la tasa de interés en EUR − − − Opciones Petróleo y Derivado - Fluctuación de precios 2 1 (8)

136 (354) (903) Derivados designados como Hedge Swap (3) 270 809 Deuda Cambio - Apreciación del JPY ante el USD 3 (270) (809)

Efecto neto − − − Swap 13 (2) (3) Deuda Intereses - valorización de la tasa LIBOR (13) 2 3 Efecto neto − − − (*) El 27/02/15, el escenario probable fue calculado considerando los siguientes riesgos: Real vs. Dólar - desvalorización del Real en 8,36% / Yen vs. Dólar - desvalorización del Yen en 0,03% / Peso vs. Dólar - desvalorización del Peso en 2,00%. Curva Futura de LIBOR - aumento del 0,35% a lo largo de la curva; Curva Futura de EURIBOR - desvalorización del 0,15% a lo largo de la curva.

33.1. Gestión de riesgo de los precios de petróleo y derivados

Petrobras mantiene preferentemente la exposición al ciclo de precios, por lo que no utiliza derivados para proteger operaciones de compra ni de venta de mercaderías cuyo objetivo sea satisfacer sus necesidades operativas. Las operaciones con derivados se limitan a la protección de los resultados esperados de transacciones comerciales a corto plazo.

33.2. Gestión de riesgo cambiario

En lo que se refiere a la gestión de riesgos cambiarios, Petrobras busca identificarlos y tratarlos en un análisis integrado de protecciones (hedges) naturales, beneficiándose de las correlaciones entre sus ingresos y gastos. A corto plazo, la gestión de riesgo involucra la asignación de las inversiones de efectivo entre el real, el dólar u otra moneda. En este contexto, la estrategia puede involucrar el uso de instrumentos financieros derivados para minimizar la exposición cambiaria de ciertas obligaciones de la Compañía.

a) Hedge del flujo de efectivo futuros altamente probables relacionado con las exportaciones de la Compañía

La Compañía designó relaciones de hedge para contabilizar los efectos de protección natural existente entre estas operaciones son reconocidos de forma simultánea en los estados financieros.

La relación de cobertura entre la deuda y las exportaciones se estableció en la proporción de 1 a 1, de modo que una parte del total a exportar en cada mes que se tomará será el objeto de una relación de endeudamiento de coberturas individuales con garantía de acciones de Petrobras en US$ con terceros. Las deudas tienen diferentes vencimientos con una vida media de aproximadamente 6,10 años.

Los valores de referencia (principal) y el valor razonable al 31 de diciembre de 2014, más allá de los efectos de las variaciones en las tasas de cambio registrado en el patrimonio neto, tomando como base una tasa de BRL/USD 2,6562, se presentan a continuación:


102

Instrumento de hedge Objeto de hedge Tipo de riesgo protegido Período

Valor Principal (US$

millones)

Valor de los Instrumentos de Protección

31.12.2014

Instrumentos financieros no derivados

Parte de las Exportaciones Mensuales Previstas Altamente Probables

Cambiario -Tasa Spot R$ x US$

Enero de 2014 a Junio de 2023 50.858 135.088

Cambio del valor de referencia (principal) US$ millones Cantidades designadas en 31 de diciembre de 2013 40.742

Nuevos instrumentos de hedge designados 22.330 Realización de las exportaciones (5.764) Reembolsos del principal / amortización (6.450)

Cantidades designadas en 31 de diciembre de 2014 50.858

Consolidado 31.12.2014

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Total

Realización prevista (3.394) (3.857) (4.362) (4.168) (3.694) (2.454) (2.043) (2.348) (350) (26.670)

b) Hedge del flujo de efectivo relacionado con contratos de swap - Yen x Dólar

La Compañía también mantiene una operación de hedge denominada cross currency swap para fijar en dólares los costos relacionados a Bonds emitidos en yenes, no habiendo la intención de liquidar tales contratos antes del plazo de vencimiento. La relación entre el derivado y el préstamo también fue designada como hedge de flujo de efectivo.


103

c) Análisis de sensibilidad de los instrumentos financieros sujetos a variación cambiaria

El escenario considerado probable y que se hace referencia por una fuente externa, además los escenarios posible y remoto que tienen en cuenta la apreciación del tipo de cambio (riesgo) en el 25% y 50%, respectivamente, a excepción de los activos y pasivos de las subsidiarias en el extranjero, cuando hecho en una moneda equivalente a sus respectivas monedas funcionales, se describen a continuación:

Consolidado

Instrumentos Financieros Exposición el

31.12.2014 Riesgo Escenarios

Probable (*)

Escenarios Posible

(∆ del 25%)

Escenarios Remoto

(∆ del 50%)

Activos 6.890 576 1.722 3.445 Pasivos (162.822) Dólar/ Real (13.608) (40.705) (81.411) Hedge de flujos de efectivo en exportaciones 135.088 11.290 33.772 67.544 (20.844) (1.742) (5.211) (10.422) Pasivos (**) (1.728) Yen/ Dólar − (432) (864) (1.728) − (432) (864) Activos 17 − 4 9 Pasivos (6.877) Euro/ Real (1) (1.719) (3.439) (6.860) (1) (1.715) (3.430) Activos 18.269 (2.075) 4.567 9.135 Pasivos (36.831) Euro/ Dólar 4.184 (9.208) (18.416) (18.562) 2.109 (4.641) (9.281) Activos 11 1 3 6 Pasivos (1.930) Libra/ Real (143) (483) (965)

(1.919) (142) (480) (959) Activos 4.684 Libra/ Dólar (99) 1.171 2.342 Pasivos (10.060) 213 (2.515) (5.030)

(5.376) 114 (1.344) (2.688) Activos 729 Peso/ Dólar 15 182 365 Pasivos (2.031) (41) (508) (1.015)

(1.302) (26) (326) (650)

(56.591) 312 (14.149) (28.294)

(*) El 27/02/15, el escenario probable fue calculado considerando los siguientes riesgos: Real vs. Dólar - desvalorización del Real en 8,36% / Yen vs. Dólar - desvalorización del Yen en 0,03% / Peso vs. Dólar - desvalorización del Peso en 2,00%/ Euro vs. Dólar – desvalorización del Euro en 7,70% / Libra vs. Dólar – desvalorización de la Libra en 0,87%. El escenario probable se construyó sobre la base de las tasas de cambio PTAX de venta del Banco Central el 27 de febrero de 2015. (**) Parte de la exposición está protegido por derivado Cross Currency Swap.

33.3. Gestión de riesgos de la tasa de interés

Petrobras considera que la exposición a las fluctuaciones de las tasas de interés no causa un impacto significativo de tal forma que, preferiblemente, la Compañía no utiliza instrumentos financieros derivados para administrar ese tipo de riesgo, excepto en situaciones específicas presentadas por empresas del sistema Petrobras.

33.4. Gestión del capital

La gestión del capital de la compañía tiene como objetivo mantener su estructura de capital en los niveles adecuados, destinados a la continuidad del negocio y el valor de aumento para los accionistas e inversores. Las principales fuentes de recursos de la empresa han sido la generación de efectivo operacional y fondos de terceros obtenidos a través de préstamos, emisiones de bonos en los mercados internacionales de capital y desinversiones. La compañía mantiene un perfil de deuda adecuada a los plazos de vencimiento de las inversiones, con el periodo medio de amortización de alrededor de seis años.


