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7/17/2019 Brasil Informe Petrobras

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Petróleo Brasileiro S.A. – PetrobrasEstados Financierosal 31 de diciembre de 2014 y 2013

(Traducción libre del originalredactado 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 deresultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio neto y de los flujos de efectivo por el ejerciciofinalizado 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 losrespectivos estados consolidados de resultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio neto y de losflujos de efectivo por el ejercicio finalizado en dicha fecha, así como el resumen de las políticas contablessignificativas y demás notas explicativas.

Responsabilidad de la administración sobrelos estados financieros

La administración de la Compañía es responsable por la preparación y presentación de los estados financierosindividuales de acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil y de los estados financieros consolidados deacuerdo 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 controlesinternos que considere necesario para posibilitar la preparación de estos estados financieros libres de distorsionessignificativas originadas en errores o irregularidades.

Responsabilidad de los auditores independientes

Nuestra responsabilidad consiste en emitir una opinión sobre dichos estados financieros, con base en nuestraauditoría, realizada de acuerdo con las normas brasileñas e internacionales de auditoría. Esas normas requieren elcumplimiento de exigencias éticas por parte de los auditores y que la auditoría sea planificada y realizada con elobjetivo 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 valorespresentados 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, independientementede que sea causada por errores o irregularidades.

En esa evaluación de riesgos, el auditor considera los controles internos relevantes para la elaboración y para lapresentación razonable de los estados financieros de la Compañía para planificar los procedimientos de auditoríaque son apropiados en las circunstancias, pero no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia de esoscontroles internos de la Compañía. Una auditoría también comprende la evaluación de las políticas contablesutilizadas y la razonabilidad de las estimativas contables hechas por la administración, así como la evaluación de lapresentación 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 todossus aspectos significativos, la situación patrimonial y financiera individual de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras al31 de diciembre de 2014, el resultado de sus operaciones y sus flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en dichafecha, 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 todossus aspectos significativos, la situación patrimonial y financiera de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y suscontroladas 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 informaciónfinanciera (IFRS) emitidas por el International Accounting Standards Board - IASB y las prácticas contablesadoptadas en Brasil.

Énfasis- Bases de preparación

Según se describe en la Nota 2, los estados financieros individuales se elaboraron de acuerdo con las prácticascontables 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 ensubsidiarias, asociadas y controladas en forma conjunta por el método de la participación, mientras que de acuerdocon IFRS sería costo o valor razonable; y por la opción por el mantenimiento del saldo de activo diferido, existenteal 31 de diciembre de 2008, el cual se está amortizando. Nuestra opinión no tiene salvedades en función de eseasunto.

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 estadosfinancieros 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 porfirmas 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 lapropuesta de demandas judiciales contra la Compañía, para las que no se pueden estimar una posible pérdida ointervalo 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 enportugués), correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, cuya presentación es exigida por lalegislación societaria brasileña para compañías abiertas y las informaciones contables consolidadas contenidas enel balance social, elaborados bajo la responsabilidad de la administración de la Compañía, como confirmaciónsuplementaria para fines de la IFRS que no requieren la presentación del DVA y del balance social. Esos estados sesometieron a los mismos procedimientos de auditoría anteriormente descritos y, en nuestra opinión, estánpresentados razonablemente, en todos sus aspectos significativos, en relación a los estados contables consideradosen su conjunto.

Rio de Janeiro, 22 de abril de 2015

PricewaterhouseCoopers Marcos Donizete Panassol Auditores Independentes Contador CRC 1SP155975/O-8 "S" RJCRC 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 ControlanteActivo 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 25.961Títulos y valores mobiliarios 7 24.763 9.101 15.241 22.752 Financiaciones 17 31.523 18.744 48.594 46.627Cuentas por cobrar, netas 8 21.167 22.652 17.783 16.301 Arrendamientos financieros corrientes 18 42 38 1.609 1.784Inventarios 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 9.734Impuestos y contribuciones 21.1 7.300 9.162 5.609 7.813 Dividendos propuestos 23.5 − 9.301 − 9.301Adelantos a proveedores 1.123 1.600 923 1.407 Sueldos, vacaciones, cargas y participaciones 5.489 4.806 4.695 4.127Otros 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 2.695Activos 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 87.480Pasivos asociados a activos disponibles para laventa 10.2 − 2.514 − −

82.659 82.525 95.733 102.049

No Corriente No Corriente Realizable a largo plazo Financiaciones 17 319.322 248.867 151.399 105.737Cuentas por cobrar, netas 8 14.441 10.616 10.671 4.453 Arrendamientos financieros 18 148 171 4.293 5.959Títulos y valores mobiliarios 7 290 307 249 257 Impuestos a las ganancias diferidos 21.2 8.052 23.206 9.062 24.259Depósitos judiciales 30.1 7.124 5.866 5.927 4.826 Planes de pensión y salud 22 43.803 27.541 41.108 26.077Impuestos a las ganancias diferidos 21.2 2.673 2.647 Provisión para procesos judiciales 30.1 4.091 2.918 3.338 2.280Impuestos y contribuciones 21.1 10.645 12.603 8.943 10.899 Provisión para desmantelamiento de áreas 20 21.958 16.709 20.630 15.320Adelantos 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 3.723 399.994 321.108 231.824 182.98450.104 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 23.1 205.432 205.411 205.432 205.411Propiedad, planta y equipo 12 580.990 533.880 437.150 402.567 Transacciones de capital (646) 737 (430) 1.048Activos 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 nocontrolantes 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 ControlanteNota 2014 2013 2014 2013

Ingresos de ventas 24 337.260 304.890 269.568 237.405Costo 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) 58Bajas 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 eimpuestos (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 3.778Gastos 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) 23.408Accionistas 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 Controlante2014 2013 2014 2013

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

Elementos que no serán reclasificados a la cuenta deresultados:

Ganancias / (pérdidas) actuariales con planes debeneficios definidos (13.724) 15.636 (12.908) 14.415Impuestos 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 deresultados:

Ajustes acumulados de conversión 4.721 3.103 − −

Ganancias/ (pérdidas) a realizar en el hedge de flujo deefectivo - exportacionesReconocido en el patrimonio neto (15.650) (13.384) (13.918) (12.199)Transferido para el resultado 1.673 692 1.344 624Impuestos 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 deefectivo - 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 financierosdisponibles 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





8

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


Flujos de efectivo de las actividades operativasGanancia (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 5.046Resultados de participaciones en inversiones (451) (1.095) (3.730) (14.094)Depreciación, agotamiento y amortización 30.677 28.467 22.518 21.474Pérdida 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 60Baja de pozos secos 5.048 4.169 4.828 4.040Bajas 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 4.231Impuestos sobre las ganancias, netos (8.025) 323 (8.555) 1.413

Incremento (Disminución) de activosCuentas 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 pasivosProveedores (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 2.643Desinversión (Inversiones) en activos financieros (12.812) 12.981 9.139 2.125Dividendos 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 92.540 107.383Amortizaciones 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





9

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 socialsuscrito y

desembolsado Transacciones de capital

Ajusteacumulado de

conversión

Ganancias(pérdidas)

en losplanes de

beneficiosdefinidos

Flujo deefectivo

relacionadocon las

exportaciones

Otrosresultados

integrales ycosto asignado Legal Estatutaria

Incentivosfiscales

Retenciónde

gananciasGanancias

acumuladas

Patrimonioneto

atribuible alos

accionistasde la

ControlanteActivo

diferido

Participación de los

accionistasno

controlantes

Total delpatrimonio

netoconsolidado

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) 23.007Otros 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) 1.394 349.334205.411 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 − 1.874 310.722205.432 (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)


IngresosVentas de productos y servicios y otros ingresos 425.341 387.775 346.278 309.059Pérdidas 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 68.620502.175 478.958 410.100 377.619Insumos 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) 58Ajuste 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

RetencionesDepreciación, 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 14.094Ingresos financieros - incluye variaciones monetaria y en las

tasas de cambio 5.355 3.911 6.080 5.536Alquileres, 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 directaSueldos 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%BeneficiosVentajas (**) 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 lanota 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 deotras rocas, de sus derivados, de gas natural y otros hidrocarburos fluidos, además de las actividades relacionadasa la energía, pudiendo también desarrollar investigación, desarrollo, producción, transporte, distribución ycomercialización de todas las formas de energía, así como de otras actividades relacionadas o afines. La sedesocial 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 deInformación Financiera (IFRS) emitidas por el International Accounting Standards Board (IASB) y también deacuerdo 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 cambiosintroducidos 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 internacionalesde contabilidad emitidas por el IASB. Siendo así, los estados financieros individuales no presentan diferenciasen 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 lacontrolante 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 activosfinancieros 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 divulgaciónde 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 lariqueza creada por la Compañía y a la forma como se distribuyeron tales riquezas. Esos estados se prepararon deacuerdo con el CPC 09 - Estado del Valor Agregado, aprobado por la Deliberación CVM 557/08 y para fines delIFRS, se presentan como información adicional.



Petróleo Brasileiro S.A. – PetrobrasNotas 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 deciertas controladas y entidades de propósito especial que operan en ambiente económico internacional es eldólar 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 ambienteeconómico estable, con moneda funcional diferente de la moneda de la controlante, se convierte por el tipo decambio promedio mensual, los activos y pasivos se convierten por la tasa final y los demás ítems del patrimonioneto se convierten por la tasa histórica.

Las variaciones en la tasa de cambio sobre las inversiones en controladas y asociadas, con moneda funcionaldistinta 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 laControlante) de gastos capitalizados, referente a valores que Petrobras pagó adicionalmente en la adquisición deactivos de propiedad, planta y equipo en períodos anteriores.

Según los testimonios obtenidos en el ámbito de las investigaciones criminales conducidas por las autoridadesbrasileñas, que se tornaron públicos a partir de octubre de 2014, altos ejecutivos de Petrobras entraron encolusión con contratistas, proveedores y otros involucrados para establecer un cártel que, entre 2004 y abril de2012, sistemáticamente impuso gastos adicionales en las compras de activos de propiedad, planta y equipo por laCompañía. 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 pagosindebidos a partidos políticos, políticos elegidos u otros agentes políticos, empleados de contratistas yproveedores, los exempleados de Petrobras, y otros envueltos en el esquema de pagos indebidos. La Compañíano realizó cualquier pago indebido.

Petrobras cree que, de acuerdo con el NIC 16, los valores que fueron pagos de más en consecuencia del referidoesquema de pagos indebidos no deberían haber sido incluidos en el costo histórico de su propiedad, planta yequipo. Sin embargo, la Compañía no consigue identificar específicamente los valores de cada pago realizado enel 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 montototal de gastos adicionales incurridos en consecuencia del referido esquema de pagos para determinar el valor debajas a ser realizadas, representando en cuanto sus activos están sobrevalorados como resultado de gastosadicionales cobrados por proveedores y contratistas, y utilizados por ellos para realizar pagos indebidos. Lascircunstancias 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 poragentes 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 irregularidadesinvolucrando contratistas y proveedores de Petrobras, y descubrió un amplio esquema de pagos indebidos, queinvolucraba un gran número de participantes, incluyendo exempleados de Petrobras. Basado en las informacionesdisponibles a la Compañía, el dicho esquema involucraba un conjunto de 27 empresas que, entre 2004 y abril de2012, se organizaron en cártel para obtener contratos con Petrobras, imponiendo gastos adicionales en estoscontratos y utilizando estos valores adicionales para financiar pagos indebidos a partidos políticos, políticoselegidos u otros agentes políticos, empleados de contratistas y proveedores, exempleados de Petrobras y otrosinvolucrados 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 enque otras empresas también cobraron gastos adicionales y supuestamente utilizaron estos valores para financiarpagos a determinados exempleados de Petrobras, incluyendo un exdirector del área Internacional. Estasempresas no son miembros del cártel y actuaba de modo individualizado. Estos casos específicos serán llamadosde “ pagos no relacionados al cártel ”.

En conexión con la investigación del esquema de pagos indebidos, en marzo de 2014, el exdirector deAbastecimiento de Petrobras, Paulo Roberto Costa, fue preso y, posteriormente, denunciado por blanqueo dedinero y corrupción pasiva. Otros exejecutivos de Petrobras, incluyendo Renato de Souza Duque (exdirector deservicios), Nestor Cerveró (exdirector del área internacional) y Pedro José Barusco Filho (exgerente ejecutivo deservicios), 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 suFormulario de Referencia en mayo de 2014, y cuando divulgó sus estados financieros intermediarios del segundotrimestre 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 hechode que aquellos estados financieros representaban de modo adecuado su situación patrimonial, y la existencia delesquema 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 13erJuzgado Federal Criminal de Curitiba, describiendo el esquema de pagos indebidos. Desde entonces, testimoniosde diversos participantes del esquema de pagos indebidos que firmaron acuerdos de colaboración premiada conlas 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 PedroJosé 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 individuoque actuó como intermediario en el esquema de pagos indebidos (Shinko Nakandakari) y el testimonio completode 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 deimprobidad administrativa el 20 de febrero de 2015 contra empresas del cártel, fundamentadas en la existenciadel esquema de pagos indebidos y utilizando como base la misma metodología utilizada por la Compañía, descritaen 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 laCompañía divulgó sus estados financieros intermediarios del 30 de septiembre de 2014 no revisados por losauditores independientes. Estas informaciones detallaron y corroboraron las informaciones disponiblesanteriormente, con destaque para los acuerdos de colaboración premiada de Pedro José Barusco Filho, PauloRoberto Costa, Alberto Youssef y Shinko Nakandakari.

Las informaciones disponibles para la Compañía son, de manera general, consistentes con respecto a la existenciadel esquema de pagos indebidos, a las empresas envueltas, a los exempleados de Petrobras envueltos, al periododurante 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 alesquema de pagos indebidos y, se hay vuelto disponible información que indique con suficiente precisión que lasestimativas arriba descritas deberían ser ajustadas, la Compañía evaluará si el ajuste es material y, caso sea, loreconocerá. 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 partedel testimonio de Shinko Nakandakari, no se han vuelto públicas. Sin embargo, la Compañía cree que, en elpresente momento, el riesgo de que surjan nuevas informaciones que cambien de modo relevante los hechos yaconocidos o que impacten de modo material los ajustes registrados es bajo. Esta convicción es basadafuertemente en el hecho que, una vez que un volumen significativo de informaciones se ha vuelto público, no esprobable que las autoridades brasileñas (que poseen todas las informaciones provenientes de las investigacionesen manos) mantuvieran en sigilo informaciones contradictorias (siendo importante resaltar que las autoridadesutilizaron la misma metodología para medir los daños materiales atribuibles al esquema de pagos indebidos enprocesos 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 diferentesmotivaciones, 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 ámbitode las investigaciones de la “Operación Lava Jato”, además de la descripción del esquema de pagos indebidos, dela cuestión contable resultante de la descubierta del esquema, y de la solución adoptada por la Compañía paracontabilizar 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 lasmedidas jurídicas necesarias delante de las autoridades brasileñas para buscar resarcimiento por los perjuiciossufridos, 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 conindividuos 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 ingresarcomo 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 dañosmorales.




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

-

La Compañía constituyó diversas Comisiones Internas de Apuración (CIA) para averiguar ocurrencias quepuedan ser caracterizadas como no conformidades relativas a normas, procedimientos o reglamentoscorporativos, 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 oficinaestadunidense Gibson, Dunn & Crutcher LLP, y la oficina brasileña Trench, Rossi e Watanabe Advogados paraconducir una investigación interna independiente.

- La Compañía tiene cooperado totalmente con la Polícia Federal, el Ministério Público Federal, el PoderJudiciario 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 ycontratistas (CAASE) e impuso el bloqueo cautelar de las empresas miembros del cártel en los testimonios quese han vuelto públicos.

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

-

La Compañía instituyó el cargo de Director de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, con la misión de asegurarla conformidad procesal y mitigar riesgos en las actividades de la Compañía, entre ellos los de fraude ycorrupción. 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 deriesgos y cumplimiento de los procedimientos.

-

El 13 de enero de 2015, el Consejo de Administración aprobó para el cargo de Director de Gobernanza, Riesgoy 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 porresolución del Consejo de Administración que cuente con el voto de por lo menos uno de los consejeroselegidos por los accionistas minoritarios o preferidos.

-

Formación de un Comité Especial para actuar de modo independiente y servir como interlocutor entre elConsejo de Administración y las oficinas de abogacía, conduciendo las investigaciones internasindependientes. El Comité Especial es presidido por Ellen Gracie Northfleet, Ministra jubilada del SupremoTribunal Federal, y compuesto por Andreas Pohlmann, Chief Compliance Officer de Siemens AG de 2007 hasta2010, y por el Director de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, João Adalberto Elek Junior.




16

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

A continuación será discutida la necesidad de ajustar los valores de determinados activos de propiedad, planta yequipo, en función de los impactos del esquema de pagos indebidos, así como la impracticabilidad de identificarlos montos de pagos indebidos, vincular los gastos adicionales cobrados por las contratistas y los proveedores apagos específicos en el ámbito de cada contrato, o cuantificar el valor exacto de los gastos adicionales incurridos aser corregido. También es discutida la metodología adoptada por la Compañía para bajar valores capitalizadosque representan gastos adicionales incurridos en la adquisición de activos de propiedad, planta y equipo. El ítem5.8 presenta un análisis de alternativas, consideradas como posibles sustitutas a la mensuración de los valoresexactos 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 determinadosactivos 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 imponergastos adicionales en el ámbito de contratos para la construcción de activos y suministro de bienes y servicios a laCompañía, 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 exempleadosde Petrobras.

En particular, el exdirector de Abastecimiento, el exdirector de Servicios, y un exgerente executivo del área deServicios estaban envueltos en el esquema. Todos estos ocupaban posiciones de liderazgo en Petrobras y, ademásde 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 recursossalían de Petrobras.

