ESTADOS FINANCIEROS - Latibex. Mercado de … · Estado de Resultados ... que incluyen el balance...

ESTADOS

FINANCIEROS

— al 31 de diciembre de 2015 y 2014

con informe de la firma de

auditores independientes

registrados

(Traducción libre del original redactado en portugués)

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras

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Índice (En millones de reales, excepto cuando indicado lo 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 .................................................................................... 19

5. Uso de estimaciones y juicios .............................................................................................................. 30

6. Adopción de nuevas normas y revisiones ............................................................................................ 36

7. Efectivo y equivalentes al efectivo y Títulos y valores mobiliarios ..................................................... 38 8. Cuentas por cobrar ................................................................................................................................ 38

9. Inventarios ............................................................................................................................................ 42

10. Ventas e incorporaciones de activos ................................................................................................. 42

11. Inversiones ........................................................................................................................................ 44

12. Propiedad, planta y equipo ............................................................................................................... 48

13. Activos Intangibles ........................................................................................................................... 50

14. Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) ........................................................... 51 15. Actividades de exploración y evaluación de reservas de petróleo y gas .......................................... 58 16. Proveedores ....................................................................................................................................... 60

17. Financiaciones .................................................................................................................................. 60

18. Arrendamientos ................................................................................................................................. 64

19. Partes relacionadas ............................................................................................................................ 64

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

22. Beneficios a concedidos a los empleados ......................................................................................... 76

23. Patrimonio neto ................................................................................................................................. 85

24. Ingresos de ventas ............................................................................................................................. 87

25. Otros gastos, netos ............................................................................................................................ 88

26. Costos y Gastos por naturaleza ......................................................................................................... 89

27. Resultado financiero, neto ................................................................................................................ 89

28. Informaciones complementarias al estado de flujo de efectivo ........................................................ 90 29. Informaciones por segmento ............................................................................................................. 91

30. Procesos judiciales y contingencias .................................................................................................. 95

31. Compromisos de compra de gas natural ......................................................................................... 102 32. Garantías a los contratos de concesión para exploración de petróleo ............................................ 102 33. Gestión de riesgos ........................................................................................................................... 102

34. Valor razonable de los activos y pasivos financieros ..................................................................... 110 35. Eventos subsecuentes ...................................................................................................................... 111

Información Complementaria .................................................................................................................... 113

Consejo de Administración y Directorio Ejecutivo ................................................................................... 126


3

Informe de los auditores independientes sobre los estados financieros individuales y consolidados 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 balance general al 31 de diciembre de 2015 y los respectivos estados de resultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio neto y de los flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en dicha fecha, así como el resumen de las políticas contables significativas y demás notas explicativas.

Hemos examinado también los estados financieros consolidados de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras ("Consolidado") que incluyen el balance general consolidado al 31 de diciembre de 2015 y los respectivos estados consolidados de resultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio neto y de los flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en dicha fecha, así como el resumen de las políticas contables significativas y demás notas explicativas.

Responsabilidad de la administración sobre los estados financieros

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

Responsabilidad de los auditores independientes

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

Una auditoría comprende la ejecución de procedimientos seleccionados para obtener evidencia sobre los valores presentados en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la evaluación de los riesgos de distorsión significativa en los estados financieros, independientemente de que sea causada por errores o irregularidades.

En esa evaluación de riesgos, el auditor considera los controles internos relevantes para la elaboración y para la presentación razonable de los estados financieros de la Compañía para planificar los procedimientos de auditoría que son apropiados en las circunstancias, pero no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia de esos controles internos de la Compañía. Una auditoría también comprende la evaluación de las políticas contables utilizadas y la razonabilidad de las estimaciones contables hechas por la administración, así como la evaluación de la presentación de los estados financieros considerados en su conjunto. Entendemos que la evidencia de auditoría obtenida es suficiente y apropiada para fundamentar nuestra opinión.

Opinión sobre los estados financieros individuales

En nuestra opinión, los estados financieros individuales antes mencionados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial y financiera individual de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras al 31 de diciembre de 2015, el resultado de sus operaciones y sus flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en dicha fecha, de acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil. Opinión sobre los estados financieros consolidados

En nuestra opinión, los estados financieros consolidados antes mencionados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial y financiera de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y sus controladas al 31 de diciembre de 2015, el resultado consolidado de sus operaciones y sus flujos de efectivo consolidados por el ejercicio finalizado en dicha fecha, de acuerdo con las normas internacionales de información financiera (IFRS) emitidas por el International Accounting Standards Board - IASB y las prácticas contables adoptadas en Brasil.


4

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 baja, en 2014, de R$ 6.194 millones en los estados financieros consolidados (R$ 4.788 millones en los estados financieros individuales) por gastos incorrectamente capitalizados en la adquisición de activos fijos;

(ii) las acciones que están siendo adoptadas, incluidas las investigaciones internas que están siendo llevadas a cabo por firmas de abogados, bajo la dirección de un Comité Especial que fue constituido por la Compañía;

(iii) la investigación que se está llevando a cabo por la U.S. Securities and Exchange Commission – SEC; y

(iv) la Investigación Civil realizada por el Ministerio Público del Estado de São Paulo para la determinación de los potenciales daños causados a los inversores en el mercado de valores mobiliarios en Brasil.