104

El endeudamiento neto se calcula a través de la suma del endeudamiento de corto y largo plazo, menos sustraído de efectivo y equivalentes al efectivo y de títulos públicos y de los Time deposits con vencimiento superior a 3 meses. El EBITDA ajustado es la ganancia neta antes del resultado financiero neto, impuesto sobre la renta/contribución social, depreciación/amortización, participación en inversiones y pérdida en el valor recuperable de activos (impairment). La capitalización neta es la suma de endeudamiento neto y patrimonio neto. Tales medidas no son definidas según las normas internacionales de contabilidad (IFRS) y no deben ser consideradas aisladamente ni en reemplazo de las métricas de ganancia, endeudamiento y generación de efectivo operativa en IFRS, tampoco ser base de comparación con los indicadores de otras empresas.

Consolidado

31.12.2014 31.12.2013 Total de financiaciones (corrientes y no corrientes) 351.035 267.820 Efectivo y equivalentes al efectivo 44.239 37.172 Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses) 24.707 9.085 Endeudamiento neto 282.089 221.563 Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 48% 39% EBITDA ajustado 59.140 62.967 Índice de endeudamiento neto/EBITDA ajustado 4,77 3,52

Desarrollo de nuevos proyectos en la industria del petróleo y el gas implica un considerable tiempo para madurar y el uso intensivo de los recursos financieros, por lo que la empresa puede tener inversiones más grandes que el flujo de efectivo operativo durante ciertos períodos. El precio del petróleo se mantiene en los niveles actuales durante un largo período, también puede afectar la capacidad de flujo de efectivo operativo. De este modo, la empresa puede vivir temporalmente con el empeoramiento de los indicadores hasta que las inversiones están generando efectivo y/u otros ajustes resultantes de la revisión del Plan de Negocio y Gestión en curso se implementan.

Además, el plan de desinversiones para el bienio 2015-2016 recientemente revisada, por un total de US$ 13,7 mil millones, es parte de la planificación financiera de la Compañía, que tiene como objetivo reducir el apalancamiento, preservar el efectivo y centrarse en las inversiones prioritarias, especialmente de la producción de petróleo y gas en Brasil en áreas de alta productividad y retorno.

Sin embargo, esta cartera desinversión es dinámica, porque el desarrollo de las operaciones depende de las condiciones de negocio, el mercado y el análisis continuo de la Compañía.

33.5. Riesgo de crédito

La política de gestión de riesgo de crédito forma parte de la política global de gestión de riesgos de la Compañía y su objetivo es conciliar la necesidad de minimizar la exposición al riesgo de crédito y de maximizar el resultado de las ventas y operaciones financieras, mediante proceso de análisis, concesión y gestión de los créditos de forma eficiente, utilizando los parámetros cuantitativos y cualitativos apropiados para cada uno de los segmentos del mercado.

La cartera de crédito comercial de la Compañía es bastante diversificada, estando los créditos concedidos divididos entre clientes del mercado interno de Brasil y de mercados del exterior. El crédito concedido a instituciones financieras se distribuye entre los principales bancos internacionales clasificados por las agencias de clasificación internacional de riesgos como Grado de Inversión y los más importantes bancos brasileños.


105

33.5.1. Calidad del crédito de activos financieros

a) Cuentas a cobrar de clientes

La mayor parte de los clientes de Petrobras no tiene clasificación de riesgo concedida por agencias calificadoras. De esta forma, las comisiones de crédito evalúan la calidad del crédito tomando en cuenta entre otros aspectos el ramo de actuación del cliente, relacionamiento comercial, histórico financiero con Petrobras, su situación financiera y concepto en el mercado, definiendo así límites de crédito, que son monitoreados regularmente.

b) Otros activos financieros

La calidad del crédito de activos financieros clasificados como efectivo y equivalentes al efectivo y títulos y valores mobiliarios tiene como base la clasificación de riesgo concedida por las agencias calificadoras Standard & Poor’s, Moody's y Fitch. Las informaciones sobre dichos activos financieros, que no están vencidos y sin evidencias de pérdidas, se disponen a continuación:

Consolidado

Efectivo y equivalentes al

efectivo Activos financieros 2014 2013 2014 2013

AAA 55 54 − − AA 266 16 − − A 21.635 11.617 53 − BBB 3.988 146 243 − AAA.br 13.867 23.253 24.655 9.321 AA.br 2.459 1.082 − − Otros clasificaciones 1.969 1.004 102 87

44.239 37.172 25.053 9.408

33.6. Riesgo de liquidez

Riesgo de liquidez de la Compañía es la posibilidad de insuficiencia de recursos, dinero en efectivo u otro activo financiero para liquidar las obligaciones en las fechas establecidas y es administrado por la Compañía a través de acciones tales como: centralización del efectivo del sistema, optimización de la disponibilidad y la reducción de la necesidad de capital de trabajo; efectivo mínimo robusta para asegurar la inversión continua y el cumplimiento de obligaciones a corto plazo, incluso en el caso de mercado adversas; ampliar la base de inversionistas, explorar exploración de la capacidad de financiación de los mercados nacionales e internacionales, el desarrollo de una fuerte presencia en los mercados de capitales y la búsqueda de nuevas fuentes de financiación con nuevos productos para recaudar fondos y nuevos mercados.

En la actualidad, esta estrategia se ha obtenido, por ejemplo, mediante el acceso mercado bancario asiático. Considere el uso de las fuentes tradicionales de financiación (bancos, las Export Credit Agency - ACE y los mercados de capital) durante 2015 para recaudar los fondos necesarios para refinanciar la deuda y la financiación de las inversiones. Además, el programa de desinversión de US$ 13,7 mil millones contribuirá a la satisfacción de las necesidades de liquidez.

Flujo nominal (no reconocidos) de principal e intereses de las financiaciones por vencimiento:

Consolidado

Vencimiento 2015 2016 2017 2018 2019 2020 en

adelante 31.12.2014 31.12.2013

42.611 49.137 44.735 59.370 73.061 208.417 477.331 363.513


106

33.7. Seguros (no auditado)

Para proteger su patrimonio, Petrobras transfiere, a través de la contratación de seguros, los riesgos que, caso vengan a suceder siniestros, puedan generar pérdidas que tengan impacto significativo sobre el patrimonio de la Compañía, así como también los riesgos sujetos a seguro obligatorio, sea por disposiciones legales o contractuales. Los demás riesgos son cubiertos por autoseguro, con Petrobras intencionalmente asumiendo el riesgo integral, mediante ausencia de seguro. La Compañía asume una porción significativa de su riesgo, contratando franquicias que pueden llegar al monto equivalente de US$ 20 millones.

Las premisas de riesgo adoptadas no son parte del alcance de una auditoría de estados financieros. En consecuencia, no fueron examinados por nuestros auditores independientes.

Las principales informaciones sobre la cobertura de seguros en vigor al 31 de diciembre de 2014 son demostradas de la siguiente forma:

Importancia asegurada

Activo Tipos de

cobertura Consolidado Controlante

Instalaciones, equipos y productos en inventarios

Incendio, riezgos

operativos y riezgos de ingeniería 485.410 304.375

Navíos-tanque y embarcaciones auxiliares Cascos 10.094 Plataformas fijas, sistemas flotantes de producción y unidades de perforación marítimas

Riesgos de petróleo 102.905 23.791

Total 598.409 328.166

Petrobras no hace seguros de lucros cesantes, control de pozos (operaciones en Brasil), coches y de la red de tuberías en Brasil.

34. Valor razonable de los activos y pasivos financieros

Los valores razonables de efectivo y equivalentes de efectivo, de la deuda de corto plazo, así como de otros activos y pasivos de largo plazo son equivalentes o no difieren significativamente de sus valores contables.