Además, las investigaciones también identificaron otras ocurrencias específicas en que empresas impusierongastos adicionales a Petrobras en la adquisición de activos de propiedad, planta y equipo. Estos valores tambiénfueron utilizados para financiar pagos indebidos hechos por proveedores y contratistas a exempleados dePetrobras, 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 losperíodos a corregir

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

-

Las informaciones disponibles para la Compañía a través de los testimonios identifican solamente las empresasenvueltas en el esquema de pagos indebidos y el periodo de tiempo en que el esquema funcionó, pero noespecifican todos los contratos en que ocurrieron actos ilícitos, los pagos específicos realizados en el ámbitode los contratos y que incorporaban gastos adicionales, así como los períodos en que los pagos queincorporaron gastos adicionales ocurrieron.




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- Petrobras no hizo ningún pago indebido. Como estos pagos fueron hechos por contratistas y proveedores, losvalores 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 dePetrobras por los miembros del cártel no se encuentran en los registros contables de la Compañía, que reflejanintegralmente los términos de los contratos firmados por ella junto a sus proveedores. Estos contratostuvieron sus precios elevados en función de la actuación en colusión de los miembros del cártel y exempleadosde Petrobras arriba indicados. Como la Compañía no consigue identificar el monto de gastos adicionalesincluidos en cada pago en el ámbito de los contratos de suministro, o el período específico en que los gastosadicionales ocurrieron, no es posible determinar el período en que el activo de propiedad, planta y equipodebería ser ajustado.

- Dos oficinas de abogacía están conduciendo una investigación interna independiente, bajo la dirección delComité Especial mencionado en el ítem 3.1, sin embargo la investigación interna independienteprobablemente tendré duración superior a un año y no se espera que presente informaciones cuantitativascuya 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 estemodo, no será posible identificar informaciones específicas sobre el monto que fue cobrado adicionalmentede la Compañía. Como las supuestas actividades de blanqueo de dinero tenían el intuito de ocultar el origen delos 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 responsabilidadpenal de los investigados y no de obtener de modo detallado el monto exacto de los gastos adicionales quefueron cobrados de Petrobras por los miembros del cártel o los valores utilizados por estas empresas parahacer los pagos indebidos. Además, el proceso de investigación y evaluación de todas las pruebas yalegaciones puede durar varios años.

-

Las autoridades brasileñas instauraron acciones contra las contratistas y los proveedores y sus respectivosrepresentantes, en las cuales buscan reparación por improbidad administrativa. En estas acciones, lasautoridades aplicaron el porcentaje del 3% sobre el valor de los contratos con las contratistas y losproveedores para mensurar los daños materiales atribuibles al esquema de pagos indebidos, de modoconsistente con la metodología utilizada por la Compañía para contabilizar los impactos (descrita en el ítem3.2.3). En el alcance de estas acciones también no es esperado que se produzca un detalle completo de todoslos pagos indebidos, mismo después del longo período de tiempo que las investigaciones conducidas por lasautoridades 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 esperadoque estas acciones produzcan nuevas informaciones en relación con aquellas obtenidas en las investigacionesy acciones criminales.

Conforme descrito anteriormente, a pesar de las limitaciones citadas, el conjunto de informaciones disponiblespara la Compañía es, de manera general, consistente con los agentes y empresas envueltas en el esquema, elperíodo durante el cual operó, además del porcentaje de gastos adicionales aplicado por los proveedores sobre elvalor 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 laCompañía, Petrobras utilizó todo el conjunto de informaciones disponibles (descrito anteriormente) paracuantificar el impacto del esquema de pagos indebidos.




18

Cuando la Compañía divulgó sus estados financieros del tercer trimestre de 2014, no revisadas pelos auditoresindependientes, todavía no poseía informaciones con suficiente robustez para basar los ajustes en sus estadosfinancieros. Esto ocurrió en función de diversos documentos, cuya existencia era de conocimiento de laCompañía, pero todavía no se habían vuelto públicos, con destaque para los testimonios prestados en el ámbitode 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 yamplificando 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 losdaños 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 lasautoridades 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 depropiedad, planta y equipo. Sin embargo, la Compañía cree que la parcela de los pagos que realizó a estasempresas que representa gastos adicionales incurridos en consecuencia del esquema de pagos indebidos nodebería ter sido capitalizada.

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

Cuanto al período de actuación del cártel, los testimonios esclarecen que el esquema de pagos indebidos tendríaocurrido entre 2004 y abril de 2012. La Compañía también evaluó la posibilidad del esquema haber impactadoperíodos anteriores a 2004, sin embargo, además de que los testimonios no sugieren que el esquema ocurrieraantes de 2004, el impacto de eventuales valores adicionales cobrados en la adquisición de bienes y servicios antesde 2004 no sería material, una vez que la mayor parte del saldo actual del activo de propiedad, planta y equipo dela Compañía fue construida entre 2004 y 2014 (el saldo del activo de propiedad, planta y equipo era de R$ 67 milmillones el 31 de diciembre de 2003) y que los activos existentes en 2003 están substancialmente depreciados en2014.

En suma, con base en las informaciones descritas anteriormente, la Compañía concluyó que la parcela de losgastos incurridos en la construcción de sus activos de propiedad, planta y equipo como resultado de la actuaciónde contratistas y proveedores en el cártel para cobrar valores adicionales y utilizar estos valores para realizarpagos 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 depropiedad, planta y equipo, que comprende los cinco pasos descritos a continuación:




19

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 compañíasinvolucradas 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 contrapartesmencionadas en el paso (1) durante el período del paso (2), incluyendo también los aditivos a los contratosoriginalmente 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 delos contratos identificados.

El cálculo consideró todos los valores registrados en los registros contables de la Compañía entre 2004 yseptiembre de 2014, referentes a los contratos inicialmente firmados entre 2004 y abril de 2012, así comocualesquiera 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 mejorestimativa de los gastos adicionales, mismo no habiendo evidencia de que todos los contratos firmados con lasempresas en cuestión hubieran sido objetivo del esquema de pagos indebidos. La Compañía también identificómontos verificados en sus registros contables, referentes a los contratos y proyectos específicos con empresasque 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, laCompañía consideró como parte de la baja de gastos adicionales capitalizados indebidamente los valoresespecíficos de pagos indebidos o el porcentaje sobre el contrato, citados en los testimonios, pues también fueranutilizados por estas empresas para financiar pagos indebidos.

La Compañía tiene diversos proyectos en construcción cuyo contrato original fue firmado entre 2004 y abril de2012. El abordaje adoptado para realizar los ajustes considera que los valores cobrados adicionalmente por lascontratistas y proveedores fueran aplicados sobre el valor total del contrato, o sea, incluyendo pagos que todavíaserán incurridos en períodos futuros. Como es impracticable alocar los gastos adicionales impuestos por estasempresas a periodos específicos en el tiempo, la parcela de gastos adicionales referentes a pagos que seránrealizados en el futuro por la Compañía ya puede haber sido cobrada anticipadamente. De esta forma, la baja degastos adicionales capitalizados indebidamente incorpora el valor total de los contratos firmados, no solamentelos valores referentes a pagamentos ya efectuados. Sin embargo, conforme mencionado anteriormente, con baseen las informaciones disponibles, la Compañía cree que la actuación del cártel tenga sido interrumpida despuésde abril de 2012 y que, considerando la marcha reciente de las investigaciones criminales, los pagos indebidosrelacionados al esquema de pagos indebidos tengan sido interrumpidos.




20

La Compañía considera haber adoptado una metodología que produce la mejor estimativa de cuanto sus activosde propiedad, planta y equipo están sobrevalorados como resultado del esquema de pagos indebidos, una vezque utilizó como base un valor limítrofe entre las estimativas consideradas razonables. En su estimativa, laCompañía consideró que todos los contratos con las contrapartes identificadas fueron impactados y el porcentajedel 3% representa los valores adicionales impuestos por las contratistas y los proveedores, utilizados por estasempresas para realizar pagos indebidos. Las dos premisas son corroboradas por los testimonios, sin embargoalgunos 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 incluyenla baja de créditos fiscales existentes y una provisión para los créditos ya utilizados en relación con los activos encuestión, además de la reversión de parte de la depreciación de los referidos activos, a partir de sus respectivasfechas 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 estaforma, la baja de gastos adicionales capitalizados indebidamente fue reconocida en el resultado del tercertrimestre de 2014, en función de la impracticabilidad de determinar los efectos específicos en cada período en elpasado. La Compañía cree que este abordaje es el más adecuado en el ámbito de los estándares internacionalesde 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. Unade las hipótesis fue considerar que la asignación de los gastos adicionales impuestos por los proveedores tuvierasido a lo largo del tiempo y, consecuentemente, capitalizados en la misma proporción en que la Compañía pagólos 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 loscontratos fueron firmados. En ningún de los casos, realizar la baja de gastos adicionales capitalizadosindebidamente 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 nopuede estimar de forma confiable cualquier valor recuperable en este momento. Cualquier valor recuperable seráreconocido 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 fueronpagos en exceso en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos no deberían haber sido incluidos en elcosto 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 paradeterminar la verdadera magnitud de las pérdidas antes que puedan ser consideradas gastos deducibles en elcálculo 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 podríanser considerados como gastos deducibles o el plazo en que podrían ser compensados. Por lo tanto, no seregistraron 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 lainvestigación interna independiente por oficinas de abogacía, o de nuevas comisiones internas de apuración quevengan 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 monitorizarácontinuamente las investigaciones para obtener informaciones adicionales y evaluará su potencial impacto sobrelos ajustes realizados.




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

Consolidado

"Baja de gastos adicionales capitalizadosindebidamente" 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 3.322 199.610Estimativa del valor total de gastos

adicionales (3%) 1.880 3.326 637 23 23 99 5.988Pagos no relacionados al esquema de pagosindebidos (fuera del cártel) 139 1 10 − − − 150

2.019 3.327 647 23 23 99 6.138Reversión 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 5.792Bajas de créditos fiscales correspondientes a losactivos impactados

(**) 37 298 57 − − 10 402

Bajas de gastos adicionales capitalizadosindebidamente 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 degastos 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 porcentajeaplicable de gastos adicionales impuestos por los proveedores ocasionaría un aumento o reducción de R$ 1.479en los valores de las bajas. Sin embargo, conforme indicado anteriormente, la Compañía entiende que utilizó laspremisas más adecuadas a la apuración de los impactos del esquema de pagos indebidos y no posee evidenciasque 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 elritmo de sus inversiones.

La capacidad de la Compañía invertir sus recursos disponibles ha sido limitada en función de la reducción de losingresos operativos esperados en el futuro, debido al declive de los precios de petróleo y en función de ladevaluación del Real, que hace con que la necesidad de caja para cumplir con el servicio de sus deudas enmoneda extranjera en el corto plazo aumente. Por diversas razones, incluyendo el ambiente político y económicoactual 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 deinversión. La Compañía también enfrenta una carencia de proveedores y contratistas cualificados, como resultadode 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 yproyectos incluidos en su presupuesto de capital que contribuyen poco para su generación de caja operativo yque fueron impactados por complicaciones decurrentes de insolvencia de las contratistas y proveedores, ademásde 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 laCompañía, 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) requiriendodocumentos relativos a la Compañía. La Compañía ha atendido a las solicitaciones oriundas de la subpoena ypretende continuar contribuyendo, en conjunto con las oficinas de abogacía brasileño y estadunidensecontratados 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 laCompañía.

4. Resumen de las principales políticas contables

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

4.1. Base de consolidación

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

El control se logra donde Petrobras tiene: i) poder sobre la participada; ii) la exposición, o derechos, a losrendimientos variables procedentes de su implicación en la participada, y iii) la capacidad de utilizar su podersobre 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 estádeterminado por el derecho de voto, el control está determinado por el poder que la Compañía tiene sobre lasactividades operativas relevantes de estas entidades. Las entidades estructuradas consolidadas son:

Entidades estructuradas consolidadasPaís

Segmentoprincipal

Charter Development LLC – CDC (i) E.U.A E&PCompanhia de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais – CDMPI Brasil Abast.PDET Offshore S.A. Brasil E&PFundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-padronizados do Sistema Petrobras Brasil CorporativoFundo 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 ygastos de acuerdo con su función, que se complementa con las eliminaciones de las transacciones entre lassociedades 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 lacontrolante

Patrimonio neto Ganancia (Pérdida) neta

31.12.2014 31.12.2013 Ene-Dic 2014 Ene-Dic 2013Consolidado - IFRS 310.722 349.334 (21.924) 23.007Patrimonio de Accionistas no Controlantes (1.874) (1.394) 337 563Gastos 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 cadasegmento de forma razonable.

En la verificación de los resultados segmentados se consideran las transacciones realizadas con terceros y lastransferencias entre áreas de negocio, siendo estas evaluadas por precios internos de transferencia definidosentre 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 depetróleo 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 depetróleo, así como derivados producidos en las plantas de procesamiento de gas natural, trabajando tambiénen asociación con otras empresas en asociaciones.

b)

Abastecimiento: Este segmento incluye la refinación, logística, transporte y actividades comerciales depetróleo crudo y productos derivados del petróleo, exportación de etanol, extracción y procesamiento deesquisto, 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 naturalproducido en Brasil e importación de gas natural, transporte y comercio de GNL, generación ycomercialización de energía eléctrica, así como mantiene participaciones societarias en transportadores ydistribuidores 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 lasactividades de etanol, por medio de participaciones accionarias, de la producción y de la comercialización deetanol, 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 enBrasil, 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 lasrelacionadas con la gestión financiera corporativa, gastos generales corporativos y otros gastos, incluyendo gastosactuariales 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 inversionesa corto plazo de alta liquidez que son fácilmente convertibles en efectivo, están sujetos a un riesgo insignificantede 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 valorancomo sigue:

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

-

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

-

Títulos disponibles para la venta – Activos financieros no derivados clasificados como disponibles para la ventao no se clasifican en cualquier otra categoría. Títulos disponibles para la venta son medidos a valor razonablecuyas ganancias o pérdidas son reconocidas en ajustes de evaluación patrimonial en el patrimonio neto, yreclasificadas 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 paratodas 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 elvalor 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 dedeterioro como resultado de uno o más eventos que hayan ocurrido después del reconocimiento inicial delactivo, que afectan los flujos de efectivo futuros estimados y que puedan ser estimadas de forma confiable. Lapérdida 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 yse valoran a valor razonable.

Los cambios en el valor razonable de los derivados se registran cada año como ganancias o pérdidas en elresultado financiero del ejercicio, excepto cuando la transacción es elegible y se caracteriza como un hedgeefectivo 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 ladesignación de contabilidad de cobertura hedge está alineada con el propósito y la estrategia de la gestión deriesgos.

Las relaciones de hedge que califican para la contabilidad de hedge son: (i) hedge de valor razonable, cuando serefiere a cubrir la exposición a cambios en el valor razonable del activo o pasivo reconocido o compromiso enfirme no reconocido, o parte identificado en dicho activo, pasivo o compromiso firme, y (ii) hedge del flujos deefectivo, cuando se refiere a cubrir la exposición a la variabilidad de los flujos de efectivo que se atribuye a unriesgo 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 valorrazonable, las ganancias o pérdidas de la medición a valor razonable del instrumento y el objeto del hedge, sereconocen 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 quesurgen de cambios en el valor razonable se reconocen en el patrimonio neto, en otros resultados integrales, enajustes de evaluación patrimonial, y deben ser reclasificadas como ganancia o pérdida cuando se liquida latransacción 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 decumplir los requisitos para la contabilidad de hedge, o cuando la Administración decide revocar la designación decontabilización de operaciones de hedge, la ganancia o pérdida acumulada reconocida en el patrimonio neto semantiene. 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 elpatrimonio se transfiere inmediatamente al estado de resultados.

4.4.

Inventarios

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

Los inventarios de petróleo y GNL pueden ser comercializados en estado natural, así como consumidos en laproducción 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 deprocesamiento, 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 deoperación 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, menoslos 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 departicipar 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 sepresenta 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 yobligaciones de las partes.

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

En los estados financieros individuales, las inversiones en entidades Asociadas, Controladas y entidadescontroladas conjuntamente se valúan por el método de la participación (MEP) a partir de la fecha en que seconvierten en sus Asociadas, Controladas y entidades controladas conjuntamente. En los estados financierosindividuales, sólo las Operaciones en Conjunto ( joint operations) constituidas por entidad vehículo conpersonalidad 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 estasoperaciones.

Las políticas contables de los negocios conjuntos y asociadas se han modificado, en caso necesario, para asegurarla 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 valoranpor sus valores razonables. Todos los excesos del costo de adquisición sobre el valor razonable de los activosnetos adquiridos se reconocen como como plusvalía (goodwill). Si el costo de adquisición fuera menor que elvalor 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 unacombinación de negocios y, por lo tanto, se reconocen directamente en el patrimonio neto, como transaccionesde capital, por la diferencia entre el precio pagado/recibido y el valor contable de la participaciónadquirida/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 contabilizanutilizando el método de los esfuerzos exitosos, de la siguiente manera:

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

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

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

-

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 (conreservas probadas y económicamente viables) se capitalizan en propiedad, planta y equipo. Se incluyen enesta categoría os costos con pozos de desarrollo; con la construcción de plataformas y plantas deprocesamiento 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 lossistemas 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 gastosnecesarios para poner el activo en condiciones de trabajo para su uso previsto, así como el valor presente de losgastos estimados de desmantelar y trasladar el activo para restaurar el sitio, reducido por la amortizaciónacumulada y las pérdidas por deterioro (impairment ).