También llamamos la atención a la nota explicativa 30.4 de los estados financieros consolidados, que describe la propuesta de demandas judiciales contra la Compañía, para las que no se pueden estimar una posible pérdida o intervalo posible de pérdidas debido a la etapa en que se encuentran.

Nuestra opinión no se modifica en relación con estos asuntos.

Otros asuntos

Información suplementaria - Estados del valor agregado y del balance social Hemos examinado también los estados individuales y consolidados del valor agregado (DVA, por sus siglas en portugués), correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015, cuya presentación es exigida por la legislación societaria brasileña para compañías abiertas y las informaciones contables consolidadas contenidas en el balance social, elaborados bajo la responsabilidad de la administración de la Compañía, como información complementaria de las IFRS que no requieren la presentación del DVA y del balance social. Esos estados se sometieron a los mismos procedimientos de auditoría anteriormente descritos y, en nuestra opinión, están presentados razonablemente, en todos sus aspectos significativos, en relación a los estados contables considerados en su conjunto. Rio de Janeiro, 21 de marzo de 2016

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


5

Balance General Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 (En millones de reales, excepto cuando indicado lo contrario)

Consolidado Controlante Consolidado Controlante

Activo Nota 2015 2014 2015 2014 Pasivo Nota 2015 2014 2015 2014

Corriente Corriente

Efectivo y equivalentes al efectivo 7 97.845 44.239 16.553 5.094 Proveedores 16 24.913 25.924 28.172 26.575 Títulos y valores mobiliarios 7 3.047 24.763 10.794 15.472 Financiaciones 17 57.334 31.523 52.913 50.130 Cuentas por cobrar, netas 8 22.659 21.167 20.863 19.319 Arrendamientos financieros corrientes 18 48 42 1.568 1.609 Inventarios 9 29.057 30.457 24.015 24.461 Impuestos a las ganancias 21.1 410 657 − − Impuestos a las ganancias 21.1 3.839 2.823 1.520 1.297 Impuestos y contribuciones 21.1 13.139 10.796 11.762 9.507 Impuestos y contribuciones 21.1 6.893 7.300 4.986 5.609 Sueldos, vacaciones, cargas y participaciones 5.085 5.489 4.212 4.695 Adelantos a proveedores 421 1.123 208 923 Planes de pensión y salud 22 2.556 2.115 2.436 2.026 Otros activos corrientes 5.225 3.138 2.979 1.965 Otras cuentas y gastos por pagar 7.599 6.113 3.696 2.727

168.986 135.010 81.918 74.140 111.084 82.659 104.759 97.269 Activos mantenidos para la venta

10.3 595 13 535 10 Pasivos asociados a activos disponibles para la venta 10.3 488 − 488 −

169.581 135.023 82.453 74.150 111.572 82.659 105.247 97.269

No Corriente No Corriente Realizable a largo plazo Financiaciones 17 435.313 319.322 245.439 151.399

Cuentas por cobrar, netas 8 14.327 12.834 6.361 10.671 Arrendamientos financieros 18 154 148 5.426 4.293 Títulos y valores mobiliarios 7 342 290 260 249 Impuestos a las ganancias diferidos 21.6 906 8.052 − 9.062 Depósitos judiciales 30.2 9.758 7.124 8.590 5.927 Planes de pensión y salud 22 47.618 43.803 44.546 41.108 Impuestos a las ganancias diferidos 21.6 23.490 2.673 15.156 − Provisión para procesos judiciales 30.1 8.776 4.091 7.282 3.338 Impuestos y contribuciones 21.1 11.017 10.645 9.485 8.943 Provisión para desmantelamiento de áreas 20 35.728 21.958 34.641 20.630 Adelantos a proveedores 6.395 6.398 1.017 1.056 Otros pasivos no corrientes 2.138 2.620 1.334 1.994

Otros activos no corrientes 9.550 10.140 8.216 8.206 530.633 399.994 338.668 231.824

74.879 50.104 49.085 35.052 642.205 482.653 443.915 329.093

Patrimonio neto Capital social desembolsado 23.1 205.432 205.432 205.432 205.432

Inversiones 11 13.772 15.282 115.536 82.481 Transacciones de capital 23.2 21 (646) 237 (430) Propiedad, planta y equipo 12 629.831 580.990 442.439 437.150 Reservas de ganancias 23.3 92.612 127.438 92.396 127.222 Activos intangibles 13 12.072 11.976 9.133 9.108 Otros resultados integrales 23.4 (43.334) (23.376) (43.334) (23.376)

730.554 658.352 616.193 563.791 254.731 308.848 254.731 308.848

Participación de los accionistas no controlantes 11.5 3.199 1.874 − −

257.930 310.722 254.731 308.848

900.135 793.375 698.646 637.941 900.135 793.375 698.646 637.941

Las notas explicativas forman parte integrante de los estados financieros.