La jerarquía de los valores razonables de los activos y pasivos financieros registrados en base recurrente se demuestra a continuación:

Nivel I: precios cotizados (sin ajustar) en mercados activos para activos o pasivos idénticos a los cuales la entidad puede acceder en la fecha de la medición.

Nivel II: son informaciones, que no los precios cotizados incluidos en el Nivel 1, observables para el activo o pasivo, directa o indirectamente.

Nivel III: son informaciones no observables para el activo o pasivo.


107

Valor justo medido con base en

Nivel I

Nivel II

Nivel III

Total del valor

razonable contabilizado

Activos Titulos y valores mobiliarios 7.202 − − 7.202 Derivados de Commodities 188 − − 188 Derivados de Moneda Extranjera − 6 − 6

Saldo al 31 de diciembre de 2014 7.390 6 − 7.396

Saldo al 31 de diciembre de 2013 9.124 24 − 9.148

Pasivos Derivados de Moneda Extranjera − (62) − (62) Derivados de intereses − (54) − (54)

Saldo al 31 de diciembre de 2014 − (116) − (116)

Saldo al 31 de diciembre de 2013 (48) (48) − (96)

No hay transferencias relevantes entre los niveles.

Al 31 de diciembre de 2014, el valor razonable estimado para los préstamos de largo plazo de la Compañía, calculado a tasas de mercado vigentes, es presentado en la nota explicativa 17.

35. Eventos subsecuentes

Moody’s revisa la calificación de riesgo de Petrobras

El 24 de febrero de 2015, la agencia de calificación de riesgo Moody’s rebajó el nivel de riesgo (rating) de los bonds de la Compañía en el mercado americano y, con esto, Petrobras ya no se clasifica como "grado de inversión" por esta agencia.

Esta revisión, según Moody's, refleja la preocupación con las investigaciones de corrupción en curso y las posibles presiones sobre la liquidez de la Compañía ocasionados por el retraso en la divulgación de los estados financieros auditados. Moody’s también señala que la Compañía deberá pasar por un momento desafiador con el objetivo de reducir su endeudamiento en los próximos años y necesitará más tiempo de que el previsto anteriormente para reducir su apalancamiento.

La Compañía destaca que no tiene covenants (obligación de hacer) relacionados a la rebaja del rating por parte de las agencias de calificación de riesgo o relacionadas al rating abajo del "grado de inversión".

El cierre de las actividades en Japón

En febrero de 2015, Petrobras decidió iniciar su plan de salida de Okinawa, Japón. El plan prevé el cierre de las actividades de refinación de la refinería Nansey Sekiyu (NSS), el cual se llevará a cabo en estrecha colaboración con el METI (Ministry of Economy, Trade and Industry) japonés.

Venta de activos en Argentina

El 30 de marzo de 2015, Petrobras Argentina S.A., PESA, vendió todos sus activos ubicados en la Cuenca Austral, en la provincia de Santa Cruz, para la Compañía General de Combustibles SA (CGC) por US$ 101 millones.


108

Financiación en el mercado bancario

El 1º de abril de 2015, Petrobras, a través de su subsidiaria indirecta Petrobras Global Trading BV (PGT), contrató una línea de crédito de mercado bancário, en el monto de US$ 3,5 mil millones, con vencimiento en 10 años, con China Development Bank Corporation.

El 9 de abril de 2015, Petrobras, a través de su subsidiaria Petrobras Distribuidora S.A., firmó un acuerdo de financiación con el Banco do Brasil, por el valor de R$ 4,5 mil millones, para capital de trabajo, con vencimiento en marzo de 2021.

El 17 de abril de 2015, Petrobras informa que aprobó los siguientes contratos:

- Límite de financiamiento pre-aprobado (standby) con la Caixa Econômica Federal, en un monto de R$ 2 mil millones y plazo de hasta 05 años;

- Límite de financiamiento pre-aprobado (standby) con el banco Bradesco, en un monto de R$ 3 mil millones y plazo de hasta 05 años;

- Acuerdo de Cooperación (Cooperation Agreement) con el banco Standard Chartered, para una operación de sale and leaseback de plataformas de producción, por un valor de hasta US$ 3 mil millones y plazo de 10 años.


109

Información Complementaria – No auditadas (Expresados en millones de reales, excepto cuando indicado en contrario)

Balance Social Consolidado 1 - Base de Cálculo 2014 2013

Ingresos de ventas consolidados (RL) 337.260 304.890 Ganancias (Pérdida) antes de las participaciones y impuestos Consolidadas (RO) (24.771) 29.257 Nómina de pagos bruta consolidada (i) 31.671 27.025 % sobre % sobre

2 - Indicadores Sociales Internos Valor FPB RL Valor FPB RL Alimentación 1.222 3,86% 0,36% 1.063 3,93% 0,35% Cargas sociales obligatorias 5.774 18,23% 1,71% 5.366 19,85% 1,76% Previsión privada 1.978 6,24% 0,59% 1.674 6,20% 0,55% Salud 1.477 4,66% 0,44% 1.266 4,68% 0,42% Seguridad y salud en el trabajo 225 0,71% 0,07% 221 0,82% 0,07% Educación 242 0,76% 0,07% 215 0,80% 0,07% Cultura 18 0,06% 0,01% 20 0,07% 0,01% Capacitación y desarrollo profesional 365 1,15% 0,11% 423 1,57% 0,14% Guarderías o asistencia guardería 58 0,18% 0,02% 39 0,14% 0,01% Participación en las ganancias o resultados 1.045 3,30% 0,31% 1.102 4,08% 0,36% Otros 50 0,16% 0,01% 90 0,33% 0,03%

Total - Indicadores sociales internos 12.454 39,31% 3,70% 11.479 42,51% 3,75%

% sobre % sobre

3 - Indicadores Sociales Externos Valor RO RL Valor RO RL Generación de renta y oportunidad de trabajo 87 -0,35% 0,03% 230 0,79% 0,08% Educación para la calificación profesional 73 -0,29% 0,02% 62 0,21% 0,02% Garantía de los derechos de los niños y adolescentes (I) 78 -0,32% 0,02% 74 0,25% 0,02% Cultura 143 -0,58% 0,04% 203 0,69% 0,07% Deporte 98 -0,4% 0,03% 81 0,28% 0,03% Otros 29 -0,12% 0,01% 25 0,09% 0,01%

Total de las contribuciones para la sociedad 508 -2,05% 0,15% 675 2,31% 0,22% Tributos (excluidas las cargas sociales) 106.319 -429,21% 31,52% 101.507 346,95% 33,29%

Total - Indicadores sociales externos 106.827 -431,26% 31,67% 102.182 349,26% 33,51%

% sobre % sobre

4 - Indicadores Ambientales Valor RO RL Valor RO RL Inversiones relacionadas con la producción/operación de la Compañia (i) 3.169 -12,79% 0,94% 3.219 11,00% 1,06% Inversiones en programas y/o proyectos externos 108 -0,44% 0,03% 104 0,36% 0,03%

Total de las inversiones en medio ambiente 3.277 -13,23% 0,97% 3.323 11,36% 1,09%

En cuanto al establecimiento de “metas anuales” para mitigar residuos, el consumo en general en la producción / operación y aumentar la eficacia en la utilización de recursos naturales, la Compañia:

( ) no tiene metas ( ) cumple del 51% al75% ( )cumple del 0 al 50% (X) cumple del 76 al 100%