Los gastos relevantes con los mantenimientos planificados hechos para restaurar o mantener los estándares dedesempeño originales de plantas industriales, unidades marítimas de producción y navíos están registrados enpropiedad, planta y equipo, si los criterios de reconocimiento se cumplen. Estos gastos se amortizan en el períodohasta la próxima mantención planificada. Los gastos en mantenimiento que no cumplan con estos requisitos sereconocen 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 oconstrucción de activos cualificados se capitalizan como parte de los costos de estos activos. Los cargosfinancieros de los fondos recaudados sin destino específico, que se utiliza con el propósito de obtener un activocualificado se capitalizan a la tasa promedio vigente durante el período de préstamo, aplicado al saldo de losactivos en construcción. Costos de los préstamos se amortizan durante la vida útil o aplicando el método deunidad de producción con respecto a los activos relacionados. La Compañía suspende la capitalización de loscostos 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 lavida del campo (tiempo del agotamiento de las reservas) se deprecian utilizando el método de unidad deproducción.

Los activos relacionados directamente con la producción de petróleo y gas, cuya vida útil es inferior a la vida delcampo (tiempo del agotamiento de las reservas); plataformas móviles; y otros activos no relacionadosdirectamente 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 laproducción 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 enbloques del área del pre-sal, se amortizan de acuerdo con el método de unidad de producción, teniendo encuenta 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 enforma lineal. Véase la nota explicativa 12 para obtener más información acerca de la vida útil estimada por clasede 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 suscripciónpagados por la obtención de concesiones para la exploración de petróleo o gas natural, concesiones de serviciospúblicos, además de marcas y patentes, softwares y plusvalía por goodwill proveniente de la adquisición departicipación con control. En los estados financieros individuales la plusvalía por goodwill se presenta en lasinversiones.

Los derechos y concesiones correspondientes a los bonos de suscripción relacionadas a concesiones, cuando ladeclaración de comercialidad de los campos se reclasifican a la cuenta de propiedad, planta y equipo, por lotanto, las cifras relativas a la cesión onerosa de derechos de exploración en el área del pre-sal eran clasificados enel activo intangible hasta la declaración de comercialidad, el 29 de diciembre de 2014, tal como se describe en laNota 12.3. Los bonos de suscripción y de concesiones, mientras que en los activos intangibles no sonamortizados, 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 criteriosreglamentarios, 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 pordeterioro considerando activos individuales o unidades generadoras de efectivo. La evaluación de vida útilindefinida 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 definidacuando hay indicativos de no recuperación de su valor contable. Los activos vinculados a la exploración ydesarrollo 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 depérdida de valor.

En la aplicación del test de reducción al valor recuperable de activos, el valor contable de un activo o unidadgeneradora de efectivo se compara con su valor recuperable. El valor recuperable es el mayor valor entre el valorneto de venta de un activo y su valor en uso. Considerándose las particularidades de los activos de la Compañía, elvalor recuperable utilizado para evaluación del test de reducción al valor recuperable es el valor en uso, exceptocuando 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, seajustan 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). Lasprincipales premisas de los flujos de efectivo son: precios basados en el último plan estratégico divulgado, curvasde producción asociadas a los proyectos existentes en la cartera de la Compañía, costos operativos de mercado einversiones necesarias para la realización de los proyectos.

Tales evaluaciones se efectúan al menor nivel de activos para los cuales haya flujos de efectivo identificables. Losactivos vinculados a la exploración y desarrollo de la producción de petróleo y gas se revisan anualmente, (ocuando hay indicios de que el valor contable puede no ser recuperable), campo a campo, para identificación deposibles 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 dela plusvalía (goodwill).

4.11. Arrendamientos

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

Para los arrendamientos financieros que la Compañía es arrendadora, los activos y pasivos se registren a su valorrazonable 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 queposee la propiedad. Cuando no hay una certeza razonable de que la Compañía obtendrá la propiedad del activo alfinal del contrato, los activos arrendados se amortizan en el período menor entre la vida útil estimada del activo yel plazo del arrendamiento.

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

Los arrendamientos en los que una parte importante de los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad sonpara 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 serecuperará fundamentalmente a través de una venta. Esta condición se logra únicamente cuando la venta esaprobada por la Administración de la Compañía, el activo está disponible para la venta inmediata en su condiciónactual y existe la expectativa de que la venta se produce dentro de los 12 meses de su clasificación comodisponible para la venta.

Sin embargo, en casos en los que podría decirse que el retraso es causado por hechos o circunstancias fuera delcontrol 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 valorrazonable neto de los gastos de ventas. Los activos y pasivos relacionados se muestran en forma separada en elbalance general.

4.13.

Desmantelamiento de áreas

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

Los costos relacionados con el abandono y desmantelamiento de áreas se reconocen como parte del costo de unactivo (asociado a la obligación) basado en el valor presente de los pagos esperados futuros, descontados a unatasa ajustada al riesgo, cuando una obligación futura existe y puede estimarse de confianza. Una prestaciónequivalente 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 ladeclaración 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 esprobable que vaya a ser necesaria una salida de recursos incluyendo beneficios económicos para liquidar laobligación, 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 notasexplicativas cuando es posible la probabilidad de salida de recursos, incluyendo aquellos cuyos valores no puedeestimarse.

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, laCompañía adoptó el Régimen Tributario de Transición – RTT, para garantizar la neutralidad en la determinaciónde 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 relativasa 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 losresultados o los estados financieros consolidados.

Impuesto a la renta y contribución social corrientes se calculan en base a la renta imponible en tasas vigentes elfinal 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 reconocimientosen el activo se realizan en proporción a la probabilidad de que habrá ganancias fiscales futuras contra el que sepueden utilizar las diferencias temporales.

Impuesto a la renta y contribución social se calculan aplicando las tasas impositivas que se espera aplicar en elperíodo en que el activo se realice o el pasivo liquidado , en base a los tipos impositivos (y legislación fiscal) que seencontraban 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 asistenciamédica se acumulan con base en el cálculo actuarial elaborado anualmente por un actuario independiente, deacuerdo 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 gastosmédicos, 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 unaunidad 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 otrosresultados integrales.

El coste del servicio comprende: i) el costo de servicio corriente, que es el aumento en el valor actual de lasobligaciones por beneficios definidos del servicio del empleado en el período actual, ii) el costo de serviciopasado, que es el cambio en el valor actual de obligación por beneficios definidos por los servicios prestados porlos empleados en periodos anteriores , resultantes del cambio (introducción, modificación o cancelación de unplan de beneficios definidos) o reducción (una reducción significativa, por la entidad, en el número de empleadoscubiertos 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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Gastos e ingresos financieros incluyen principalmente los ingresos de interés en inversiones financieras y lostítulos públicos, los costes por intereses de financiación, valoración de ganancias y pérdidas con el valorrazonable, según la clasificación del título, además de divisas y las variaciones monetarias, netas. Gastosfinancieros excluyen los costos de préstamos atribuibles a la construcción de los bienes que necesitan un largoperiodo 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 ciertasoperaciones y su impacto en los activos, pasivos, ingresos y gastos. Las hipótesis utilizadas son basadas en laexperiencia 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 requierenun alto grado de juicio o complejidad en su aplicación y que pueden afectar materialmente la situación financieray 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 deingeniería, 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 unidadesproducidas 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, oun período más corto si hay evidencia de cambios significativos, realizadas a partir de los datos existentes y/onueva información disponible relativa a la producción, los embalses y geología, así como cambios en los precios ycostos utilizados. Las revisiones también pueden resultar de cambios significativos en la estrategia de desarrollode 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) yANP/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 derecuperación, los límites de superficies no perforadas, los límites de los contactos de fluidos, las definiciones dereservatorios 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 reservasprobadas y no probadas.

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

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




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Aunque la Compañía entienda que las reservas probadas serán producidas, las cantidades y los plazos derecuperación 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 depetróleo y gas natural a largo plazo.

Más información sobre las reservas es presentada en las informaciones complementarias a la exploración yproducción 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 porprofesionales especializados de la Compañía, de acuerdo con las definiciones establecidas por la SEC. Revisionesde las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de la Compañía impactan de modo prospectivo losvalores de depreciación, depleción y amortización alocados en los resultados y los valores contables de activos depetróleo y gas natural.

Por lo tanto, mantenidas las demás variables constantes, una reducción en la estimativa de reservas probadasaumentaría, de forma prospectiva, el valor de gastos con depreciación, depleción y amortización, mientras que unaumento 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 pérdidade 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 sebasan 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 lascuales utiliza estimativa de volúmenes de reservas de petróleo y gas natural, además de los precios futurosestimados 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 enocasiones puede haber una disminución significativa, los precios en el largo plazo, tienden a permanecer dictadopor 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 lasdecisiones de inversión de capital de la Compañía, que se consideran estimaciones razonables en relación con losindicadores del mercado y las experiencias pasadas, sino también en cuenta la volatilidad a corto plazo en losprecios 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, asícomo los efectos negativos provenientes de cambios significativos en los volúmenes de las reservas, en la curvade producción esperada, en los costos de extracción o en las tasas de descuento, pueden ser indicios de lanecesidad de realización de un teste de impairment .

Más información acerca de los activos relacionados con la exploración y desarrollo de petróleo y gas natural sonpresentadas 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 losactivos (impairment )

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

- UGE del área de Exploración y Producción: campo o polo de producción de petróleo y gas, compuesto por unconjunto 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 UGEAbastecimiento es basada en el concepto de integración y optimización de resultados. Así que las indicaciones dela 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 complementariase interdependientes de los activos de refinación, con el objetivo común de atender al mercado. Durante eltrimestre finalizado el 31 de diciembre 2014, la Compañía excluyó los activos en construcción dentro delComplexo 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 lasempresas PetroquímicaSuape y Citepe; y iii) UGE Transporte: la unidad generadora de efectivo de este segmentoes 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 gasnatural (gasoductos), unidades de procesamiento de gas natural (UPGN), y conjunto de activos de fertilizantes ynitrogenados (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 activosque componen el portfolio de usinas termoeléctricas (UTE).

- UGE del área de Distribución: conjunto de activos de distribución, principalmente las actividades operativas dePetrobras 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 dela producción, teniendo en cuenta las condiciones del mercado nacional y la capacidad de suministro de cadausina, 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 depetróleo y gas, compuesto por un conjunto de activos vinculados a la exploración y al desarrollo de la producciónen la área; y ii) demás actividades del área internacional: definida al menor nivel de activos para los cuales existaflujo de efectivo identificable.

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

Más informaciones sobre la reducción al valor recuperable de activos son presentadas en las notas explicativas4.10 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 deatención de la salud dependen de una serie de supuestos económicos y demográficos. Entre las principalesutilizadas están:

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

- Tasa de variación de los gastos médicos y hospitalarios - representada por el conjunto proyectado de tasasanuales, teniendo en cuenta la evolución histórica de los desembolsos per cápita del plan de salud, que seobservan en los últimos 5 años, para el establecimiento de un umbral de la curva que disminuye gradualmente en30 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 cambiosen 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, asícomo 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 cuestionesciviles, 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 sonrealizadas por Petrobras, con base en asesoramiento de nuestros asesores legales y en los juzgamientos de laAdministración.

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 delas operaciones en los emplazamientos de producción. Las obligaciones más significativas de retiro de activosestán relacionadas con la remoción y descarte de las instalaciones offshore de producción de petróleo y gasnatural en Brasil y en el exterior. Las estimativas de costos de futuras remociones y recuperaciones ambientalesson 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 obligacionesocurrirán en el largo plazo; los contratos y reglamentos tienen descripciones subjetivas acerca de las prácticas deremoción 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 cuestionespolíticas, ambientales, de seguridad y de relaciones públicas.

La compañía está constantemente conduciendo estudios para incorporar tecnologías y procedimientos paraoptimizar las operaciones de abandono, considerando las mejores prácticas de la industria. Sin embargo, losplazos 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. Ladefinición del valor razonable exige juzgamiento de la existencia o no de activos idénticos o similares cotizados enmercado activo y, en su ausencia, del uso de metodologías alternativas de valoración que pueden ser complejas einvolucran 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 larelación de protección y la eficacia de la misma. Además, la Compañía evalúa continuamente la alineación entrelas 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 acostos capitalizados representando montos pagos en la adquisición de propiedad, planta y equipo en períodosanteriores.

Para dar cuenta de estos ajustes, la Compañía desarrolló una metodología que se describe en la nota explicativa3. 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 lasinvestigaciones en curso y de la disponibilidad de otra información relacionada con el esquema de pagosindebidos y, si se tornar disponible información fidedigna que indique con suficiente precisión que lasestimaciones que la Compañía utilizó deberían ser ajustadas, la Compañía evaluará si el ajuste es material y, casosea, lo reconocerá.

Sin embargo, como ya hemos comentado, la Compañía considera que utilizó la metodología más apropiada paradeterminar los valores de los pagos indebidos capitalizados, y no hay evidencia que indica la posibilidad de uncambio 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 deactivos como forma de mensurar el valor contable de los activos de propiedad, planta y equipo. Tal práctica, sinembargo, no es permitida por la legislación brasileña y, de este modo, fue desconsiderada como alternativa viablepara que la Compañía realizara la corrección de sus activos de propiedad, planta y equipo para el impacto de loscostos adicionales impuestos por las contratistas y los proveedores.

La Compañía consideró también la posibilidad de utilizar un cálculo sustituto ( proxy ) para cuantificar los errores aser corregidos. La metodología que sería utilizada buscaría determinar el valor razonable de los activosimpactados por pagos indebidos y, para cada uno de estos activos, la diferencia entre el valor contable y el valorrazonable sería considerada como una estimativa del monto de costos adicionales impuestos por las contratistasy 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 losactivos 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 elmayor 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 independientespara determinar el valor razonable de la mayor parte de los activos impactados, utilizando la técnica másadecuada 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 milmillones y, para 21 activos, el valor razonable se presentó superior al valor contable, totalizando R$ 27,2 milmillones. Conforme indicado anteriormente, la diferencia entre el valor razonable y el valor contable seríaconceptualmente 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 indebidosdescubiertos en el ámbito de las investigaciones de la "Operación Lava Jato". La diferencia entre el valorrazonable y el valor contable sería oriunda, en su mayor parte, no de los pagos indebidos, sino que de diversosotros factores (tanto de cuño metodológico cuanto resultantes del ambiente de negocios actual), que no puedenser individualmente cuantificados, mas incluyen:

- el valor razonable de los activos fue mensurado de modo individualizado (stand-alone basis), desconsiderandolas ganancias obtenidas por la Compañía por utilizarlos de modo integrada, habiendo transferencia de valor deun activo para otro, dependiendo de la forma como estos son operados, en busca de maximizar el resultadoglobal 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 activosimpactados 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 deun activo aislado por un tercero que lo adquiriría en un ambiente fuertemente dominado por un único playercon grande escala (Petrobras). Esto sería aplicable en nuevos proyectos de inversiones, pero no paradeterminar 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 costode 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 enlas 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 yAbastecimiento).




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De este modo, la Compañía concluyó que utilizar el cálculo del valor razonable como un sustituto (o proxy) paraajustar sus activos de propiedad, planta y equipo no habría sido apropiado, una vez que el ajuste incluiríaelementos que no poseerían relación directa con los costos adicionales impuestos por las contratistas y losproveedores 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 paracubrir pérdidas en la realización de cuentas por cobrar. Las evidencias de pérdidas consideradas en la evaluaciónincluyen: 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 losestados financieros de la Compañía:

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

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

Normas DescripciónFecha devigencia

Enmienda al NIIF 11 “Acuerdos

Conjuntos”

Determina que la entidad que adquiere una participación en una operaciónconjunta (NIIF 11/CPC 19) que cumple con la definición de un negocio (NIIF 3/CPC15), registre la adquisición utilizando los mismos principios utilizados en lascombinaciones de negocios.

1 deenero de2016

Enmienda al NIIF 10 “Estados

Financieros Consolidados” y NIC 28

“Inversiones en Empresas

Asociadas, en Controlada y en

Emprendimiento Controlado enConjunto”

Establecen que cuando se vende un activo para, o contribución en una asociada oen un negocio conjunto, y el activo cumple con la definición de negocio (NIIF 3/CPC15), la ganancia o pérdida debe ser reconocida en su totalidad por el inversor (conindependencia de participación de terceros en la asociada o negocio conjunto).

1 deenero de2016

NIIF 15 – “Los ingresos procedentes

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

1 deenero de2017

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

1 deenero de2018




40

Con relación a las enmiendas y nuevas normas listadas anteriormente, la Compañía está evaluando el impacto dela 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 impuestosfederales (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 lafecha de su publicación.

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

La administración de la Compañía decidió que las disposiciones contenidas en los arts. 1 y 2 y de 4 a 70 de la LeyN° 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 elaño 2014. Además no se esperan efectos significativos en relación a la incidencia de los impuestos y no tener unimpacto 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 2013Efectivo y bancos 1.884 2.227 2 4Inversiones financieras de corto plazo

- En BrasilFondos de inversión DI y transacciones compromisadas 5.311 8.182 4.182 5.312Otros 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 − 469Auto Invest 8.226 9.328 − − Otras inversiones en el exterior 5.601 3.079 859 1.013

36.937 26.638 859 1.482Total de las inversiones financieras de corto plazo 42.355 34.945 5.323 7.913Total 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 inversionesextranjeras consisten en depósitos a plazo con plazos de hasta tres meses, en otras aplicaciones con liquidezdiaria llamada Auto Invest y otros instrumentos de renta fija de corto plazo, realizados con las principalesinstituciones.




41

Títulos y valores mobiliarios Consolidado Controlante2014 2013 2014 2013

Para negociación 7.146 9.085 7.092 9.085Disponibles para la venta 56 39 52 37

Mantenidos hasta el vencimiento 17.851 284 8.346 13.88725.053 9.408 15.490 23.009

Corriente 24.763 9.101 15.241 22.752No corriente 290 307 249 257

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

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

8. Cuentas por cobrar

8.1. Cuentas por cobrar, netas

Consolidado Controlante

2014 2013 2014 2013Clientes

Terceros 28.227 23.785 9.121 4.093Partes relacionadas (Nota Explicativa 19)

Cuentas por cobrar con empresas participadas 2.293 1.542 19.913 11.384Cuentas por cobrar del sector eléctrico 7.879 4.332 765 905

Cuentas petróleo y alcohol - creditos con el Gobierno Federal 843 836 843 836Otras 5.322 6.066 2.685 4.009

44.564 36.561 33.327 21.227Pérdidas 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 16.301No corriente 14.441 10.616 10.671 4.453

8.2. Movimiento de las pérdidas en créditos de liquidación dudosa


2014 2013 2014 2013Saldo inicial 3.293 2.967 473 412Adiciones (*) 5.801 290 4.472 88Bajas (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 473No corriente 5.111 1.420 2.643 −

(*) Corresponde principalmente al sector eléctrico (ver nota 8.4).




43

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 delsector y, en consecuencia, la reducción de incumplimiento relativo al suministro de combustibles, probablementea partir del segundo trimestre, considerado el período de tiempo entre el cobro de los fondos por losdistribuidores en las facturas de electricidad ya aumentadas junto a los clientes finales y la respectivadisponibilidad, 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 comopérdidas 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 empresasque no han comenzado las negociaciones para la ecuación de la deuda. No fueron reconocidas pérdidas parafacturaciones a partir del 1 de noviembre de 2014, una vez que ANEEL ha incluido dicho período en ladeterminación de la nueva realidad de precios, tampoco para empresas morosas.

9.

Inventarios


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

25.781 28.915 20.890 24.048Materiales, 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 27.476No 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 valorneto de realización (R$ 205 al 31 de diciembre de 2013), y estos ajustes se derivan principalmente de lasfluctuaciones en los precios internacionales del óleo crudo y derivados. Los importes acumulados reconocidos enresultados 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 dediciembre 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., quemás tarde cedió este contrato a Chipley SP Participações, para la venta de la totalidad de su participaciónaccionaria en Brasil PCH S.A., lo que equivale al 49% del capital con derecho a voto, por un total de R$ 650, sinconsiderar los ajustes previstos en el contrato.




44

El 14 de febrero de 2014, después de cumplir con todas las condiciones previstas en el contrato, Petrobrasconcluyó la venta por el valor total de R$ 711, considerando los ajustes del precio, obteniendo una ganancia antesde 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 lasacciones 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 laconclusión de la operación.

El 30 de abril de 2014, la venta se concluyó, con la transferencia de los activos y pasivos para Perenco y unaganancia 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 suparticipación accionaria del 10% en la UTE – Norte Fluminense S.A., por el valor de R$ 182, generando unaganancia 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. paraYacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por US$ 107 millones, registrando una ganancia de US$ 32millones 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 lasacciones de emisión de Innova S.A. para Videolar S.A. y su accionista mayoritario, por el valor de R$ 870, siendo lafinalización de la transacción sujeta a ciertas condiciones precedentes, incluyendo la aprobación del ConselhoAdministrativo de Defesa Econômica – CADE.

El 1 de octubre de 2014, la adquisición de Innova S.A. fue aprobada con restricciones, condicionada alcumplimiento de un conjunto de medidas previstas en el Acordo em Controle e Concentrações - ACC firmadoentre 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 sussubsidiarias Petrobras de Valores Intenacional de España SL - PVIE y Petrobras International Braspetro B.V. (PIBBV), firmó los documentos para la venta de 100 % de las acciones de Petrobras Energia Peru S.A. para ChinaNational Petroleum Corporation – CNPC por el valor total de US$ 2.643 millones, sujeto a ajuste de precio hasta laconclusión de la operación, el cual está siendo calculado conforme establecido en contrato.




46

11.

Inversiones

11.1. Inversiones directas (Controlante)

Principalsegmento de

negocios

% departicipación de

Petrobras

% de Petrobrasen el capital

con derecho avoto

Patrimonioneto (pasivo a

descubierto)

Ganancia(pérdida) neta

del ejercicio PaísEmpresas consolidadasSubsidiarias y controladas Petrobras Netherlands B.V. - PNBV (i) E&P 100,00% 100,00% 37.741 2.497 HolandaPetrobras Distribuidora S.A. - BR Distribución 100,00% 100,00% 12.127 1.132 BrasilTransportadora Associada de Gás S.A. - TAG Gas & Energía 100,00% 100,00% 6.615 572 BrasilPetrobras Transporte S.A. - Transpetro Abastecimiento 100,00% 100,00% 5.018 750 BrasilPetrobras Logística de Exploração e Produção S.A. - PB-LOG E&P 100,00% 100,00% 3.495 447 BrasilPetrobras Gás S.A. - Gaspetro Gas & Energía 100,00% 100,00% 2.594 1.492 BrasilPetrobras International Braspetro - PIB BV (i) (ii) Internacional 88,12% 88,12% 2.614 (1.643) HolandaPetrobras Biocombustível S.A. Biocombustibles 100,00% 100,00% 2.209 (266) BrasilCompanhia Integrada Têxtil de Pernambuco S.A. - CITEPE Abastecimiento 100,00% 100,00% 1.053 (2.656) BrasilLiquigás Distribuidora S.A. Abastecimiento 100,00% 100,00% 910 53 BrasilTermomacaé 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) BrasilAraucária Nitrogenados S.A. Gas & Energía 100,00% 100,00% 761 (186) BrasilBreitener Energética S.A. Gas & Energía 93,66% 93,66% 603 96 BrasilBraspetro Oil Services Company - Brasoil (i) Corporativo 100,00% 100,00% 486 481 Ilhas CaymanPetrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN Gas & Energía 99,91% 99,91% 433 248 BrasilTermobahia S.A. Gas & Energía 98,85% 98,85% 402 65 BrasilArembepe Energia S.A. Gas & Energía 100,00% 100,00% 389 117 Brasil5283 Participações Ltda. Internacional 100,00% 100,00% 310 (195) BrasilBaixada Santista Energia S.A. Gas & Energía 100,00% 100,00% 273 2 BrasilEnergética Camaçari Muricy I Ltda. Gas & Energía 100,00% 100,00% 223 121 BrasilFundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII E&P 99,00% 99,00% 174 (74) BrasilTermomacaé Comercializadora de Energia Ltda Gas & Energía 100,00% 100,00% 92 10 BrasilCordoba Financial Services GmbH (i) Corporativo 100,00% 100,00% 53 (7) ÁustriaPetrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro Corporativo 99,95% 99,95% 34 3 BrasilDownstream Participações Ltda. Corporativo 99,99% 100,00% ( 2) − BrasilOperaciones 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 BrasilEmpresas no consolidadas Negocios conjuntos Logum Logística S.A. Abastecimiento 20,00% 20,00% 335 (147) BrasilCia Energética Manauara S.A. Gas & Energía 40,00% 40,00% 139 3 BrasilPetrocoque S.A. Indústria e Comércio Abastecimiento 50,00% 50,00% 134 32 BrasilBrentech Energia S.A. Gas & Energía 30,00% 30,00% 75 35 BrasilBrasympe Energia S.A. Gas & Energía 20,00% 20,00% 75 (3) BrasilRefinaria de Petróleo Riograndense S.A. Abastecimiento 33,20% 50,00% 67 (3) BrasilMETANOR S.A. - Metanol do Nordeste Abastecimiento 34,54% 34,54% 53 4 BrasilEólica Mangue Seco 4 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 49,00% 49,00% 41 − BrasilEólica Mangue Seco 3 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 49,00% 49,00% 39 − BrasilEólica Mangue Seco 2 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 51,00% 51,00% 36 − BrasilEólica Mangue Seco 1 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 49,00% 49,00% 35 (2) BrasilCompanhia de Coque Calcinado de Petróleo S.A. - COQUEPAR Abastecimiento 45,00% 45,00% 11 (31) BrasilParticipações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS Biocombustibles 50,00% 50,00% − (63) BrasilGNL do Nordeste Ltda. Gas & Energía 50,00% 50,00% - - BrasilAsociadas Error

Fundo de Investimento em Participações de Sondas E&P 4,59% 4,59% 7.893 117 BrasilSete Brasil Participações S.A. E&P 5,00% 5,00% 7.659 941 BrasilBraskem S.A. Abastecimiento 36,20% 47,03% 6.039 864 BrasilUEG Araucária Ltda. Gas & Energía 20,00% 20,00% 983 472 BrasilDeten Química S.A. Abastecimiento 27,88% 27,88% 326 59 BrasilEnergética SUAPE II Gas & Energía 20,00% 20,00% 218 72 BrasilTermoelétrica Potiguar S.A. - TEP Gas & Energía 20,00% 20,00% 71 (13) BrasilNitroclor Ltda. Abastecimiento 38,80% 38,80% 1 − BrasilBioenergética 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 al31.12.2013

Adquisición ycontribuciónde capital

Transaccionesde capital

Reorganizaciones,

reducción decapital yotros

Resultados departicipación

eninversiones(**)

Otrosresultadosincluyentes

Dividendos y

interés sobreel capitalpróprio

Saldo al31.12.2014

Subsidiarias y controladas

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

Subsidiarias, controladas,operaciones / negocios conjuntos yasociadas 83.470 2.989 (1.478) (4.315) 3.528 2.458 (4.194) 82.458Otras inversiones 27 − − (4) − − − 23Total 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 2013Braskem S.A. 4.544 5.157 291 146Petrobras Oil & Gas B.V. - PO&G 4.554 3.999 261 494Guarani S.A. 1.377 1.194 (50) (27)Distribuidoras de Gas Natural de los Estados 904 1.248 251 276Nova 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 26UEG Araucária Ltda 194 138 94 7Petrokariña S.A. 119 155 (56) (22)Transierra S.A. − 159 16 11

Otras empresas 2.280 2.021 (39) 28215.237 15.563 451 1.095Otras inversiones 45 52 − −

15.282 15.615 451 1.095




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11.4. Inversiones en empresas con acciones negociadas en las bolsas

Lote de mil acciones

Cotización en la bolsa devalores

(R$ por acción) Valor de mercadoEmpresa 2014 2013 Tipo 2014 2013 2014 2013

Petrobras Argentina S.A. 1.356.792 1.356.792 Ordinaria 1,72 1,87 2.334 2.5372.334 2.537

AsociadaBraskem S.A. 212.427 212.427 Ordinaria 10,80 16,50 2.294 3.505Braskem 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 loterepresentativo 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 Braskemestán 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 loscuales R$ 1.286 son atribuibles a los accionistas no controlantes de PESA – Petrobras Argentina S. A.. Ascontinuación están presentadas sus informaciones contables resumidas:

Petrobras Argentina2014 2013

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

7.588 7.630

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

7.588 7.630

Ingresos operacionales netos 342 547Ganancia 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 unasubsidiaria 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 estánrelacionadas a empresas petroquímicas, distribuidoras de gas, biocombustibles, termoeléctricas, refinerías yotras. Las informaciones financieras resumidas son las siguientes:




49

2014Negocios conjuntos Asociadas

En Brasil En el exterior En Brasil En el exteriorActivo corriente 3.916 3.579 28.423 5.953

Activo no corriente 1.163 105 7.158 558Propiedades, planta y equipo 4.244 8.006 32.423 9.561Otros 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 9.250Pasivo no corriente 1.945 3.819 35.659 2.635Patrimonio neto 4.464 6.184 25.974 4.399Participación 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 444Ganancia 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%




50

12.

Propiedad, planta y equipo

12.1. Por tipo de activos


Terrenos,edificaciones

y mejorasEquipos y

otros bienes

Activos enconstrucción

(*)

Gastosc/exploración

y desarrollo.Producción

de petróleo ygas (campos

productores) Total TotalSaldo 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 62.974Reconocimiento / revisión de los costos de desmantelamiento deáreas − − − (1.431) (1.431) (1.958)Intereses capitalizados − − 8.474 − 8.474 6.514Combinación 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 80.642Depreciación, 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 268Ajuste 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 25.134 312.427 186.840 180.654 705.055 531.928Depreciación, amortización y agotamiento acumulado (6.703) (100.646) − (63.826) (171.175) (129.361)Saldo al 31 de diciembre de 2013 18.431 211.781 186.840 116.828 533.880 402.567

Adiciones 71 4.826 71.410 1.394 77.701 59.820Reconocimiento / revisión de los costos de desmantelamiento deáreas − − − 5.096 5.096 5.316Intereses 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 31.921Depreciación, 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 8Ajuste acumulado de conversión 52 7.787 3.078 625 11.542 −


Costo 29.160 377.259 140.627 233.808 780.854 586.684Depreciación, 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 launidad

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 decomercialidad 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 bienesprovenientes de contratos de arrendamiento que transfieren los beneficios, riesgos y controles por el monto deR$ 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 otrosbienes

Vida útil estimada CostoDepreciación

acumulada Saldo al 2014

hasta 5 años 12.043 (7.601) 4.4426 - 10 años 28.944 (14.020) 14.92411 - 15 años 2.774 (1.290) 1.48416 - 20 años 125.439 (32.779) 92.66021 - 25 años 53.023 (17.573) 35.45025 - 30 años 60.368 (10.882) 49.48630 años o más 66.552 (13.627) 52.925Método de la Unidad Producida 55.666 (27.009) 28.657

404.809 (124.781) 280.028

Edificaciones y mejoras 27.550 (7.819) 19.731Equipos 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 porevaluadores 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 AgênciaNacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP (reguladora e inspectora), otorga a la Compañía elderecho 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 deGuará y Sul de Tupi), limitado a la producción de cinco mil millones de barriles equivalentes de petróleo en unperíodo 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 enEntorno 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 elproceso formal de revisión, teniendo en cuenta los informes técnicos independientes. La revisión del contrato seinició 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 habiendoestablecida una fecha para su finalización.

Para esta revisión, están siendo considerados los gastos ya realizados hasta la fecha en las áreas, y las previsionesde costo y producción estimadas cuando fueron elaborados los informes técnicos independientes. Comoresultado de esta etapa, podrán ser revisados: (i) los compromisos de Contenido Local; (ii) el volumen total debarriles 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, laCompañía podrá pagar la diferencia al Gobierno Federal o reducir proporcionalmente el volumen total de barrilesadquiridos de acuerdo con los términos del contrato. Si la revisión determinar que los derechos adquiridosresultan 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.




52

La Compañía efectuará los respectivos ajustes en los precios de adquisición cuando los efectos de la referidarevisión 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 deTupi (actual Sépia) de Activos Intangibles para Propiedad, Planta y Equipo, en el monto de R$ 24.419. En el año2013 hubo una reclasificación relacionada con el bloque Franco (actual campo de Búzios) y Sul de Tupi (actualCampo 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 dediciembre 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 desarrollode la producción, que deberán ser comprobados junto a la ANP. En caso de incumplimiento, ANP podrá aplicarsanciones 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 producciónde 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 lasrefinerías Premium I y Premium II.

Teniendo en cuenta las tasas de crecimiento previstas para los mercados nacionales y extranjeros de derivados yla falta de socio económico para la implementación, condición establecida en el Plan de Negocios y Gestión de laCompañía, 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


Softwares Derechos y

concesiones AdquiridosDesarrolladosInternamente 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 6.862Intereses capitalizados − − 26 − 26 26Bajas (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 36.118Amortización acumulada (990) (1.091) (2.217) − (4.298) (2.829)

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

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




53

Amortización (84) (120) (312) − (516) (392)"Impairment" - constitución (21) (1) − − (22) − “Impairment” - reversión 15 − − − 15 − Ajuste acumulado de conversión 111 3 1 37 152 − Saldo al 31 de diciembre de 2014 9.542 315 1.148 971 11.976 9.108

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

Saldo al 31 de diciembre de 2014 9.542 315 1.148 971 11.976 9.108

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 comercialidadvinculado 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 alContrato de Cesión Onerosa. Con la declaración de comercialidad de los bloques restantes y el consiguiente cierrede 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 3Cuenca del Solimões 2 − Cuenca de Espírito Santo 1 2Cuenca Reconcavo 1 1Cuenca Potiguar 1 − Cuenca de Jequitinhonha 1 − Cuenca Camamu Almada − 1Cuenca Para - Maranhão − 3Cuenca 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 PardaSul, 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 uncontrato de producción compartida con el Gobierno Federal de Brasil, a través de la ANP y Empresa Brasileira deAdministração 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 zonaestratégica 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.