( ) no tiene metas ( ) cumple del 51% al75%

( )cumple del 0 al 50% (X) cumple del 76 al 100%


110

Información Complementaria – No auditadas (Expresados en millones de reales, excepto cuando indicado en contrario)

Balance Social (continuación) Consolidado 5 - Indicadores de la plantilla 2014 2013

Nº de empleados(as) al cierre del período 80.908 86.108 Nº de admisiones durante el período (II) 3.786 2.166 Nº de empleados(as) subcontratados(as) 291.074 360.180 Nº de pasantes 1.746 1.816 Nº de empleados(as) con más de 45 años (III) 33.767 37.858 Nº de mujeres que trabajan en la Compañia 13.625 14.371 % de cargos de jefatura ocupados por mujeres (III) 15,2% 15,4% Nº de negros(as) que trabajan en la Compañia (IV) 19.959 20.908 % de cargos de jefatura ocupados por negros(as) (V) 20,3% 25,2% Nº de portadores(as) de discapacidad o necesidades especiales (VI) 286 1.127 6 - Informaciones significativas respecto al ejercicio de la ciudadanía Compañiarial 2014 Metas 2015

Relación entre la mayor y la menor remuneración de la Compañia (VII) 30,3 30,3 Número total de accidentes de trabajo (VIII) 4.406 4.406

Los proyectos sociales y ambientales desarrollados por la Compañia fueron definidos por: ( ) directorio

( X ) directorio y gerencias

( ) todos(as) los empleados(as) ( ) directorio

( X ) directorio y gerencias

( ) todos(as) los empleados(as)

Los estándares de seguridad y salubridad en el ambiente de trabajo fueron definidos por:

(X) directorio y gerencias


( ) todos(as) + Cipa

(X) directorio y gerencias


( ) todos(as) + Cipa

Respecto a la libertad gremial, al derecho de negociación colectiva y a la representación interna de los(las) trabajadores(as), la Compañia:

( ) no se envuelve

( ) sigue las normas de la

OIT (X) incentiva y sigue a la OIT

( ) no se envolverá

( ) seguirá las normas de la

OIT (X) incentivará e seguirá a la OIT

La previsión privada incluye: ( ) directorio

( ) directorio y gerencias

(X) todos(as) los empleados(as) ( ) directorio


(X) todos(as) los empleados(as)

La participación en las ganancias o resultados incluye: ( ) directorio


(X) todos(as) los empleados(as) ( ) directorio


(X) todos(as) los empleados(as)

En la selección de los proveedores, los mismos estándares éticos y de responsabilidad social y ambiental adoptados por la Compañia:

( ) no se consideran ( ) se sugieren (X) son exigidos

( ) no se considerarán ( ) se sugerirán (X) se exigirán

Respecto a la participación de los empleados(as) en programas de trabajo voluntario, la Compañia:

( ) no se envuelve ( ) apoya

(X) organiza e incentiva

( ) no se envolverá ( ) apoyará

(X) organizará e incentivará

Número total de reclamaciones y críticas de consumidores(as): (IX)

en la Compañia 11.191

en el Procon 36

en la Justicia 146

en la Compañia 7.656

en el Procon -

en la Justicia 4

% de reclamaciones y críticas atendidas o solucionadas: en la Compañia 95,6%

en el Procon 44,4%

en la Justicia 31,5%

en la Compañia 93,7%

en el Procon -

en la Justicia 44,4%

Valor agregado total a distribuir (en miles de R$): Em 2014: 146.440 Em 2013: 193.121

Distribución del Valor Agregado (DVA): 70% gobierno 22% colaboradores(as) 0% acionistas 23% terceiros -15% retido

55% gobierno 14% colaboradores(as) 5% acionistas 19% terceiros 7% retido

7 - Otras informaciones I. Incluye R$ 3,5 de traspaso al Fondo para la Infancia y la Adolescencia (FIA). II. Informaciones del Sistema Petrobras en Brasil relativas a las admisiones por proceso selectivo público. III. Información relativa a los empleados de Petrobras Controlante, Petrobras Distribuidora, Transpetro, Liquigas, Petrobras Biocombustible y filiales. IV. Informaciones relativas a los empleados de Petrobras Controlante, Petrobras Distribuidora, Transpetro y Liquigas que se autodeclaran negros (mulatos y negros). V. Del total de los cargos de jefatura de Petrobras Controlante ocupados por los empleados que informaron color/raza, el 20,3% son ejercidos por personas que se autodeclararon negras (mulatos y negros). VI. En 2013, las cifras presentadas por las áreas de negocio, obtenidos a través de la auto-declaración de los empleados. En 2014, el número fue extraído de campo específico de sistema de salud informatizada, registrado durante el examen médico anual. No incluye los empleados con discapacidad admitidos en 2014. Número refiriéndose a Petrobras Controlante. VII. Informaciones relativas a Petrobras Controlante. VIII. El proceso de diseño de este número se volvió a evaluar líder a la conclusión de que las incertidumbres inherentes ocasionaron una proyección con un margen de error significativo y de poco uso. XI. Las informaciones en la Compañía incluyen el cuantitativo de reclamaciones y críticas recibidas por Petrobras Controlante, Liquigás, Petrobras Distribuidora y por el área internacional. (i) Compuesto por los salarios, beneficios, FGTS, Seguridad Social y otros beneficios a los empleados.

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria – No auditadas (Expresados en millones de reales, excepto cuando indicado en contrario)

111

Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas)

De acuerdo con el Tópico de Codificación 932 – Actividades Extractivas – Petróleo y Gas, emitidos por la Securities and Exchange Commission (SEC), este capítulo proporciona información suplementaria sobre las actividades de producción y exploración de petróleo y gas de la Compañía. La información incluida en los ítems (a) a (c) proporciona información histórica sobre costos relativa a los costos habidos por exploración, adquisiciones y desarrollo de propiedad, costos capitalizados y resultados de operaciones. La información incluida en los ítems (d) y (e) presenta informaciones sobre las cantidades de reservas comprobadas netas estimadas de Petrobras, la medida estandarizada de los flujos de efectivo netos futuros descontados estimados relacionados a las reservas comprobadas y los cambios en los flujos de efectivo netos futuros descontados estimados.

El área geográfica “Internacional” incluye, el 31 de diciembre de 2014, actividades en América del Sur, que comprende Argentina, Colombia y Ecuador; América del Norte, que incluye México y Estados Unidos de América y Otros, que incluye Turquía. Las participaciones accionarias incluyen las operaciones de Petrobras Oil and Gas BV (PO&G) de Namíbia y Nigeria, así como las compañías venezolanas dedicadas a actividades de exploración y producción.

a) Costos capitalizados relativos a actividades de producción de petróleo y gas

La tabla a continuación resume los costos capitalizados de las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, yunto con la depreciación, la amortización y el agotamiento acumulados y obligación de desmantelamiento:

Consolidado

Inversiones por

Equivalencia Patrimonial

Brasil América del

Sur América del

Norte África Otras Internacional Total Total

31 de diciembre de 2014 Reservas de petróleo y gas no comprobadas 24.698 192 1.788 − − 1.980 26.678 24 Reservas de petróleo y gas comprobadas 256.376 5.332 11.281 − − 16.613 272.989 12.065 Equipos de soporte 211.159 3.136 206 − 9 3.351 214.510 69

Costos capitalizados brutos 492.233 8.660 13.275 − 9 21.944 514.177 12.158 Depreciación y agotamiento (124.020) (4.656) (3.383) − (9) (8.048) (132.068) (4.831)

Costos capitalizados, netos 368.213 4.004 9.892 − − 13.896 382.109 7.327

31 de diciembre de 2013 Reservas de petróleo y gas no comprobadas 49.806 1.936 1.342 51 − 3.329 53.135 − Reservas de petróleo y gas comprobadas 193.003 5.646 14.102 − − 19.748 212.751 9.304 Equipos de soporte 190.773 842 (642) (35) 10 175 190.948 2

Costos capitalizados brutos 433.582 8.424 14.802 16 10 23.251 456.833 9.306 Depreciación y agotamiento (104.541) (4.790) (2.221) − (9) (7.020) (111.561) (3.408)

Costos capitalizados, netos 329.041 3.634 12.581 16 1 16.232 345.273 5.898

31 de diciembre de 2012 Reservas de petróleo y gas no comprobadas 98.609 1.440 3.210 3.066 51 7.767 106.376 − Reservas de petróleo y gas comprobadas 123.940 8.072 7.443 5.041 − 20.556 144.496 1.004 Equipos de soporte 152.058 3.063 6 54 14 3.137 155.195 −

Costos capitalizados brutos 374.607 12.575 10.659 8.161 65 31.460 406.067 1.004 Depreciación y agotamiento (88.449) (6.157) (1.278) (2.892) (7) (10.334) (98.783) (348)

Costos capitalizados, netos 286.158 6.418 9.381 5.269 58 21.126 307.284 656


112

b) Costos habidos en la adquisición, exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas

Los costos habidos se resumen a continuación e incluyen tanto los montos gastados como capitalizados:

Inversiones por


Brasil América del

Sur América del

Norte África* Otras Internacional Total Total

31 de diciembre de 2014 Adquisiciones de propiedades

Comprobadas − 209 − − − 209 209 − No comprobadas 120 − − − − − 120 −

Costos de exploración 12.833 288 317 36 − 641 13.474 − Costos de desarrollo 42.726 1.285 983 − − 2.268 44.994 1.501 Total 55.679 1.782 1.300 36 − 3.118 58.797 1.501


Comprobadas − − − − − − − − No comprobadas 6.538 − − − − − 6.538 −

Costos de exploración 13.206 429 830 3 2 1.264 14.470 − Costos de desarrollo 39.197 1.576 2.765 660 6 5.007 44.204 556

Total 58.941 2.005 3.595 663 7 6.271 65.212 556


Comprobadas − − − − − − − − No comprobadas − − − − − − − −

Costos de exploración 11.086 577 1.143 175 1 1.896 12.982 − Costos de desarrollo 31.623 1.793 2.203 583 122 4.701 36.324 38 Total 42.709 2.370 3.346 758 123 6.597 49.306 38

(*) Los valores de los activos mantenidos para la venta se realizaron en 2014.

c) Resultados de las actividades de producción de petróleo y gas

Los resultados operativos de la Compañía provenientes de las actividades de producción de petróleo y gas para los ejercicios concluidos el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 se demuestran en el cuadro a continuación. La Compañía transfiere substancialmente toda su producción brasileña de petróleo crudo y gas al segmento de Abastecimiento en Brasil. Los precios calculados por el modelo de la Compañía pueden no ser indicativos del precio que la Compañía habría obtenido si esta producción hubiera sido vendida en un mercado al contado no regulado. Además, los precios calculados por el modelo de la Compañía pueden no ser indicativos de los precios futuros a ser realizados por la Compañía. Los precios del gas natural utilizados son aquellos contratados con terceros.

Los costos de producción son aquellos de lifting habidos para la operación y mantenimiento de pozos productivos y equipos e instalaciones relacionados, incluyendo los costos con mano de obra operativa, materiales, suministros, combustibles consumidos en operaciones y costos operativos de las unidades de procesamiento de gas natural.

Los gastos por exploración incluyen los costos de actividades geológicas y geofísicas y de pozos exploratorios no productivos. Los gastos por depreciación, agotamiento y amortización se refieren a los activos utilizados en las actividades de exploración y desarrollo. De acuerdo con el Tópico de codificación 932 SEC – Actividades Extractivas – petróleo y gas natural, el impuesto sobre la renta es basado en las tasas estatutarias, considerando las deducciones permitidas. Gastos e ingresos financieros no están incluidos en los resultados reportados en la tabla a continuación.


113

Consolidado

Inversiones por


Brasil América del

Sur América del

Norte África Otras Internacional Total Total

31 de diciembre de 2014 Ingresos operativos netos:

Ventas a terceros 1.190 1.975 2.144 − − 4.119 5.309 1.578 Intersegmentos 152.515 2.903 − − − 2.903 155.418 3.279

153.705 4.878 2.144 − − 7.022 160.727 4.857 Costos de producción (64.366) (2.459) (489) − − (2.948) (67.314) (1.398) Gastos de exploración (6.720) (69) (308) (38) − (415) (7.135) (675) Depreciación, agotamiento y amortización (18.091) (852) (1.208) − − (2.060) (20.151) (421) Pérdidas de valor de propiedades de petróleo y gas (5.665) (230) (4.183) (16) − (4.429) (10.094) (180) Otros gastos operativos (6.722) 2.610 (276) 6 279 2.619 (4.103) (20)

Resultados antes de los impuestos a las ganancias 52.141 3.878 (4.320) (48) 279 (211) 51.930 2.163 Impuestos a las ganancias (17.728) (1.206) (10) − 41 (1.175) (18.903) (1.576) Resultados de las operaciones (excluyendo gastos generales corporativos y costos de interés) 34.413 2.672 (4.330) (48) 320 (1.386) 33.027 587


Ventas a terceros 2.472 2.201 1.093 438 − 3.732 6.204 1.176 Intersegmentos 144.809 3.624 − 1.429 − 5.053 149.862 1.640

147.281 5.826 1.093 1.867 − 8.786 156.067 2.816 Costos de producción (57.050) (3.057) (381) (141) − (3.580) (60.630) (423) Gastos de exploración (6.057) (132) (189) (61) (7) (388) (6.445) (4) Depreciación, agotamiento y amortización (16.867) (1.117) (693) (192) (1) (2.004) (18.871) (565) Pérdidas de valor de propiedades de petróleo y gas (9) 2 (30) (1.205) − (1.233) (1.242) − Otros gastos operativos (2.883) (552) (161) (108) 3.763 2.943 60 −

Resultados antes de los impuestos a las ganancias 64.415 969 (361) 160 3.756 4.524 68.939 1.823 Impuestos a las ganancias (21.901) (304) (3) (790) (1) (1.099) (23.000) (750)

Resultados de las operaciones (excluyendo gastos generales corporativos y costos de interés) 42.514 665 (365) (630) 3.754 3.425 45.939 1.073


Ventas a terceros 1.700 2.240 37 719 − 2.996 4.696 362 Intersegmentos 143.873 3.232 566 3.674 − 7.472 151.345 −

145.573 5.472 603 4.393 − 10.468 156.041 362 Costos de producción (52.888) (2.664) (79) (348) − (3.091) (55.979) (302) Gastos de exploración (7.114) (352) (96) (163) (112) (723) (7.837) − Depreciación, agotamiento y amortización (12.763) (921) (342) (370) (2) (1.635) (14.398) (153) Pérdidas de valor de propiedades de petróleo y gas (71) (1) − (33) − (34) (105) − Otros gastos operativos (3.523) (384) (218) 340 (82) (344) (3.867) −

Resultados antes de los impuestos a las ganancias 69.214 1.150 (132) 3.819 (196) 4.641 73.855 (93) Impuestos a las ganancias (23.533) (295) (1) (1.820) 2 (2.114) (25.647) 28

Resultados de las operaciones (excluyendo gastos generales corporativos y costos de interés) 45.681 855 (133) 1.999 (194) 2.527 48.208 (65)


114

d) Informaciones sobre reservas

Las reservas estimadas netas comprobadas de petróleo y gas de la Compañía y los respectivos cambios respecto a los ejercicios 2014, 2013 y 2012 se demuestran en la tabla a continuación. Las reservas comprobadas son estimadas por los ingenieros de reservas de la Compañía según las definiciones de reservas previstas por la Securities and Exchange Commission.