54

Una prima por firma en el valor de R$ 15.000 fue paga en una cuota única, siendo pago por la Compañía el montode 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 canalizadoen Brasil por un total de R$ 558, con plazos de vencimientos entre 2029 y 2043, que pueden ser prorrogados. Lasconcesiones 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 gastosoperativos y remuneración del capital invertido. Las tarifas cobradas por el volumen de gas distribuido estánsujetas 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 dedeterminar 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, laCompañía prioriza la utilización del valor en uso de los activos (individualmente o agrupados en unidadesgeneradoras de efectivo – UGEs) a partir de proyecciones que consideran: (i) la vida útil estimada del activo o delconjunto 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 medioponderado de capital (weighted average cost of capital - WACC) después del impuesto. La definición de UnidadesGeneradoras 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 delas UGEs fueron: (i) tasa de cambio promedio estimada de R$ 2,85 para US$ 1 en 2015 y 2016 (convergiendo paraR$ 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 delAbastecimiento, que son: (i) Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) y (ii) Segundo conjunto deRefinaria Abreu e Lima (RNEST); y un activo de Unidades Generadoras de Efectivo de Gas Natural: Unidade deFertilizantes Nitrogenados III (UFN III).

a) UGE Abastecimiento

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




55

Sin embargo, durante el trimestre finalizado el 31 de diciembre de 2014, nuevas circunstancias llevaron laadministración de la Compañía a reevaluar algunos de sus proyectos en curso. A través de este proceso, laCompañía decidió posponer, por un período prolongado, los siguientes proyectos: (i) Complexo Petroquímico deRio de Janeiro (Comperj); y (ii) segundo conjunto de refinación de la Refinería Abreu e Lima (RNEST). Comoresultado, el 31 de diciembre de 2014, los activos en construcción de estos proyectos ya no pertenecen a la UGEAbastecimiento y comenzaron a ser testados individualmente. Tales circunstancias incluyen: i) reducción de losingresos operativos esperados en el futuro, debido al declive de los precios de petróleo en el mercadointernacional; ii) la depreciación del real, lo que aumenta la necesidad de efectivo para cumplir con el servicio desus 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 deprocesamiento de 165 mil barriles de petróleo por día. Así, el objetivo es satisfacer la creciente demanda deproductos 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 de70% de este volumen en diesel, y ampliable a 260 mil barriles de petróleo por día a través del Programa deelevación de intermedio y gasolina (Programa de Elevação de Médios e Gasolina - Promega). El proceso derefinación 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 ynafta, la generación de hidrógeno, tratamiento de amoníaco, tratamiento de agua ácida y la regeneracióncáustica, 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 UGEAbastecimiento, para que los mismos tengan sus respectivas recuperabilidades testadas en separado. En laopinión de Petrobras, no sería apropiado para mantener la UGE Abastecimiento sin cambios durante un períodoprolongado basado exclusivamente en expectativas de la Administración en cuanto a la utilización futuraesperada 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 activosque 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 denitrógeno de fertilizantes Unidad III (MS), la Compañía rescindió el contrato debido a los malos resultados delConsorcio UFN III. A raíz de esta huelga, la Compañía decidió reevaluar su calendario de aplicación, posponiendolas acciones necesarias a la nueva contratación de la empresa la aplicación del ámbito restante, siempre que lasmedidas de conservación del efectivo de la Compañía. Como resultado de ello, los activos en construcción de esteproyecto ya no pertenecen a la UGE de Gas Natural, el 31 de diciembre 2014, pasando a ser testadoindividualmente.

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




57

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 activosen el segmento de Exploración y Producción en el área internacional, dieron como resultado el reconocimiento dela pérdida por deterioro en el valor de R$ 4.429. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y lospresupuestos 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 yProducción, teniendo en cuenta el país de operación. La pérdida está relacionada principalmente con los Camposde producción de petróleo y gas de Cascade y Chinook, R$ 4.162, que se encuentra en los Estados Unidos, debidoa la revisión de la premisas de precio debido a la reciente caída de los precios de los precios del petróleo en elmercado 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 latasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 7% anual (5,8% anual en 2013, cuando testadoen la UGE Abastecimiento), que deriva de la metodología WACC para el sector de refinación. Estas pérdidas sedebieron principalmente a: (i) problemas en la planificación de proyectos; ii) uso de tasa de descuentoconsiderando la inclusión de una prima de riesgo específica para los proyectos postergados; (iii) aplazamiento dela expectativa de entrada de efectivo debido a la postergación del proyecto; y (iv) la coyuntura actual de menorcrecimiento 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 ypresupuestos 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 elsector 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 proyectospostergados; (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 ypresupuesto 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 sedebe principalmente a la revisión de las previsiones del mercado y las hipótesis de precios, que se han actualizadodebido 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 descuentodespués de impuestos en moneda constante del 6,1% anual (5,9% por año en 2013) que se deriva de lametodología WACC para la industria de Fertilizantes. Este resultado fue motivado por aspectos operativos querequieren nuevas inversiones en el período de 2014.




58

h) Refinería Nansei Sekiyu K.K.

Las evaluaciones de recuperabilidad de los activos del segmento de abastecimiento del área internacional dieroncomo resultado una pérdida de R$ 343, a partir de los activos de la Nansei Sekiyu K.K., en Japón, debido a ladecisión 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 delintervalo de 5 a 12 años, con perpetuidad sin crecimiento; premisas y presupuestos aprobados por laadministración de la compañía; y tasa de descuento antes de los impuestos, que deriva de la metodología decálculo 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 dedescuento

después deimpuesto(moneda

constantep.a.) (*) Valor de uso Valor contable

Braskem Abastecimiento 9,7% a 10,1% 8.844 4.544Distribuidores Estaduales de Gas Natural Gas & Energía 4,8% 3.388 904Guarani 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 GásNatural; 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 lascotizaciones de mercado en Brasil, el 31 de diciembre de 2014, la participación de Petrobras en las accionesordinarias (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 estainvestida son de titularidad de no signatarios del Acuerdo de Accionistas y su negociación es extremamentelimitada.

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

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




59

14.3. Provisión para pérdidas en inversiones

Debido a la reducción en los precios del petróleo en el mercado internacional, que afectó las operaciones deexploración y producción de las asociadas de Petrobras Argentina S.A. y del negocio conjunto Petrobras Oil & GasB.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 deperforación PI, PIII, PIV, PV y la plataforma PXIV, la evaluación de estos activos al valor razonable resultó en elreconocimiento 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 porobtener los derechos legales para explorar un área determinada, hasta la declaración de la viabilidad técnica ycomercial de las reservas.

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

ConsolidadoCostos exploratorios reconocidos en el Activo (*) 2014 2013

Propiedad, planta y equipo Saldo inicial 20.619 21.760Adiciones 10.039 10.680Bajas (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 32.516Total 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 lasactividades de exploración y evaluación de petróleo y gas natural se exponen en la tabla siguiente:

Consolidado

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

Efectivo utilizado en las actividades Operativas 2.087 2.275Inversiones 11.508 18.892Total de efectivo utilizado 13.595 21.167




60

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 deproyectos 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 (*) Consolidado2014 2013

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

Saldo final 18.594 20.619

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

2014

Número de

pozos2013 5.213 322012 3.984 252011 1.692 152010 772 52009 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 delas 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" fuepresentado a la ANP, y cerca de R$ 2.992 fueron incurridos en costos de las actividades necesarias para evaluarlas reservas y su desarrollo potencial.




61

16.

Proveedores


2014 2013 2014 2013

Terceros en Brasil 13.146 12.523 10.879 10.696Terceros en el exterior 11.262 14.198 4.869 4.410

Partes relacionadas 1.516 1.201 10.827 10.855Total 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 gasnatural, la construcción de depósitos y tuberías y la construcción y ampliación de plantas industriales, entre otrosvarios usos.

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

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




62

Consolidado ControlanteAgencia deCrédito a laExportación

MercadoBancario

Mercados deCapital Otros Total Total

No corriente

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

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

En el extranjeroSaldo inicial al 1 de enero de 2013 10.310 39.816 63.412 1.285 114.823 36.911Ajuste acumulado de conversión 1.032 5.134 12.825 155 19.146 − Adiciones de financiación 3.359 19.803 23.713 188 47.063 34.676Intereses incurridos durante el período 2 30 77 17 126 2.304

Variación monetaria y cambiaria 343 1.926 605 64 2.938 10.331Transferencia de largo plazo para corto plazo (1.447) (2.826) (902) (91) (5.266) (26.804)Transferencia a los pasivos asociados a activos clasificados comomantenidos para la venta − (849) − − (849) − Saldo al 31 de diciembre de 2013 13.599 63.034 99.730 1.618 177.981 57.418

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 48.319Ajuste acumulado de conversión − 133 − − 133 − Adiciones de financiación − 10.130 800 − 10.930 9.088Intereses incurridos durante el período − 474 − − 474 275Variación monetaria y cambiaria − 2.518 192 3 2.713 1.641Transferencia 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 58.453En el extranjero

Saldo al 1 de enero de 2014 13.599 63.034 99.730 1.618 177.981 57.418Ajuste acumulado de conversión 1.154 7.711 16.921 135 25.921 − Adiciones de financiación 665 15.633 32.542 − 48.840 40.106Intereses incurridos durante el período 9 50 108 18 185 2.191Variación monetaria y cambiaria 250 1.004 (3.392) 50 (2.088) 11.343Transferencia 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 ControlanteCorriente 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013Deuda a corto plazo 9.253 8.560 17.067 22.042Porción corriente de la deuda a largo plazo 18.182 7.304 29.433 23.583

Intereses devengados 4.088 2.880 2.094 1.00231.523 18.744 48.594 46.627




63

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 años5 años enadelante Total (*)

Valorrazonable

Financiaciones en Reales (R$): 3.753 7.403 6.341 6.814 11.100 26.812 62.223 53.591Indexadas al tipo variable 2.362 6.281 4.551 5.121 9.446 20.600 48.361Indexadas al tipo fijo 1.391 1.122 1.790 1.693 1.654 6.212 13.862Tasa promedio de financiaciones 9,9% 11,9% 13,7% 11,0% 10,2% 8,2% 10,0%

Financiaciones en DólaresEstadunidenses (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 22.865 123.631Indexadas al tipo fijo 5.249 12.411 9.794 6.526 13.780 57.854 105.614Tasa 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 25.456Indexadas al tipo variable 45 51 51 47 40 132 366Indexadas al tipo fijo 639 988 1.810 1.810 1.810 16.119 23.176Tasa 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 7.294Tasa 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 − − 909Indexadas al tipo fijo 949 815 24 1 − − 1.789Tasa 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 710Indexadas al tipo fijo 808 2 2 8.834 4.176 11.288 25.110Tasa 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 − − − − 23Tasa 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 enmercados activos (nivel 1), en su caso. Cuando no hay precios cotizados en un mercado activo disponible, el valorrazonable de los préstamos se determinan por una curva teórica calculada en base a los bonos más líquidos de laempresa (nivel 2).

El análisis de sensibilidad de los instrumentos financieros sujetos a tipo de cambio se describe en la notaexplicativa 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 UtilizadoSaldo

a utilizar

En el exterior (Valores en US$ millones) PGT 500 − 500Petrobras 2.500 530 1.970

En Brazil Transpetro 10.058 2.841 7.217Petrobras 14.503 12.502 2.001PNBV 9.878 989 8.889Liquigás 141 135 6

17.4. Garantías

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

Los préstamos obtenidos por las Entidades Estructuradas están garantizados por los propios activos de losproyectos, 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 notienen garantía.




65

18.

Arrendamientos

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

Consolidado ControlanteFinanciero Operacional Financiero Operacional

CompromisosEstimados

Valor futuro deRecibos

Interés anualsobre ingresos

Valor Presentede Recibos

Valor futuro dePagos

Interés anualsobre pagos

Valor Presentede Pagos Pagos Valor futuro Pagos

2015 508 (297) 211 55 (13) 42 38.898 1.609 47.1252016 - 2019 2.111 (1.198) 913 181 (98) 83 102.262 2.797 137.0262020 en adelante 4.679 (1.780) 2.899 607 (542) 65 173.345 1.496 248.301Al 31 de diciembre de2014 7.298 (3.275) 4.023 843 (653) 190 314.505 5.902 432.452

Corriente 157 42 1.609No corriente 3.866 148 4.293Al 31 de diciembre de2013 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 activosrelacionados estaban en construcción o no estaban disponibles para uso, representan el valor de R$ 184.778 en elConsolidado y R$ 159.466 en la Controlante (en 2013, R$ 189.854 en el Consolidado y R$ 156.605 en laControlante).

En 2014, la Compañía reconoció gastos de R$ 25.110 de arrendamiento operativo en el Consolidado y R$ 35.495en 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, entidadesestructuradas consolidadas y asociadas se efectúan a precios y condiciones de mercado.




66

19.1.1. Por operación y por empresa

ControlanteEne-Dic/2014 31.12.2014

Por operación Resultado ActivoCorriente Activo Nocorriente Total PasivoCorriente Pasivo Nocorriente Total

Ingresos, principalmente ventas 156.614Variaciones monetarias y cambiarias netas (2.139)Ingresos (gastos) financieros netos (5.012)

Cuentas por cobrar 11.687 8.226 19.913Cuentas por cobrar, principalmente por ventas 10.224 − 10.224Dividendos a recibir 1.053 − 1.053Operaciones de mutuo − 6.828 6.828Adelanto para aumento de capital − 397 397Valores vinculados a la construcción del gasoducto − 868 868Otras operaciones 410 133 543Arrendamientos 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)

ControlanteEne-Dez/2014 31.12.2014

ResultadoActivo

CorrienteActivo Nocorriente Total

PasivoCorriente

Pasivo Nocorriente 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, deacuerdo con lo determinado a continuación:




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ControlanteActivo Pasivo

2014 2013 2014 2013Hasta 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 dederechos crediticios devengados y/o no devengados de operaciones realizadas por subsidiarias y controladas delSistema 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 hayancompensado. Las cesiones de derechos crediticios no devengados se registran como financiaciones en el pasivocorriente.

ControlanteActivo

CorrientePasivo

CorrienteResultadoFinanciero

Efectivo yequivalentesal efectivo y

Activosfinancieros

Cesiones dederechos

realizados

Cesiones dederechos no

realizados

Ingresosfinancieros

FIDC

Gastosfinancieros

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 operacionesfinancieras 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 casode incumplimiento por parte de las subsidiarias y controladas.

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

2014 2013

Fecha de vencimiento de las operaciones PNBV PGF PGT TAG Otros Total Total2014 − − − − − − 8.2712015 7.077 3.320 3.984 − 52 14.433 6.0502016 2.340 15.783 − − − 18.123 17.9802017 2.707 12.617 − − 797 16.121 7.2082018 8.259 14.693 9.297 − 872 33.121 26.1962019 7.305 20.625 18.328 − − 46.258 40.2342020 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




68

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 elexterior que tenía, entre otros, títulos de deuda de otras empresas consolidadas por Petrobras, relacionadosprincipalmente 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 yfondos de pensión

Las transacciones significativas resultaron en los saldos siguientes:

Consolidado2014 2013

Activo Pasivo Resultado Activo PasivoNegocios conjuntos y asociadas

Distribuidoras de gas del Estado 10.592 1.343 519 8.457 994 490Empresas del sector petroquímico 18.153 545 219 16.087 220 282Otros 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 gubernamentalesTítulos 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 69.788Sector 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) − 1.953Otros 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 28.402Variaciones monetarias y cambiarias netas (2.154) (1.707)Ingresos (gastos) financieros netos (3.152) (357)

Activo Corriente 17.837 17.739Activo No-corriente 15.473 10.658Pasivo Corriente 4.928 8.358Pasivo 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 serliquidado por el Gobierno Federal por medio de la emisión de títulos del Tesoro Nacional, de valor igual al saldofinal de la confrontación de cuentas con el Gobierno Federal, de acuerdo con lo previsto en la Medida Provisionalnº 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 lasoperaciones anteriores.

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

Considerando agotado el proceso de negociación entre las partes, en la esfera administrativa, la Administraciónde la Compañía decidió realizar cobro judicial del referido crédito, para liquidación del saldo de la cuenta depetróleo y alcohol, habiendo para ello interpuesto acción en julio de 2011. El proceso está siendo analizado porlos 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 loscriterios 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 dePetrobras, relativas al mes de diciembre de 2014 y 2013 fueron las siguientes:

Expresado en reales

Remuneración por empleado 2014 2013Menor remuneración 2.710,19 2.430,21Remuneración promedio 15.031,44 12.979,59Mayor 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 2013Consejo

EstatutarioConsejo de

Administración TotalConsejo

EstatutarioConsejo de

Administración Total

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

Remuneración variable (**) 3,3 − 3,3 3,6 − 3,6Remuneración 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 14,3Número 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 lasSociedades Estatales (Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais - DEST) que guió a la inclusión de las cargas sociales sobre laremuneración 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 programaespecífico 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 aR$ 72,6 (R$ 59,3 en 2013).

20.

Provisiones para desmantelamiento de áreasConsolidado Controlante

Pasivo no corriente 2014 2013 2014 2013

Saldo inicial 16.709 19.292 15.320 18.391Revisión 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 412Otros 181 134 − (245)

Saldo final 21.958 16.709 20.630 15.320




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:

Consolidado ControlantePropiedad,

planta y

equipo

Costo con prospección

Préstamos,cuentas por

cobrar/ apagar y

financiacio-nes

Arrenda-mientos

mercantilesfinancieros

Provisión paraprocesos

judicialesPérdidas

fiscales Inventarios

Interesessobre 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 8.555Reconocido en el patrimonio neto − − 4.734 (97) − (459) − − 3.175 7.353 6.815Ajuste 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 r eorganizaciones societarias.

La Administración considera que los activos por impuestos diferidos se recuperarán como provisiones se liquidan y se producen eventos futuros, ambos basados enestimaciones 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 liquidany 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 laGanancia

Consolidado ControlanteActivos Pasivos Activos Pasivos

2015 289 33 − − 2016 en adelante 2.384 8.019 − 9.062Parte 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 deR$ 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 valorde 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 elexterior:

Año 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 20252026 en

adelante Total

Créditos tributarios noregistrados 99 193 412 614 129 1.191 428 173 222 15 5.025 8.501




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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:


Ganancia (Pérdida) antes de los impuestos a las ganancias (25.816) 28.155 (30.247) 24.821Impuesto sobre la renta y contribución social a las tasasnominales (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:

Consolidado2014 2013 2014 2013

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

45.918 29.453 43.134 27.897

Corriente 2.115 1.912 2.026 1.820No Corriente 43.803 27.541 41.108 26.077

45.918 29.453 43.134 27.897




74

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, conautonomía 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 aseguraa los participantes una complementación del beneficio concedido por la Seguridad Social y que se dirige a losempleados de Petrobras y Petrobras Distribuidora S.A. El plan está cerrado para los empleados admitidos a partirde 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 porparticipantes y patrocinadores, conforme se determina en la Enmienda Constitucional nº 20/1998 y en la LeyComplementaria nº 109/2001, observándose la proporción en lo que se refiere a las contribuciones normalesvertidas 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 laCompañía y Petros, ascendían a R$9,167 (R$ 8.870 en la Controlante), de los cuales R$ 545 (R$ 526 en laControlante), de intereses vencen en 2015. Los compromisos de los TCF tienen plazo de vencimiento en 20 añoscon 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 trabajadoresactivos a través de Acuerdo Colectivo de Trabajo de Petrobras de los años 2004, 2005 y 2006, tal como fueaprobado 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 11,49años.