Las reservas comprobadas de petróleo y gas son las cantidades de petróleo y gas que, de acuerdo con los análisis geológicos y los datos de ingeniería, se puede estimar con certeza razonable que serán económicamente viables a partir de una determinada fecha, provenientes de reservorios conocidos y bajo las condiciones económicas existentes, métodos operativos y reglamentaciones gubernamentales anteriores al plazo en el que expiran los contratos, asegurando el derecho de operación, a menos que las evidencias indiquen que existe uma certeza razonable de renovación, independientemente de cuales sean los métodos de determinación o probabilidad utilizados para la estimativa. El proyecto para la extracción de los hidrocarburos debe haber comenzado o el operador debe tener una certeza razonable de que comenzará el proyecto en un período de tiempo razonable.

Reservas desarrolladas de petróleo y gas son reservas de cualquier categoría que se espera recuperar: (i) por medio de los pozos existentes con los equipos y métodos operativos existentes o en las cuales el costo de los equipos necesarios es relativamente inferior em comparación al costo de un nuevo pozo; y (ii) por medio de los equipos de extracción instalados y de la infraestructura que se encuentre en operación en el momento de la estimación de las reservas caso la extracción se realice por medio que no envuelvan un pozo.

En algunos casos, nuevas inversiones sustanciales en pozos adicionales y respectivas instalaciones serán necesarias para recuperar tales reservas comprobadas. Debido a las incertidumbres inherentes y a la naturaleza limitada de los datos de reservorios, las estimaciones de reservas están sujetas a cambios cuando se tengan informaciones adicionales.

El resumen de los cambios anuales de las reservas comprobadas de petróleo se muestra a continuación (en millones de barriles):


115

Consolidado

Inversiones por


Reservas comprobadas desarrolladas y no desarrolladas Brasil

América del Sur

América del Norte África

Internacional**

Petróleo Sintético Total Total

Reservas al 31 de diciembre de 2011 10.411,2 191,2 53,7 118,1 363,0 8,6 10.782,8 29,6

Revisiones de estimativas previas 69,7 (2,6) 23,5 22,4 43,3 0,7 113,7 (3,0) Extensiones y hallazgos 424,4 11,4 − − 11,4 − 435,8 − Perfeccionamiento de recuperación 324,6 0,6 − 18,7 19,3 − 343,9 − Producción del ejercicio (690,7) (25,2) (3,3) (19,0) (47,5) (1,0) (739,1) (2,3)


Transferencias por la pérdida de control * − − − (140,2) (140,2) − (140,2) 140,2 Revisiones de estimativas previas (110,0) 13,4 21,9 − 35,4 1,3 (73,4) 1,8 Extensiones y hallazgos 818,3 − 33,0 − 33,0 − 851,4 − Perfeccionamiento de recuperación 124,2 − − − − − 124,2 − Ventas de reservas (42,3) − (1,5) − (1,5) − (43,8) (65,4) Producción del ejercicio (671,0) (22,8) (4,3) − (27,1) (0,8) (698,9) (16,5)

Reservas al 31 de diciembre de 2013 10.658,4 166,0 123,1 (0,0) 289,2 8,8 10.956,4 84,5

Transferencias por la pérdida de control * − − − − − − − Revisiones de estimativas previas 629,3 (3,2) 5,3 − 2,1 0,2 631,6 (1,1) Extensiones y hallazgos 267,7 3,0 1,6 − 4,6 − 272,3 − Perfeccionamiento de recuperación − 0,5 − − 0,5 − 0,5 − Ventas de reservas − (104,4) (0,1) − (104,5) − (104,5) − Compras de reservas − 22,9 − − 22,9 − 22,9 − Producción del ejercicio (704,6) (18,3) (10,0) − (28,3) (1,1) (734,0) (11,3)

Reservas al 31 de diciembre de 2014 10.850,9 66,5 119,9 (0,0) 186,5 7,9 11.045,2 72,1

* Incluye el monto transferido de PO&G que dejó de ser consolidada. ** En 2013 incluye el valor de 105 millones de barriles relacionados con activos mantenidos para la venta.

Las diferencias aparentes en la suma de las partes se deben a redondeos.

El resumen de los cambios anuales de las reservas comprobadas de gas natural se muestra a continuación (en miles de millones de pies cúbicos):


116

Consolidado

Inversiones por


Reservas comprobadas desarrolladas y no desarrolladas Brasil

América del Sur

América del Norte África

Internacional** Gas Sintético Total Total

Reservas al 31 de diciembre de 2011 11.067,0 1.189,6 71,9 39,3 1.300,8 13,4 12.381,2 43,5

Revisiones de estimativas previas 373,4 (18,3) 2,7 6,2 (9,4) 1,8 365,8 5,2 Extensiones y hallazgos 275,8 19,6 − − 19,6 − 295,4 − Perfeccionamiento de recuperación (624,3) 0,8 − − 0,8 − (623,5) − Producción del ejercicio (747,3) (108,0) (6,9) − (114,9) (1,9) (864,1) (0,9)


Transferencias por la pérdida de control * − − − (45,5) (45,5) − (45,5) 45,5 Revisiones de estimativas previas (291,2) 75,2 2,6 − 77,8 (0,1) (213,5) (8,0) Extensiones y hallazgos 1.113,0 − 80,4 − 80,4 − 1.193,4 − Perfeccionamiento de recuperación 916,0 − − − − − 916,0 − Ventas de reservas (17,3) − (13,4) − (13,4) − (30,7) (22,8) Compras de reservas 0,4 − − − − − 0,4 − Producción del ejercicio (773,8) (100,4) (4,4) − (104,8) (1,4) (880,0) (0,6)


Revisiones de estimativas previas 468,0 25,5 46,1 − 71,6 0,1 539,7 (14,4) Extensiones y hallazgos 216,0 42,1 6,0 − 48,1 − 264,1 − Perfeccionamiento de recuperación − 10,8 − − 10,8 − 10,8 − Ventas de reservas − (351,7) (0,1) − (351,8) − (351,8) − Compras de reservas − 47,1 − − 47,1 − 47,1 − Producción del ejercicio (805,4) (101,5) (4,9) − (106,4) (1,4) (913,2) (0,6)


* Incluye el monto transferido de PO&G que dejó de ser consolidada. ** Em 2013 incluye 363 mil millones de barriles relacionados con activos mantenidos para la venta.



117

Las tablas siguientes presentan los volúmenes de reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas, netos:

2014 2013 2012

Petróleo

Crudo Petróleo Sintético Gas Natural

Gas Sintético

Petróleo Crudo

Petróleo Sintético Gas Natural

Gas Sintético

Petróleo Crudo

Petróleo Sintético Gas Natural

Gas Sintético

(millones de barriles) (miles millones pies cúb.) (millones de barriles) (miles millones pies cúb.) (millones de barriles) (miles millones pies cúb.) Reservas comprobadas desarrolladas, netas: Entidades Consolidadas Brasil 7.002,7 7,9 6.661,0 10,6 6.509,3 8,8 6.578,9 11,8 6.397,5 8,3 6.811,5 13,3

América del Sur 52,0 − 358,2 − 86,0 − 368,4 − 96,5 − 414,1 − América del Norte 63,6 − 146,2 − 46,2 − 9,9 − 21,2 − 25,2 − África − − − − − − − − 77,8 − 35,8 −

Internacional 115,6 − 504,3 − 132,2 − 378,3 − 195,5 − 475,1 −

Total Entidades Consolidadas 7.118,3 7,9 7.165,4 10,6 6.641,6 8,8 6.957,3 11,8 6.593,0 8,3 7.286,6 13,3

Entidades no Consolidadas América del Sur 9,4 − 15,7 − 12,4 − 14,9 − 12,7 − 14,6 − África 30,8 − 14,4 − 37,3 − 15,7 − − − − −

Internacional 40,2 − 30,1 − 49,8 − 30,5 − 12,7 − 14,6 −

Total Entidades no Consolidadas 40,2 − 30,1 − 49,8 − 30,5 − 12,7 − 14,6 −

Total Entidades Consolidadas y no Consolidadas 7.158,5 7,9 7.195,5 10,6 6.691,4 8,8 6.987,8 11,8 6.605,7 8,3 7.301,2 13,3

Reservas comprobadas y no desarrolladas, netas: Entidades Consolidadas Brasil 3.848,2 − 4.509,2 − 4.149,1 − 4.712,7 − 4.141,7 − 3.533,0 −

América del Sur 14,6 − 372,5 − 80,1 − 690,1 − 78,9 − 669,5 − América del Norte 56,4 − 33,8 − 77,0 − 123,1 − 52,8 − 42,5 − África − − − − − − − − 62,4 − 9,8 −

Internacional 71,0 − 406,3 − 157,1 − 813,2 − 194,1 − 721,8 −

Total Entidades Consolidadas 3.919,2 − 4.915,5 − 4.306,2 − 5.525,9 − 4.335,8 − 4.254,8 −

Entidades No Consolidadas América del Sur 8,6 − 11,9 − 8,8 − 26,4 − 11,6 − 33,2 − África 23,3 − 4,9 − 25,9 − 4,9 − − − − −

Internacional 31,9 − 16,8 − 34,7 − 31,3 − 11,6 − 33,2 −

Total Entidades no Consolidadas 31,9 − 16,8 − 34,7 − 31,3 − 11,6 − 33,2 −

Total Entidades Consolidadas y no Consolidadas 3.951,1 − 4.932,3 − 4.340,8 − 5.557,2 − 4.347,4 − 4.288,0 −



118

e) Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a las cantidades de petróleo y gas comprobadas y cambios en ellas

La medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos, respecto a las reservas de petróleo y gas comprobadas anteriormente mencionadas, se calcula de acuerdo con el Tópico de Codificación 932 SEC - Actividades Extractivas - Petróleo y Gas.

Los ingresos de efectivo estimados futuros a partir de la producción en Brasil y de los segmentos internacionales se calculan aplicándose el precio promedio durante el período de 12 meses anterior al cierre del ejercicio cubierto por el informe, determinado como la media aritmética no ponderada del precio del primer día del mes para cada mes dentro del referido período, a menos que los precios sean definidos por determinación contractual, excluyéndose los aumentos basados sobre futuras condiciones. Los cambios futuros en los precios se limitan a los acuerdos contractuales vigentes al cierre de cada año de reporte. Los costos por futuro desarrollo y producción se estiman como los gastos futuros necesarios para desarrollar y producir las reservas estimadas comprobadas al cierre del ejercicio con base en los indicadores de costo al cierre del ejercicio, asumiendo la continuación de las condiciones económicas al cierre del ejercicio. Los impuestos a la renta futuros estimados se calculan aplicándose los índices impositivos estatutarios al cierre del ejercicio. Tales índices reflejan las deducciones permitidas y se aplican a flujos de efectivo netos futuros estimados antes de impuestos, menos la base impositiva de los respectivos activos. Los flujos de efectivos descontados futuros netos se calculan utilizando factores de descuento del 10% en el medio del período. Este descuento requiere estimación en base anual de cuando se incurrirán los gastos futuros y cuando se producirán las reservas.

La evaluación prevista en el Tópico de Codificación 932 SEC – Actividades Extractivas – Petróleo y Gas requiere premisas sobre el momento y el valor de los costos de desarrollo y producción en el futuro. Los cálculos se hacen al 31 de diciembre de cada año y no deben ser utilizados como base para una indicación de los flujos de efectivo futuro de Petrobras o del valor de sus reservas de petróleo y gas.

La información relativa a la medida estandarizada de flujos futuros descontados los flujos netos se presentan originalmente en dólares estadounidenses en el Form 20-F y SEC se convirtieron a la presentación real de estos estados financieros. Por lo tanto, con el fin de mantener la coherencia con los criterios utilizados en la medición de las estimaciones de los flujos de efectivo futuros, como se ha descrito anteriormente, el tipo de cambio utilizado para la conversión de cada período sigue el precio promedio del dólar estadounidense durante la 12 meses anteriores a la fecha de cierre, determinado como la media aritmética no ponderada del precio del primer día laborable de cada mes dentro de ese período. Las diferencias de cambio surgidas en la conversión se muestran como diferencias de cambio en el manejo de los flujos de las tablas, de la siguiente manera.

Los flujos de caja netos futuros descontados:


119

Consolidado

Inversiones por


Al 31 de diciembre de 2014 Brasil América del

Sur América del

Norte África Internacional

** Total Total

Ingresos de efectivo futuros 2.529.273 16.770 26.530 − 43.300 2.572.573 14.704 Costos de producción futuros (1.098.425) (8.762) (8.630) − (17.392) (1.115.817) (4.456) Costos de desarrollo futuros (164.084) (2.798) (5.504) − (8.302) (172.386) (3.775) Gastos por impuestos a las ganancias futuros (441.802) (1.447) (955) − (2.402) (444.204) (2.152)

Flujos de efectivo netos futuros no descontados 824.962 3.763 11.441 − 15.204 840.166 4.321 Descuento del 10% a mediados de año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados * (418.349) (1.230) (3.703) − (4.933) (423.282) (1.296)

Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados 406.613 2.533 7.738 − 10.271 416.884 3.025

Al 31 de diciembre de 2013 Ingresos de efectivo futuros 2.444.936 36.145 26.017 − 62.162 2.507.098 18.802 Costos de producción futuros (1.011.789) (18.843) (7.509) − (26.351) (1.038.140) (6.576) Costos de desarrollo futuros (156.636) (4.626) (6.025) − (10.651) (167.287) (4.153) Gastos por impuestos a las ganancias futuros (443.858) (3.649) (365) − (4.014) (447.872) (2.633)

Flujos de efectivo netos futuros no descontados 832.653 9.028 12.118 − 21.146 853.799 5.441 Descuento del 10% a mediados de año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados * (426.231) (3.093) (4.931) − (8.024) (434.256) (1.768)

Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados 406.422 5.935 7.187 − 13.122 419.543 3.673

Al 31 de diciembre de 2012 Ingresos de efectivo futuros 2.154.418 35.026 14.231 30.499 79.756 2.234.174 8.080 Costos de producción futuros (891.944) (17.157) (3.259) (6.039) (26.455) (918.399) (5.600) Costos de desarrollo futuros (113.182) (4.366) (3.893) (7.361) (15.620) (128.802) (344) Gastos por impuestos a las ganancias futuros (397.241) (3.910) − (6.156) (10.066) (407.307) (787)

Flujos de efectivo netos futuros no descontados 752.051 9.593 7.079 10.943 27.615 779.666 1.349 Descuento del 10% a mediados de año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados * (385.228) (3.370) (2.284) (3.640) (9.294) (394.522) (549) Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados 366.823 6.223 4.795 7.303 18.321 385.144 800

* Capitalización semestral ** En 2013 incluye el monto de R$ 3.790 de activos clasificados como mantenidos para la venta, realizadas en 2014.