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 ycontroladas que asumieron el servicio pasado de las contribuciones correspondiente al período en que losparticipantes estuvieron sin plan, a partir de agosto de 2002, o de la admisión posterior, hasta el día 29 de agostode 2007. El plan se dirige actualmente a los empleados de Petrobras, Petrobras Distribuidora S.A., StraturaAsfaltos, Termobahia, Termomacaé, Transportadora Brasileira Gasoduto Brasil-Bolívia S.A. – TBG, PetrobrasTransporte S.A. – Transpetro y Petrobras Biocombustível. El plan continuará abierto para nuevas adhesiones, perono habrá más el pago del servicio pasado.




75

La parte de este plan con característica de beneficio definido se refiere a la cobertura de riesgo con invalidez ymuerte, garantía de un beneficio mínimo y renta vitalicia, y los compromisos actuariales relacionados se hanregistrado de acuerdo con el método de la unidad de crédito proyectada. La parte del plan con característica decontribución definida se destina a la formación de reserva para jubilación programada, cuyas contribuciones sereconocen en el resultado en el mes respectivo de competencia. En 2014, la contribución de la Compañía para laparte 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 larecomendación de la Consultoría Actuarial de la Fundação Petros. Por lo tanto, cualquier contribución de esteperíodo 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) referentea 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 elextranjero 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 entidadessimilares 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 unaevaluación de los riesgos inherentes a las diversas clases de activos, así como de la utilización de la diversificacióncomo mecanismo de reducción de riesgo de cartera. La cartera de activos del plan deberá obedecer las políticasdefinidas por el Consejo Monetario Nacional.

Fundación Petros elabora políticas de inversión para períodos de 5 años, que se revisan anualmente. En el últimonúmero de la Política de Inversiones, Petros afirma que un modelo de ALM - Asset and Liability Management seutiliza para resolver los desajustes en los planes de beneficios de flujo de efectivo gestionadas por ella, teniendoen 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 SistemaPetrobras, en el período 2015-2019 son los siguientes: 30% a 60% en renta fija, un 30% a un 45% en rentavariable, de 3% a 8% en el sector inmobiliario 0% a 15% en préstamos los participantes, 4% a 13% en lasinversiones estructuradas y de 0% a 1% en una renta variable global. Si bien la asignación limita el Plan Petros 2para el mismo periodo son: 30% a 90% en renta fija, el 5% a un 25% en renta variable, de 0% a 8% en el sectorinmobiliario, 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 precioscotizados en

mercados

activos

Los precios nose cotizan enun mercado

activo

Total valor

razonable %

Total valor

razonable %Renta fija 15.621 4.872 20.493 38% 19.962 37%Títulos privados − 994 994 1.255Títulos públicos 15.621 − 15.621 15.283Otras inversiones − 3.878 3.878 3.424Renta variable 22.108 959 23.067 43% 24.595 47%Acciones al contado 22.108 − 22.108 23.781Otras inversiones − 959 959 814Las inversiones estructuradas − 4.252 4.252 8% 3.680 7%Fondos de Private Equity − 3.791 3.791 3.429Fondos de Venture Capital − 53 53 69Fondos 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 losparticipantes 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 valorde 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 valordel mercado.

22.4.

Plan de Salud - Asistencia Multidisciplinaria de Salud (AMS)

Petrobras, Petrobras Distribuidora - BR, Petrobras Transporte S.A.-Transpetro, Petrobras Biocombustíveis y TBGmantienen 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 estábasada en los principios de auto-sostenibilidad de la prestación, y tiene programas de prevención y atención de lasalud. El principal riesgo relacionado con beneficios para la salud está en el ritmo de crecimiento de los gastosmédicos, que sigue tanto la aplicación de las nuevas tecnologías y la adición de nuevos techos como un mayorconsumo de la salud. En este sentido, la Compañía busca mitigar este riesgo a través de la mejora continua de susprocedimientos técnicos y administrativos, así como la mejora de los diversos programas que se ofrecen a losbeneficiarios.

Los empleados contribuyen con un monto mensual predefinido para cobertura de gran riesgo y con una parte delos gastos en que se incurre referentes a las demás coberturas, ambas establecidas de acuerdo con las tablas departicipación basadas en determinados parámetros, incluyéndose los niveles salariales, además del beneficiofarmacia que prevé condiciones especiales en la adquisición, en farmacias registradas distribuidas por todo elterritorio nacional, de ciertos medicamentos. El plan de asistencia médica no está respaldado por activosgarantizadores. 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.




77

22.5. Obligaciones y gastos netos actuariales, calculados por actuarios independientes y valorrazonable 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 obligacionesde planes de pensión no es significativo. Todos los planes de pensión han acumulado obligaciones de beneficiosen exceso a los activos de los planes.




78

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 deSalud

Otrosplanes

Plan de pensión Plan deSalud

OtrosplanesPetros Petros 2 Total Petros Petros 2 Total

Movimiento del valor presente de las obligaciones actuarialesObligación actuarial al inicio del ejercicio 65.134 830 16.397 354 82.715 78.773 1.612 17.145 371 97.901Costo 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 8.394Costo del servicio corriente 137 79 422 25 663 1.040 311 415 19 1.785Contribuciones 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) 625Nueva 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 56.575Ingresos por intereses 6.724 69 − 8 6.801 5.291 46 − 9 5.346Contribuciones pagadas por la patrocinadora (Compañía) 579 − 930 12 1.521 551 − 786 56 1.393Contribuciones pagadas por los participantes 386 − − 1 387 392 − − − 392Recibos vinculados al Término de Compromiso Financiero 478 − − − 478 331 − − − 331Beneficios 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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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 lossalarios (Real + inflación) 8,37% (1) / 10,52% (2) 8,03% (1) / 10,21% (2)Tasa de rotación de los planes desalud 0,642% p.a. (6) 0,590% p.a. (6)Tasa de rotación de los planes depensiones Nula NulaCambio de los gastos médicos yhospitalarios 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 latabla general de mortalidad EX-PETROS 2013 (para ambos sexos), en sustitución de la Tabla de Mortalidad AT2000, que fue utilizado en la valuación actuarial del ejercicio 2013. La Tabla EX-PETROS tiene característicasdimensionales, a través de las cuales muestran tanto la edad de la mortalidad y el aumento de la longevidad delas edades a través de los años. Esta Tabla, que ya es conocido en los órganos técnicos actuariales, se formulósobre la base de datos de sonido del largo período de experiencia de los participantes del Plan Petros del SistemaPetrobras. La Tabla EX-PETROS, el actuario independiente de la Fundação Petros recoge para 2013 Posición añocomo estadísticamente más adherente a la característica de la población de la masa de participantes.

e) Perfil de vencimientos de la obligación

2014Plan de Pensión Plan de Salud

Petros Petros 2 AMS Otros Planes TotalHasta 1 año 4.393 35 943 6 5.3771 a 2 años 4.287 40 983 6 5.3162 a 3 años 4.205 43 1.012 5 5.2653 a 4 años 4.114 46 1.039 5 5.204Más de 4 años 56.602 1.277 19.980 421 78.280Total 73.601 1.441 23.957 443 99.442




81

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 losempleados de contribución definida. Las contribuciones pagadas en el ejercicio de 2014, reconocidas en elresultado, 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 legalesvigentes, así como las directrices establecidas por el Departamento de Coordinación y Gobierno Corporativo delas Empresas Estatales - DEST, del Ministerio de la Planificación, Presupuesto y Gestión y por el Ministerio deMinas 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 parareglamento 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 deseis 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 delcumplimiento global de metas, utilizado como base en la definición del porcentaje de la ganancia a ser distribuidaa los empleados.

Sin embargo, de acuerdo con la nueva metodología, si la Compañía no obtener el lucro y se cumplan todas lasmetas, el importe a pagar de forma individual será la mitad de la remuneración mensua del empleado más lamitad 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 el31 de diciembre de 2013, cuyo pago ocurrió el 2 de mayo de 2014, resultando en el reconocimiento de gasto porel 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:

2013Ganancia 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 1.085Porción adicional (reconocido en marzo de 2014) 388Participación en las ganancias o resultados - filiales en el exterior 17Participación 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 sinparticipaciones 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 ausenciade 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 esfruto del Programa de Optimización de Productividad (POP), con vistas a contribuir al cumplimiento de las metasde 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 laadhesión, dichos empleados fueron clasificados en una de cinco categorías con fechas de desvinculación previstasentre 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 de2014, conforme a lo previsto en el Plan y podrán abandonarlo en cualquier momento, en cuyo caso no se tendráderecho al incentivo financiero.

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

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

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

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

Saldo al 31 de deciembre de 2014 1.035Corriente 545No corriente 490

*) Incluye a los empleados que abandonaron el plan, aumento de sueldos y actualización del piso y del techo por el IPCA.




83

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 por7.442.454.142 acciones ordinarias y 5.602.042.788 acciones preferidas, todas nominales, escriturales y sin valornominal.

Las acciones preferidas tienen prioridad en el reembolso del principal, no aseguran derecho a voto y no sonconvertibles 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, mediantela capitalización de reservas de ganancias de incentivos fiscales, constituidas en 2013, por un monto de R$ 21, enatención al artículo 35, párrafo 1º, del Decreto Administrativo nº 283/13 del Ministro de Estado de la IntegraciónNacional. 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 enentidades controladas, que no resulten a una pérdida de control, teniendo en cuenta que se tratan detransacciones 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 193de 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, comomínimo, al 0,5% del capital social desembolsado al cierre del ejercicio y se destina al costeo de los programas deinvestigación y desarrollo tecnológico. El saldo de esta reserva no puede exceder el 5% del capital socialdesembolsado, de acuerdo con el artículo 55 del Estatuto Social de la Compañía.




84

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 lasSociedades por Acciones. Tal reserva solamente podrá utilizarse para la absorción de perjuicios o aumento delcapital social.

En el año 2014, la parcela del resultado de R$ 25 referente al subsidio de las inversiones dentro de lasSuperintendências de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) y Amazônia (SUDAM) no fue destinada a lareserva de incentivos fiscales debido a la ausencia de lucro. Sin embargo, la constitución de reserva de incentivoscon 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 lasSociedades por Acciones.

En 2014, el saldo de las pérdidas acumuladas obligatoriamente será absorbido por la reserva de retención deganancias, 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 deconversión 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 laganancia neta ajustada, de acuerdo con la Ley de Sociedades por Acciones, prorrateado por las acciones en que sedividir el capital de Compañía.

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

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




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2014 2013Ganancia neta (Pérdida) del ejercicio (controlante) (21.692) 23.408Apropiación: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 gananciabásica - 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 2013Ganancia neta/ (Pérdida) atribuible a los accionistas de Petrobras (21.587) 23.570 (21.692) 23.408Promedio 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


Ingresos brutos de ventas 408.631 370.652 336.103 299.143Cargas 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 80.699Gasolina 55.706 50.554 45.931 42.140Oleo combustible 10.237 7.376 9.136 6.608Nafta 13.188 12.664 13.188 12.664GLP 8.750 8.538 7.404 7.266Combustible de aviación 13.059 11.976 14.265 13.131Otros 13.543 12.435 12.131 10.933

Total de derivados 214.506 192.958 192.548 173.441Gas natural 18.878 15.854 18.312 15.297Etanol, nitrogenados renovables y otros 9.111 8.250 7.706 7.203Electricidad, 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 31.761Ventas 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.




86

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) 125Acuerdos 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, administrativosy 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 67Gastos /Resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P 855 522 855 525Otros (*) (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 elvalor 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) 2.614Materiales, 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 ybonos 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) 58Resultado con enajenación/baja de activos (parte de losgastos operativos netos) (133) 3.877 (3.673) 130Regreso 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) 58Otros 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)




88

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 títulospúblicos 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 6.540Ingresos (gastos) sobre instrumentos derivativos 837 (408) (291) (40)Resultados provenientes de activos financieros (94) (217) 845 699Otros 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 3.778Gastos (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 2013Valores pagados / recibidos durante el período

Impuesto a las ganancias y contribución social 1.987 2.650 5 28Impuesto a las ganancias retenido en la fuente de terceros 4.323 3.704 3.770 3.171

Transacciones de inversiones y financiaciones que noenvuelven efectivo

Adquisición de propiedad, planta y equipo en crédito 312 458 − − Contrato con transferencia de beneficios, riesgos y controles

de bienes − − − 1.725Constitución (reversión) de la provisión para

desmantelamiento de áreas 5.096 (1.431) 5.316 (1.958)




90

Estado consolidado del resultado por Área de Negocio – 2014

E&P Abastecimiento Gas & EnergíaBiocombusti-

bles Distribución Internacional Corporativo Eliminación Total

Ingresos de ventas 153.705 263.570 42.062 624 98.010 32.573 − (253.284) 337.260Intersegmentos 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 resultadofinanciero, 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 − 451Participación 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)




91

Estado consolidado por resultado de Área de Negocio – 2013 (*)

E&P Abastecimiento Gas & EnergíaBiocombusti-

bles Distribución Internacional Corporativo Eliminación Total

Ingresos de ventas 147.281 240.693 30.011 832 86.183 35.062 − (235.172) 304.890Intersegmentos 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 resultadofinanciero, 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 − 1.095Participación en las utilidades o resultados (381) (304) (48) (2) (65) (31) (271) − (1.102)

Ganancia (Pérdida) neta antes de los impuestosa 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) 23.007Atribuible a:

Accionistas de Petrobras 42.213 (17.734) 1.256 (254) 1.813 3.648 (7.157) (215) 23.570Accionistas 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 reportadospreviamente 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 2014E&P Abastecimiento Gas & Energía Distribución Corporativo Eliminación Total

Ingresos de ventas 7.022 17.313 1.151 12.168 50 (5.131) 32.573Intersegmentos 2.903 3.584 79 5 33 (5.131) 1.473Terceros 4.119 13.729 1.072 12.163 17 − 31.100

Ganancia (pérdida) antes del resultado financiero, de las participaciones eimpuestos 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 2013E&P Abastecimiento Gas & Energía Distribución Corporativo Eliminación Total

Ingresos de ventas 8.791 18.648 1.193 11.274 17 (4.861) 35.062Intersegmentos 5.055 4.254 79 15 12 (4.861) 4.554Terceros 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) 34.553Al 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 yrazonablemente estimables. Entre ellas, las principales se refieren a reclamos laborales, impuesto sobre la rentaretenido en la fuente sobre la emisión de títulos en el exterior, pérdidas y daños por la finalización de la operaciónde cesión de crédito premio de IPI, e indemnización a los pescadores por el derramamiento de petróleo en Río deJaneiro en enero de 2000.

Los montos de las provisiones son los siguientes:

Consolidado ControlantePasivo no corriente 2014 2013 2014 2013

Laborales 1.904 1.332 1.668 1.164

Fiscales 276 221 121 71Civiles 1.770 1.276 1.490 1.032Ambientales 105 62 59 13Otros 36 27 − −

4.091 2.918 3.338 2.280


Saldo Inicial 2.918 2.585 2.280 1.504

Adiciones netas 1.775 841 1.494 1.159Utilización 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:

Consolidado ControlanteActivo no corriente 2014 2013 2014 2013

Laborales 2.464 2.067 2.232 1.825Fiscales 2.671 2.348 1.872 1.686Civiles 1.760 1.240 1.618 1.120Ambientales 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 losestados financieros, pero son divulgadas, a menos que la expectativa de cualquier desembolso ocurrir searemota.

Los pasivos contingentes estimados para los procedimientos judiciales el 31 de diciembre 2014, para los cuales seconsidera posible la probabilidad de pérdida, son presentados en la siguiente tabla (Consolidado):




94

Naturaleza EstimativaFiscales 98.256Civiles - Generales 10.350Laborales 12.381

Civiles - Ambientales 3.984Otros 4

124.975

Los cuadros a continuación detallan las principales causas de naturaleza fiscal, civil, ambiental y laboral cuyasexpectativas de pérdidas son clasificadas como posibles:




95

Descripción de los procesos de naturaleza fiscal EstimativaDemandante: Secretaría de Hacienda Federal do Brasil1) No pago del Impuesto sobre la Renta Retenido en la Fuente - IRRF y Contribución de Intervención en elDominio 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 laCompañía 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. 7.1423) 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 Compañíaha 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 gastosde desarrollo.Situación actual: La cuestión envuelve procesos en ámbitos administrativo en donde la Compañía habuscado garantizar sus derechos. 4.667

7) No apro+R5bación de los créditos fiscales de recuperación denegado debido a incumplimiento deobligación adicional.R15Situación actual: Aguardando juicio de defensa y de recurso en la instancia administrativa. 4.6118) Falta de recaudación del CIDE en operaciones de importación de nafta.Situación actual: La cuestión se está discutiendo en el ámbito administrativo. 3.5289) 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 habuscado garantizar sus derechos. 2.18110 Deducción de la base de cálculo de IRPJ y CSLL de los gastos diversos efectuados en 2007 y 2008 enrelación 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. 1.97611) No pago del CIDE-Combustibles en el período de marzo de 2002 hasta octubre de 2003 en transaccionescon distribuidoras y puestos de combustibles detentores de mandatos judiciales que determinaron lasventas sin repase del referido impuesto.Situación actual: La cuestión envuelve procedimientos en fase administrativa y judicial, donde la Compañíaha 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 SãoPaulo 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 habuscado garantizar sus derechos. 4.815Demandantes: 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 inicialy el inventario final.Situación actual: La cuestión envuelve procesos en fases administrativa y judicial, donde la Compañía habuscado garantizar sus derechos. 3.057Demandante: 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 elámbito del establecimiento centralizador.Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas en donde la Compañía habuscado garantizar sus derechos. 3.514

15) Diferencia de tasa de ICMS en las operaciones de venta de queroseno de aviación, debido a ladeclaración de inconstitucionalidad del Decreto 36.454/2004.