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Movimiento de los flujos de efectivo futuros descontados netos:

Consolidado

Inversiones por


Brasil América del Sur América del

Norte África Otros Internacional** Total Total

Saldo al 1º de enero de 2014 406.422 5.935 7.186 − − 13.121 419.543 3.672 Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción (89.330) (1.525) (1.638) − − (3.163) (92.493) (2.228) Costos de desarrollo habidos 42.726 1.285 983 − − 2.268 44.994 1.501 Cambio neto debido a compras y ventas de minerales en el local − (2.555) 249 − − (2.306) (2.306) − Cambio neto debido a extensiones, hallazgos y mejoras en recuperación, menos costos relacionados 16.847 427 − − − 427 17.274 − Revisiones de las estimativas de cantidades previas 39.241 (64) 498 − − 434 39.675 (71) Cambio neto de precios, precios de transferencia y costos de producción (78.114) (598) (929) − − (1.527) (79.641) (1.279) Cambio en costos futuros de desarrollo estimados (27.679) (846) 90 − − (756) (28.435) (273) Intereses del descuento 40.642 308 803 − − 1.111 41.753 412 Cambio neto en impuestos sobre la renta 17.720 (266) (220) − − (486) 17.234 202 Período − (1) 45 − − 44 44 (68) Otros - no especificados − (71) 57 − − (14) (14) − Ajuste acumulado de conversión 38.138 503 615 − − 1.118 39.256 1.157

Saldo al 31 de diciembre de 2014 406.613 2.532 7.739 − − 10.271 416.884 3.025


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Consolidado

Inversiones por


Brasil América del Sur América del

Norte África Otros Internacional Total Total

Saldo al 1º de enero de 2013 366.823 6.223 4.795 7.303 − 18.321 385.144 800 Transferencias por la pérdida de control * − − − (7.303) − (7.303) (7.303) 7.303 Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción (73.254) (2.499) (857) − − (3.356) (76.610) (1.584) Costos de desarrollo habidos 36.063 1.538 390 660 6 2.594 38.657 512 Cambio neto debido a compras y ventas de minerales en el local (2.173) 587 (249) − − 338 (1.835) (4.047) Cambio neto debido a extensiones, hallazgos y mejoras en recuperación, menos costos relacionados 71.493 − 1.451 − − 1.451 72.944 − Revisiones de las estimativas de cantidades previas (8.783) 60 2.016 − − 2.076 (6.707) 180 Cambio neto de precios, precios de transferencia y costos de producción (20.927) (798) 653 (660) (5) (810) (21.737) (897) Cambio en costos futuros de desarrollo estimados (41.285) (870) (745) − − (1.615) (42.900) (185) Intereses del descuento 36.682 962 584 − − 1.546 38.228 541 Cambio neto en impuestos sobre la renta (1.891) 407 (27) − − 380 (1.511) 586 Período − (6) (1.409) − − (1.415) (1.415) − Otros - no especificados − (343) 65 − − (278) (278) − Ajuste acumulado de conversión 43.674 674 519 − (1) 1.192 44.866 463 Saldo al 31 de diciembre de 2013 406.422 5.935 7.186 − − 13.121 419.542 3.672

* Incluye el monto transferido de PO&G que dejó de ser consolidada. ** En 2013 incluye el monto de R$ 3.790 de activos clasificados como mantenidos para la venta, realizadas en 2014.

Saldo al 1º de enero de 2012 319.089 5.714 1.881 5.747 − 13.342 332.431 740 Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción (93.004) (2.414) (131) (3.347) − (5.892) (98.896) (226) Costos de desarrollo habidos 31.539 1.551 1.099 583 122 3.355 34.894 36 Cambio neto debido a compras y ventas de minerales en el local − − − − − − − − Cambio neto debido a extensiones, hallazgos y mejoras en recuperación, menos costos relacionados 34.724 350 1.978 2.668 − 4.996 39.720 78 Revisiones de las estimativas de cantidades previas 6.632 478 (115) 3.451 − 3.814 10.446 (113) Cambio neto de precios, precios de transferencia y costos de producción (13.318) 164 222 (663) (122) (399) (13.717) (268) Cambio en costos futuros de desarrollo estimados (17.422) (1.601) (738) (2.059) − (4.398) (21.820) (221) Intereses del descuento 31.909 944 253 670 − 1.867 33.776 130 Cambio neto en impuestos sobre la renta 6.085 300 − (194) − 106 6.191 3 Período − (73) 105 − − 32 32 − Otros - no especificados − (178) (86) (544) − (808) (808) 515 Ajuste acumulado de conversión 60.589 988 327 991 − 2.306 62.895 126

Saldo al 31 de diciembre de 2012 366.823 6.223 4.795 7.303 − 18.321 385.144 800

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Consejo de Administración y Directorio Ejecutivo

Consejo de Administración y Directorio Ejecutivo

LUCIANO GALVÃO COUTINHO

PRESIDENTE

CPF: 636.831.808-20

ALDEMIR BENDINE FRANCISCO ROBERTO DE ALBUQUERQUE

MIRIAM APARECIDA BELCHIOR MAURO GENTILE RODRIGUES DA CUNHA

CONSEJERO CONSEJERO

CONSEJERA CONSEJERO

CPF: 043.980.408-62 CPF: 351.786.808-63

CPF: 056.024.938-16 CPF: 004.275.077-66

LUIZ AUGUSTO FRAGA NAVARRO DE BRITTO FILHO SÉRGIO FRANKLIN QUINTELLA

JOSÉ GUIMARÃES MONFORTE

CONSEJERO CONSEJERO

CONSEJERO

CPF: 347.230.215-15 CPF: 003.212.497-04

CPF: 447.507.658-72

DIRECTORIO EJECUTIVO

ALDEMIR BENDINE

PRESIDENTE

CPF: 043.980.408-62

IVAN DE SOUZA MONTEIRO HUGO REPSOLD JÚNIOR ROBERTO MORO

DIRECTOR FINANCIERO Y DE RELACIONES CON INVERSORES DIRECTOR DE GAS Y ENERGÍA DIRECTOR DE INGENIERÍA, TECNOLOGÍA Y MATERIALES

CPF: 667.444.077-91 CPF: 543.626.877-34 CPF: 462.359.579-04

SOLANGE DA SILVA GUEDES JORGE CELESTINO RAMOS JOSE EDUARDO DE BARROS DUTRA MARCOS ANTONIO SILVA MENEZES

DIRECTORA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

DIRECTOR DE ABASTECIMIENTO

DIRECTOR CORPORATIVO Y DE SERVICIOS

CONTADOR - CRC-RJ 35.286/O-1

CPF: 436.644.076-87 CPF: 671.741.917-20 CPF: 347.586.406-10 CPF: 270.125.147-87

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