96

Situación actual: La cuestión envuelve procesos en instancias administrativas en donde la Compañía habuscado garantizar sus derechos. 2.014

Demandantes: Municipalidades de Anchieta, Aracruz, Guarapari, Itapemirim, Mataraízes, Linhares, VilaVelha, 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 laretención y la recaudación de ese impuesto para los municipios en donde están establecidos los respectivosprestadores, en conformidad con la Ley Complementaria 116/03.Situación actual: La cuestión envuelve procedimientos en fase judicial, donde la Compañía ha buscadogarantizar 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 comotres demandas civiles originarias pendientes en el Tribunal Supremo. 2.121Demandantes: 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 habuscado garantizar sus derechos. 1.05119) Procesos diversos de naturaleza fiscal

15.791Total 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 participacionesespeciales en varios campos. También incluye la discusión de las multas impuestas por la ANP por presuntoincumplimiento 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 laCompañía ha buscado garantizar sus derechos. 4.136Demandante: Refinaria de Petróleo de Manguinhos S.A. 2) Acción de indemnización en el que la búsqueda de los daños causados por una conducta anticompetitivaalegada 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 fuecondenado en primera instancia. La Compañía ha buscado garantizar sus derechos, dado que el CADE haexaminado la cuestión y decidido por la ausencia de la conducta anticompetitiva de Petrobras. 1.320

3) Procesos diversos de naturaleza civil 4.894Total de los procesos de naturaleza civil 10.350.

Descripción de los procesos de naturaleza ambiental EstimativaDemandantes: Ministério Público Federal, Ministério Público Estadual do Paraná,AMAR - Associação de Defesa do Meio Ambiente de Araucária e IAP - Instituto Ambiental do Paraná1) Proceso judicial que discute obligación de hacer, indemnización pecuniaria y daño moral referente alaccidente 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, partedemandada, 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 EstimativaDemandantes: 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 deremuneración y condiciones mínimas (RMNR).

Situación actual: La Compañía presentó ante el Tribunal Superior del Trabajo el acuerdo de negociacióncolectiva , con el fin de interpretar la cláusula en el acuerdo de negociación colectiva que ha sidocuestionada ante los tribunales laborales. 3.152Demandantes: Sindipetro do Norte Fluminense y Sindipetro da Bahia 2) Acciones Clase dirigidos diferencias salariales derivadas del cambio en el método de cálculo de las horasextraordinarias en las reflexiones de descanso semanal remunerado, la observación más alta que establecela Ley No. 605/49.Situación actual: Referente al procedimiento de autoría de Sindipetro /BA, la Compañía interpuso un recursoy espera el juzgamiento del Tribunal Superior del Trabajo. En el procedimiento en que Sindipetro /NF esautor, la Compañia propuso acción rescisoria procesada en el TST, cuyo mérito todavía no ha sido juzgado. 1.160Demandante: 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 intenciónde obligar PETROBRAS a cumplir el límite de 12 horas de trabajo efectivo en el sistema de alerta, sujeto amulta diaria.Situación actual: El procedimiento se encuentra en el Tribunal Superior del Trabajo para juzgamiento de losrecursos interpuestos por las partes. 1.013

4) Otros procesos de naturaleza laboral 7.056Total 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, SouthernDistrict of New York). Estas acciones fueron consolidadas el 17 de febrero 2015. El Tribunal nombró a undemandante principal, Universities Superannuation Scheme Limited (“USS”), el 4 de marzo de 2015. USS presentópetición inicial consolidada el 27 de marzo 2015, pretendiendo representar: (i) personas o entidades que hancomprado acciones de Petrobras cotizadas en la Bolsa de Valores de Nueva York entre el 22 de enero de 2010 y el16 de marzo 2015; (ii) personas o entidades que han comprado títulos de deuda emitidos por controladas dePetrobras en tres ofertas públicas registradas en los Estados Unidos entre 2012 y 2014; (iii) personas o entidadesque han comprado acciones de Petrobras en Brasil, entre el 22 de enero de 2010 y el 19 de marzo de 2015, ytambién 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 omisionescapaces de inducir los inversores al error, principalmente con respecto al valor de sus activos, gastos, gananciasnetas y la eficacia de sus controles internos sobre los estados financieros y las políticas anti-corrupción de laCompañía, en función de denuncias de corrupción, lo que tendría supuestamente aumentado artificialmente elprecio 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 accionesindividuales 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 puedenser estimados. La Compañía contrató una oficina de abogacía estadunidense especializada e irá se defender de lasalegaciones hechas en estas acciones.




98

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, accióninterpuesta por las empresas de seguros United States Fidelity & Guaranty Company y American Home AssuranceCompany, que intentaban obtener, desde 1997, frente a la primera (Brasoil), declaración judicial que leseximieron de la obligación de pagar el valor del seguro de garantía de cumplimiento de la construcción de lasplataformas P-19 y P-31 y, frente a la segunda (Petrobras), solicitaban la devolución de los montos que podríanser 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 losmontos adeudados a Brasoil al cierre permanente de acciones con idéntico objeto en curso ante la JusticiaBrasileña.

En agosto de 2014, se ha celebrado el acuerdo extrajudicial, entre Brasoil y Petrobras con aseguradorasestadounidenses, que prevé el cierre de todas las acciones y ejecuciones judiciales presentadas en los tribunalesbrasileños 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 netosen 2014.

30.3.2. Recuperación de PIS y COFINS

La Compañía interpuso acciones ordinarias contra el Gobierno Federal, referentes a la recuperación, a través decompensación, de los valores recaudados a título de PIS incidentes sobre ingresos financieros y variacionescambiarias 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 dela Ley 9.718/98.

El 9 de noviembre de 2005, el Supremo Tribunal Federal consideró inconstitucional el mencionado § 1º del art. 3ºde la Ley nº 9.718/98.

El 18 de noviembre de 2010, el Superior Tribunal de Justicia juzgó procedente la acción de Petrobras, interpuestaen 2006 para recuperar los valores de COFINS del período de enero de 2003 a enero de 2004. Después deltránsito 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 defebrero de 1999 hasta diciembre de 2002, cuya demanda fue presentada en 2005, la Compañía reconoció enseptiembre 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 delvalor 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 enel cuadro siguiente:

31.12.2014COFINS - enero 2003 a enero 2004 497PIS / COFINS - febrero 1999 a noviembre 2002 2.177

Ajuste por inflación 63Saldo actualizado registrados en el activo no corriente 2.737




99

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 bolivianopara el mercado brasileño. El acuerdo contempla la solución para las diferentes interpretaciones del GSA, a travésde pagos y compensaciones entre las partes, incluyendo la celebración de un contrato de suministro de gasnatural 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 aproximadamente54,92 mil millones de m3 de gas natural equivalente a 30,08 millones de m3 por día, lo que corresponde a unvalor 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 elcosto 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 totalde R$ 6.553 para los Programas de Exploraciones Mínimas previstos en los contratos de concesión de las áreas deexploración, permaneciendo en vigor R$ 4.996 netos de los compromisos ya cumplidos. De dicho monto, R$ 4.015corresponden a la entrega en garantía de petróleo de campos previamente identificados y ya en fase deproducción 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 conlos precios de petróleo y derivados, con las tasas de cambio y de intereses, riesgo de crédito y de liquidez y realizasu 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 laasignación efectiva de recursos y de un balanceo adecuado entre sus objetivos de crecimiento y retorno y su nivelde 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 diciembrede 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 referenciaValor razonable

Posición Activa (Pasiva) Vencimiento

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013Derivados no designados como hedge

Contratos Futuros (*) (4.314) 10.224 186 (48)Compra/Petróleo y derivados 84.544 52.267 − − 2015Venta/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) − 2015Venta/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

colaterales2014 2013 2014 2013 31.12.2014 31.12.2013

Derivados de Commodity 910 (250) − − 17 335Derivados 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 laCompañía en función de su posición en instrumentos financieros derivados al 31 de diciembre de 2014 sepresenta a continuación:




101

Consolidado

Operaciones RiesgoEscenario

Probable (*)

EscenarioPosible

(∆ de 25%)

EscenarioRemoto

(∆ 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 Yenen 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 del0,15% 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 paraproteger operaciones de compra ni de venta de mercaderías cuyo objetivo sea satisfacer sus necesidadesoperativas. Las operaciones con derivados se limitan a la protección de los resultados esperados de transaccionescomerciales 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 análisisintegrado de protecciones (hedges) naturales, beneficiándose de las correlaciones entre sus ingresos y gastos. Acorto plazo, la gestión de riesgo involucra la asignación de las inversiones de efectivo entre el real, el dólar u otramoneda. En este contexto, la estrategia puede involucrar el uso de instrumentos financieros derivados paraminimizar la exposición cambiaria de ciertas obligaciones de la Compañía.

a) Hedge del flujo de efectivo futuros altamente probables relacionado con las exportaciones de laCompañía

La Compañía designó relaciones de hedge para contabilizar los efectos de protección natural existente entre estasoperaciones 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 queuna parte del total a exportar en cada mes que se tomará será el objeto de una relación de endeudamiento decoberturas individuales con garantía de acciones de Petrobras en US$ con terceros. Las deudas tienen diferentesvencimientos 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 lasvariaciones en las tasas de cambio registrado en el patrimonio neto, tomando como base una tasa de BRL/USD2,6562, se presentan a continuación:




102

Instrumento de hedge Objeto de hedge Tipo de riesgo protegido Período

ValorPrincipal (US$

millones)

Valor de losInstrumentosde Protección

31.12.2014

Instrumentos financierosno derivados

Parte de las ExportacionesMensuales PrevistasAltamente Probables

Cambiario -Tasa SpotR$ x US$

Enero de 2014 a Junio de2023 50.858 135.088

Cambio del valor de referencia (principal) US$ millonesCantidades designadas en 31 de diciembre de 2013 40.742

Nuevos instrumentos de hedge designados 22.330Realización de las exportaciones (5.764)Reembolsos del principal / amortización (6.450)

Cantidades designadas en 31 de diciembre de 2014 50.858

Consolidado31.12.2014

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 TotalRealización 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 dólareslos costos relacionados a Bonds emitidos en yenes, no habiendo la intención de liquidar tales contratos antes delplazo de vencimiento. La relación entre el derivado y el préstamo también fue designada como hedge de flujo deefectivo.




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 escenariosposible 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 unamoneda equivalente a sus respectivas monedas funcionales, se describen a continuación:

Consolidado

Instrumentos FinancierosExposición el

31.12.2014 RiesgoEscenarios

Probable (*)

EscenariosPosible

(∆ del 25%)

EscenariosRemoto

(∆ del 50%)Activos 6.890 576 1.722 3.445Pasivos (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 9.135Pasivos (36.831) Euro/ Dólar 4.184 (9.208) (18.416)

(18.562) 2.109 (4.641) (9.281)Activos 11 1 3 6Pasivos (1.930) Libra/ Real (143) (483) (965)

(1.919) (142) (480) (959)Activos 4.684 Libra/ Dólar (99) 1.171 2.342Pasivos (10.060) 213 (2.515) (5.030)

(5.376) 114 (1.344) (2.688)Activos 729 Peso/ Dólar 15 182 365Pasivos (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 Yenen 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 significativode tal forma que, preferiblemente, la Compañía no utiliza instrumentos financieros derivados para administrarese 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 nivelesadecuados, destinados a la continuidad del negocio y el valor de aumento para los accionistas e inversores. Lasprincipales fuentes de recursos de la empresa han sido la generación de efectivo operacional y fondos de tercerosobtenidos a través de préstamos, emisiones de bonos en los mercados internacionales de capital ydesinversiones. La compañía mantiene un perfil de deuda adecuada a los plazos de vencimiento de lasinversiones, 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 sustraídode efectivo y equivalentes al efectivo y de títulos públicos y de los Time deposits con vencimiento superior a 3meses. El EBITDA ajustado es la ganancia neta antes del resultado financiero neto, impuesto sobre larenta/contribución social, depreciación/amortización, participación en inversiones y pérdida en el valorrecuperable 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 serconsideradas aisladamente ni en reemplazo de las métricas de ganancia, endeudamiento y generación de efectivooperativa en IFRS, tampoco ser base de comparación con los indicadores de otras empresas.

Consolidado31.12.2014 31.12.2013

Total de financiaciones (corrientes y no corrientes) 351.035 267.820Efectivo y equivalentes al efectivo 44.239 37.172Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses) 24.707 9.085Endeudamiento neto 282.089 221.563

Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 48% 39%EBITDA ajustado 59.140 62.967Índice 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 madurary el uso intensivo de los recursos financieros, por lo que la empresa puede tener inversiones más grandes que elflujo de efectivo operativo durante ciertos períodos. El precio del petróleo se mantiene en los niveles actualesdurante un largo período, también puede afectar la capacidad de flujo de efectivo operativo. De este modo, laempresa puede vivir temporalmente con el empeoramiento de los indicadores hasta que las inversiones estángenerando efectivo y/u otros ajustes resultantes de la revisión del Plan de Negocio y Gestión en curso seimplementan.

Además, el plan de desinversiones para el bienio 2015-2016 recientemente revisada, por un total de US$ 13,7 milmillones, es parte de la planificación financiera de la Compañía, que tiene como objetivo reducir elapalancamiento, preservar el efectivo y centrarse en las inversiones prioritarias, especialmente de la producciónde 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 lascondiciones 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 ysu objetivo es conciliar la necesidad de minimizar la exposición al riesgo de crédito y de maximizar el resultado delas ventas y operaciones financieras, mediante proceso de análisis, concesión y gestión de los créditos de formaeficiente, utilizando los parámetros cuantitativos y cualitativos apropiados para cada uno de los segmentos delmercado.

La cartera de crédito comercial de la Compañía es bastante diversificada, estando los créditos concedidosdivididos entre clientes del mercado interno de Brasil y de mercados del exterior. El crédito concedido ainstituciones financieras se distribuye entre los principales bancos internacionales clasificados por las agencias declasificación 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 elramo de actuación del cliente, relacionamiento comercial, histórico financiero con Petrobras, su situaciónfinanciera 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 valoresmobiliarios 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 depérdidas, se disponen a continuación:

Consolidado

Efectivo y equivalentes alefectivo 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 9.321AA.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 activofinanciero para liquidar las obligaciones en las fechas establecidas y es administrado por la Compañía a través deacciones tales como: centralización del efectivo del sistema, optimización de la disponibilidad y la reducción de lanecesidad de capital de trabajo; efectivo mínimo robusta para asegurar la inversión continua y el cumplimientode obligaciones a corto plazo, incluso en el caso de mercado adversas; ampliar la base de inversionistas, explorarexploración de la capacidad de financiación de los mercados nacionales e internacionales, el desarrollo de unafuerte presencia en los mercados de capitales y la búsqueda de nuevas fuentes de financiación con nuevosproductos 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 losmercados de capital) durante 2015 para recaudar los fondos necesarios para refinanciar la deuda y la financiaciónde las inversiones. Además, el programa de desinversión de US$ 13,7 mil millones contribuirá a la satisfacción delas necesidades de liquidez.

Flujo nominal (no reconocidos) de principal e intereses de las financiaciones por vencimiento:

Consolidado

Vencimiento 2015 2016 2017 2018 2019 2020 enadelante 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 laCompañía, así como también los riesgos sujetos a seguro obligatorio, sea por disposiciones legales ocontractuales. Los demás riesgos son cubiertos por autoseguro, con Petrobras intencionalmente asumiendo elriesgo 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. Enconsecuencia, no fueron examinados por nuestros auditores independientes.

Las principales informaciones sobre la cobertura de seguros en vigor al 31 de diciembre de 2014 son demostradasde la siguiente forma:

Importancia asegurada

ActivoTipos de

cobertura Consolidado Controlante

Instalaciones, equipos y productos en inventarios

Incendio,riezgos

operativos yriezgos deingeniería 485.410 304.375

Navíos-tanque y embarcaciones auxiliares Cascos 10.094Plataformas fijas, sistemas flotantes de producción y unidades de perforaciónmarítimas

Riesgos depetróleo 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 detuberías 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 otrosactivos 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 sedemuestra a continuación:

Nivel I: precios cotizados (sin ajustar) en mercados activos para activos o pasivos idénticos a los cuales la entidadpuede 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 opasivo, 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 delvalor

razonable

contabilizado

ActivosTitulos y valores mobiliarios 7.202 − − 7.202Derivados de Commodities 188 − − 188Derivados de Moneda Extranjera − 6 − 6Saldo al 31 de diciembre de 2014 7.390 6 − 7.396

Saldo al 31 de diciembre de 2013 9.124 24 − 9.148

PasivosDerivados 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 l osbonds de la Compañía en el mercado americano y, con esto, Petrobras ya no se clasifica como "grado deinversión" por esta agencia.

Esta revisión, según Moody's, refleja la preocupación con las investigaciones de corrupción en curso y las posiblespresiones sobre la liquidez de la Compañía ocasionados por el retraso en la divulgación de los estados financierosauditados. 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 parareducir su apalancamiento.

La Compañía destaca que no tiene covenants (obligación de hacer) relacionados a la rebaja del rating por partede 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 lasactividades de refinación de la refinería Nansey Sekiyu (NSS), el cual se llevará a cabo en estrecha colaboracióncon 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), contratóuna 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 definanciación con el Banco do Brasil, por el valor de R$ 4,5 mil millones, para capital de trabajo, con vencimiento enmarzo 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 milmillones y plazo de hasta 05 años;

- Límite de financiamiento pre-aprobado (standby ) con el banco Bradesco, en un monto de R$ 3 mil millones yplazo 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 SocialConsolidado

1 - Base de Cálculo 2014 2013Ingresos de ventas consolidados (RL) 337.260 304.890Ganancias (Pérdida) antes de las participaciones y impuestos

Consolidadas (RO) (24.771) 29.257Nómina de pagos bruta consolidada (i) 31.671 27.025

% sobre % sobre 2 - Indicadores Sociales Internos Valor FPB RL Valor FPB RLAlimentación 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 RLGeneración 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 RLInversiones relacionadas con la producción/operación de laCompañia (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 yaumentar la eficacia en la utilización de recursos naturales, laCompañia:

( ) 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 86.108Nº de admisiones durante el período (II) 3.786 2.166

Nº de empleados(as) subcontratados(as) 291.074 360.180Nº de pasantes 1.746 1.816Nº de empleados(as) con más de 45 años (III) 33.767 37.858Nº 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 laciudadanía Compañiarial 2014 Metas 2015

Relación entre la mayor y la menor remuneración de la Compañia(VII) 30,3 30,3Número 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 detrabajo fueron definidos por:

(X) directorio ygerencias

( ) todos(as) losempleados(as)

( ) todos(as) +Cipa

(X) directorio ygerencias

( ) todos(as) losempleados(as)

( ) todos(as) +Cipa

Respecto a la libertad gremial, al derecho de negociacióncolectiva y a la representación interna de los(las) trabajadores(as),la Compañia:

( ) no seenvuelve

( ) sigue lasnormas de la

OIT(X) incentiva ysigue a la OIT

( ) no seenvolverá

( ) seguirá lasnormas de la

OIT(X) incentivará eseguirá a la OIT

La previsión privada incluye:( ) directorio

( ) directorio ygerencias

(X) todos(as) losempleados(as) ( ) directorio


(X) todos(as) losempleados(as)

La participación en las ganancias o resultados incluye:( ) directorio


(X) todos(as) losempleados(as) ( ) directorio


(X) todos(as) losempleados(as)

En la selección de los proveedores, los mismos estándares éticos yde responsabilidad social y ambiental adoptados por la Compañia:

( ) no seconsideran ( ) se sugieren (X) son exigidos

( ) no seconsiderarán ( ) se sugerirán (X) se exigirán

Respecto a la participación de los empleados(as) en programas detrabajo voluntario, la Compañia:

( ) no seenvuelve ( ) apoya

(X) organiza eincentiva

( ) no seenvolverá ( ) apoyará

(X) organizará eincentivará

Número total de reclamaciones y críticas de consumidores(as):(IX)

en la Compañia11.191

en el Procon36

en la Justicia146

en la Compañia7.656

en el Procon-

en la Justicia4

% de reclamaciones y críticas atendidas o solucionadas: en la Compañia95,6%

en el Procon44,4%

en la Justicia31,5%

en la Compañia93,7%

en el Procon-

en la Justicia44,4%

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 autodeclararonnegras (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 desistema de salud informatizada, registrado durante el examen médico anual. No incluye los empleados con discapacidad admitidos en 2014. Número refiriéndose a PetrobrasControlante.

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 errorsignificativo 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 áreainternacional.(i) Compuesto por los salarios, beneficios, FGTS, Seguridad Social y otros beneficios a los empleados.



Petróleo Brasileiro S.A. – PetrobrasInformación 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 Securitiesand Exchange Commission (SEC), este capítulo proporciona información suplementaria sobre las actividades deproducción 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 ydesarrollo 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, lamedida estandarizada de los flujos de efectivo netos futuros descontados estimados relacionados a las reservascomprobadas 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, quecomprende 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 yproducción.

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 petróleoy gas, yunto con la depreciación, la amortización y el agotamiento acumulados y obligación de desmantelamiento:

Consolidado

Inversionespor

EquivalenciaPatrimonial

BrasilAmérica del

SurAmérica del

Norte África Otras Internacional Total Total

31 de diciembre de 2014 Reservas de petróleo y gas nocomprobadas 24.698 192 1.788 − − 1.980 26.678 24Reservas de petróleo y gascomprobadas 256.376 5.332 11.281 − − 16.613 272.989 12.065Equipos de soporte 211.159 3.136 206 − 9 3.351 214.510 69Costos capitalizados brutos 492.233 8.660 13.275 − 9 21.944 514.177 12.158Depreciación 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 2013Reservas de petróleo y gas nocomprobadas 49.806 1.936 1.342 51 − 3.329 53.135 −

Reservas de petróleo y gascomprobadas 193.003 5.646 14.102 − − 19.748 212.751 9.304Equipos de soporte 190.773 842 (642) (35) 10 175 190.948 2Costos capitalizados brutos 433.582 8.424 14.802 16 10 23.251 456.833 9.306Depreciación 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 2012Reservas de petróleo y gas nocomprobadas 98.609 1.440 3.210 3.066 51 7.767 106.376 − Reservas de petróleo y gascomprobadas 123.940 8.072 7.443 5.041 − 20.556 144.496 1.004Equipos 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 1.004Depreciación 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:

InversionesporEquivalenciaPatrimonial

BrasilAmérica del

SurAmérica del

Norte África* Otras Internacional Total Total

31 de diciembre de 2014Adquisiciones 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 1.501Total 55.679 1.782 1.300 36 − 3.118 58.797 1.501

31 de diciembre de 2013Adquisiciones de propiedadesComprobadas − − − − − − − − 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

31 de diciembre de 2012Adquisiciones de propiedades

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 38Total 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 paralos ejercicios concluidos el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 se demuestran en el cuadro a continuación. LaCompañía transfiere substancialmente toda su producción brasileña de petróleo crudo y gas al segmento deAbastecimiento en Brasil. Los precios calculados por el modelo de la Compañía pueden no ser indicativos delprecio que la Compañía habría obtenido si esta producción hubiera sido vendida en un mercado al contado noregulado. 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 conterceros.

Los costos de producción son aquellos de lifting habidos para la operación y mantenimiento de pozos productivosy 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 degas natural.

Los gastos por exploración incluyen los costos de actividades geológicas y geofísicas y de pozos exploratorios noproductivos. Los gastos por depreciación, agotamiento y amortización se refieren a los activos utilizados en lasactividades de exploración y desarrollo. De acuerdo con el Tópico de codificación 932 SEC – ActividadesExtractivas – 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 latabla a continuación.




113

Consolidado

Inversionespor


BrasilAmérica del

SurAmérica 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 1.578Intersegmentos 152.515 2.903 − − − 2.903 155.418 3.279

153.705 4.878 2.144 − − 7.022 160.727 4.857Costos 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 yamortización (18.091) (852) (1.208) − − (2.060) (20.151) (421)Pérdidas de valor de propiedades depetróleo 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 alas 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 generalescorporativos y costos de interés) 34.413 2.672 (4.330) (48) 320 (1.386) 33.027 587


Ingresos operativos netos:Ventas a terceros 2.472 2.201 1.093 438 − 3.732 6.204 1.176Intersegmentos 144.809 3.624 − 1.429 − 5.053 149.862 1.640

147.281 5.826 1.093 1.867 − 8.786 156.067 2.816Costos 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 yamortización (16.867) (1.117) (693) (192) (1) (2.004) (18.871) (565)Pérdidas de valor de propiedades depetróleo 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 alas ganancias 64.415 969 (361) 160 3.756 4.524 68.939 1.823Impuestos a las ganancias (21.901) (304) (3) (790) (1) (1.099) (23.000) (750)Resultados de las operaciones(excluyendo gastos generalescorporativos y costos de interés) 42.514 665 (365) (630) 3.754 3.425 45.939 1.073


Ingresos operativos netos:Ventas a terceros 1.700 2.240 37 719 − 2.996 4.696 362Intersegmentos 143.873 3.232 566 3.674 − 7.472 151.345 −

145.573 5.472 603 4.393 − 10.468 156.041 362Costos 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 yamortización (12.763) (921) (342) (370) (2) (1.635) (14.398) (153)Pérdidas de valor de propiedades depetróleo y gas (71) (1) − (33) − (34) (105) − Otros gastos operativos (3.523) (384) (218) 340 (82) (344) (3.867) − Resultados antes de los impuestos alas 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) 28Resultados de las operaciones(excluyendo gastos generalescorporativos 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 alos 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 laSecurities and Exchange Commission.

Las reservas comprobadas de petróleo y gas son las cantidades de petróleo y gas que, de acuerdo con los análisisgeológicos y los datos de ingeniería, se puede estimar con certeza razonable que serán económicamente viables apartir de una determinada fecha, provenientes de reservorios conocidos y bajo las condiciones económicasexistentes, métodos operativos y reglamentaciones gubernamentales anteriores al plazo en el que expiran loscontratos, asegurando el derecho de operación, a menos que las evidencias indiquen que existe uma certezarazonable de renovación, independientemente de cuales sean los métodos de determinación o probabilidadutilizados para la estimativa. El proyecto para la extracción de los hidrocarburos debe haber comenzado o eloperador 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) pormedio de los pozos existentes con los equipos y métodos operativos existentes o en las cuales el costo de losequipos necesarios es relativamente inferior em comparación al costo de un nuevo pozo; y (ii) por medio de losequipos de extracción instalados y de la infraestructura que se encuentre en operación en el momento de laestimación 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 seránnecesarias para recuperar tales reservas comprobadas. Debido a las incertidumbres inherentes y a la naturalezalimitada de los datos de reservorios, las estimaciones de reservas están sujetas a cambios cuando se tenganinformaciones adicionales.

El resumen de los cambios anuales de las reservas comprobadas de petróleo se muestra a continuación (enmillones de barriles):




115

Consolidado

Inversionespor


Reservas comprobadasdesarrolladas y no desarrolladas Brasil

América delSur

América delNorte África

Internacional**

PetróleoSintético 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)Reservas al 31 de diciembre de 2012 10.539,2 175,4 74,0 140,2 389,6 8,3 10.937,1 24,3

Transferencias por la pérdida decontrol * − − − (140,2) (140,2) − (140,2) 140,2Revisiones de estimativas previas (110,0) 13,4 21,9 − 35,4 1,3 (73,4) 1,8Extensiones 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 decontrol * − − − − − − − 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 (enmiles de millones de pies cúbicos):




116

Consolidado

Inversionespor


Reservas comprobadasdesarrolladas y no desarrolladas Brasil

América delSur

América delNorte 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 5,2Extensiones 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)

Reservas al 31 de diciembre de 2012 10.344,6 1.083,7 67,7 45,5 1.196,9 13,3 11.554,8 47,8

Transferencias por la pérdida decontrol * − − − (45,5) (45,5) − (45,5) 45,5Revisiones 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)Reservas al 31 de diciembre de 2013 11.291,7 1.058,5 132,9 0,0 1.191,4 11,8 12.494,8 61,9

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)Reservas al 31 de diciembre de 2014 11.170,3 730,8 180,0 0,0 910,8 10,6 12.091,5 46,9

* 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 2012Petróleo

CrudoPetróleoSintético Gas Natural

GasSintético

PetróleoCrudo

PetróleoSintético Gas Natural

GasSintético

PetróleoCrudo

PetróleoSintético Gas Natural

GasSintético

(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 ConsolidadasBrasil 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 ConsolidadasAmérica 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 ConsolidadasBrasil 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 ConsolidadasAmérica 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 cantidadesde 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 ygas 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 internacionalesse calculan aplicándose el precio promedio durante el período de 12 meses anterior al cierre del ejercicio cubiertopor el informe, determinado como la media aritmética no ponderada del precio del primer día del mes para cadames 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 losacuerdos contractuales vigentes al cierre de cada año de reporte. Los costos por futuro desarrollo y producción seestiman 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 lascondiciones económicas al cierre del ejercicio. Los impuestos a la renta futuros estimados se calculan aplicándoselos índices impositivos estatutarios al cierre del ejercicio. Tales índices reflejan las deducciones permitidas y seaplican a flujos de efectivo netos futuros estimados antes de impuestos, menos la base impositiva de losrespectivos activos. Los flujos de efectivos descontados futuros netos se calculan utilizando factores de descuentodel 10% en el medio del período. Este descuento requiere estimación en base anual de cuando se incurrirán losgastos futuros y cuando se producirán las reservas.

La evaluación prevista en el Tópico de Codificación 932 SEC – Actividades Extractivas – Petróleo y Gas requierepremisas sobre el momento y el valor de los costos de desarrollo y producción en el futuro. Los cálculos se hacenal 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 presentanoriginalmente en dólares estadounidenses en el Form 20-F y SEC se convirtieron a la presentación real de estosestados financieros. Por lo tanto, con el fin de mantener la coherencia con los criterios utilizados en la mediciónde las estimaciones de los flujos de efectivo futuros, como se ha descrito anteriormente, el tipo de cambioutilizado para la conversión de cada período sigue el precio promedio del dólar estadounidense durante la 12meses anteriores a la fecha de cierre, determinado como la media aritmética no ponderada del precio del primerdía laborable de cada mes dentro de ese período. Las diferencias de cambio surgidas en la conversión semuestran 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

Inversionespor


Al 31 de diciembre de 2014 BrasilAmérica del

SurAmérica del

Norte ÁfricaInternacional

** Total Total

Ingresos de efectivo futuros 2.529.273 16.770 26.530 − 43.300 2.572.573 14.704Costos 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 4.321Descuento del 10% a mediados de año a efectos dela época de flujos de efectivo estimados * (418.349) (1.230) (3.703) − (4.933) (423.282) (1.296)Medida estandarizada de flujos de efectivo futurosnetos descontados 406.613 2.533 7.738 − 10.271 416.884 3.025

Al 31 de diciembre de 2013Ingresos de efectivo futuros 2.444.936 36.145 26.017 − 62.162 2.507.098 18.802Costos 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 5.441Descuento del 10% a mediados de año a efectos dela época de flujos de efectivo estimados * (426.231) (3.093) (4.931) − (8.024) (434.256) (1.768)Medida estandarizada de flujos de efectivo futurosnetos descontados 406.422 5.935 7.187 − 13.122 419.543 3.673

Al 31 de diciembre de 2012Ingresos de efectivo futuros 2.154.418 35.026 14.231 30.499 79.756 2.234.174 8.080Costos 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 1.349Descuento del 10% a mediados de año a efectos dela 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 futurosnetos 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.




120

Movimiento de los flujos de efectivo futuros descontados netos:

Consolidado

Inversionespor


Brasil América del SurAmérica del

Norte África Otros Internacional** Total Total

Saldo al 1º de enero de 2014 406.422 5.935 7.186 − − 13.121 419.543 3.672Ventas y transferencias de petróleoy 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 1.501Cambio neto debido a compras yventas de minerales en el local − (2.555) 249 − − (2.306) (2.306) − Cambio neto debido a extensiones,hallazgos y mejoras enrecuperación, menos costosrelacionados 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 detransferencia y costos deproducción (78.114) (598) (929) − − (1.527) (79.641) (1.279)Cambio en costos futuros dedesarrollo estimados (27.679) (846) 90 − − (756) (28.435) (273)Intereses del descuento 40.642 308 803 − − 1.111 41.753 412Cambio neto en impuestos sobre larenta 17.720 (266) (220) − − (486) 17.234 202Período − (1) 45 − − 44 44 (68)Otros - no especificados − (71) 57 − − (14) (14) − Ajuste acumulado de conversión 38.138 503 615 − − 1.118 39.256 1.157Saldo al 31 de diciembre de 2014 406.613 2.532 7.739 − − 10.271 416.884 3.025




121

Consolidado

Inversionespor


Brasil América del SurAmérica 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 800Transferencias por la pérdida decontrol * − − − (7.303) − (7.303) (7.303) 7.303Ventas y transferencias de petróleoy 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 512Cambio neto debido a compras yventas de minerales en el local (2.173) 587 (249) − − 338 (1.835) (4.047)Cambio neto debido a extensiones,hallazgos y mejoras enrecuperación, menos costosrelacionados 71.493 − 1.451 − − 1.451 72.944 − Revisiones de las estimativas decantidades previas (8.783) 60 2.016 − − 2.076 (6.707) 180Cambio neto de precios, precios de

transferencia y costos deproducción (20.927) (798) 653 (660) (5) (810) (21.737) (897)Cambio en costos futuros dedesarrollo estimados (41.285) (870) (745) − − (1.615) (42.900) (185)Intereses del descuento 36.682 962 584 − − 1.546 38.228 541Cambio neto en impuestos sobre larenta (1.891) 407 (27) − − 380 (1.511) 586Período − (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 463Saldo 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 petróleoy 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 36Cambio neto debido a compras yventas de minerales en el local − − − − − − − − Cambio neto debido a extensiones,hallazgos y mejoras enrecuperación, menos costosrelacionados 34.724 350 1.978 2.668 − 4.996 39.720 78Revisiones de las estimativas decantidades previas 6.632 478 (115) 3.451 − 3.814 10.446 (113)Cambio neto de precios, precios detransferencia y costos deproducción (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 130Cambio neto en impuestos sobre larenta 6.085 300 − (194) − 106 6.191 3Período − (73) 105 − − 32 32 − Otros - no especificados − (178) (86) (544) − (808) (808) 515Ajuste acumulado de conversión 60.589 988 327 991 − 2.306 62.895 126Saldo al 31 de diciembre de 2012 366.823 6.223 4.795 7.303 − 18.321 385.144 800



Petróleo Brasileiro S.A. – PetrobrasConsejo 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

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