6

Estado de Resultados Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 (En millones de reales, excepto cuando indicado lo contrario)

Consolidado Controlante

Nota 2015 2014 2015 2014

Ingresos de ventas 24 321.638 337.260 251.023 269.568 Costo de ventas (223.062) (256.823) (174.717) (208.174) Ganancia bruta 98.576 80.437 76.306 61.394 Ingresos (Gastos) Gastos de ventas (15.893) (15.974) (15.130) (17.430) Gastos de administración y generales (11.031) (11.223) (7.561) (7.983) Gastos de exploración de petróleo y gas 15 (6.467) (7.135) (5.261) (6.720) Gastos con investigación y desarrollo (2.024) (2.589) (2.011) (2.562) Gastos tributarios (9.238) (1.801) (7.730) (1.045) Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) 14 (47.676) (44.636) (33.468) (34.814) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente 3 − (6.194) − (4.788) Otros gastos, netos 25 (18.638) (12.207) (17.547) (15.436) (110.967) (101.759) (88.708) (90.778) Pérdida antes del resultado financiero, participación e impuestos (12.391) (21.322) (12.402) (29.384) Resultado financiero neto: 27 (28.041) (3.900) (26.187) (3.737)

Ingresos Financieros 4.867 4.634 3.303 3.312 Gastos Financieros (21.545) (9.255) (18.951) (5.804) Variaciones cambiarias y monetarias, netas (11.363) 721 (10.539) (1.245)

Resultado de participaciones en participadas 11 (797) 451 (4.294) 3.730 Participación de los empleados en las utilidades o resultados 22.7 − (1.045) − (856) Pérdida antes de los impuestos a las ganancias (41.229) (25.816) (42.883) (30.247) Impuestos sobre la ganancia 21.7 6.058 3.892 8.047 8.555 Pérdida del ejercicio (35.171) (21.924) (34.836) (21.692) Pérdida atribuible a: Accionistas de Petrobras (34.836) (21.587) (34.836) (21.692) Accionistas no controlantes (335) (337) − − (35.171) (21.924) (34.836) (21.692) Pérdida básica y diluida por acción ordinaria y preferida (en R$) 23.6 (2,67) (1,65) (2,67) (1,66)



7

Estados de los Resultados Integrales Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 (En millones de reales)


2015 2014 2015 2014

Pérdida del ejercicio (35.171) (21.924) (34.836) (21.692) Elementos que no serán reclasificados a la cuenta de resultados: Pérdidas actuariales con planes de beneficios definidos (202) (13.724) (208) (12.908) Impuestos sobre la renta y contribución social diferidos (53) 2.695 (2) 2.540

(255) (11.029) (210) (10.368)

Elementos que pueden ser reclasificados a la cuenta de resultados: Ganancias / (Pérdidas) a realizar en el hedge de flujo de efectivo - exportaciones Reconocido en el patrimonio neto (68.739) (15.650) (60.712) (13.918) Transferido para el resultado 7.088 1.673 6.200 1.344 Impuesto diferido 20.961 4.752 18.534 4.275 (40.690) (9.225) (35.978) (8.299) Ganancias / (Pérdidas) a realizar en el hedge de flujo de efectivo - otras operaciones Reconocido en el patrimonio neto 35 14 − − Transferido para el resultado − 2 − − 35 16 − − Ajustes acumulados de conversión en invertidas (*) 24.545 4.721 23.826 4.763 Resultados integrales de participaciones en inversiones (2.864) (647) (7.586) (2.218) Otros resultados integrales (19.229) (16.164) (19.948) (16.122) Resultado integral total (54.400) (38.088) (54.784) (37.814) Resultado integral atribuible a los: Accionistas de Petrobras (54.785) (37.709) (54.784) (37.814) Accionistas no controlantes 385 (379) − − El resultado integral total (54.400) (38.088) (54.784) (37.814) (*) Incluye, en el consolidado, R$ 2.825 (R$ 756 en 2014) de ajustes acumulados de conversión en asociadas y negocios conjuntos.



8

Estados de los Flujos de Efectivo Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 (En millones de reales, excepto cuando indicado lo contrario)


2015 2014 2015 2014

Flujos de efectivo de las actividades operativas Pérdida del ejercicio (35.171) (21.924) (34.836) (21.692) Ajustes para:

Gastos actuariales - Planes de pensión y salud 6.388 4.773 5.872 4.225 Resultado de participaciones en participadas 797 (451) 4.294 (3.730) Depreciación, agotamiento y amortización 38.574 30.677 28.039 22.518 Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) 47.676 44.636 33.468 34.814 Ajuste al valor de mercado de los inventarios 1.547 2.461 14 493 Pérdidas en créditos de liquidación dudosa 3.641 5.555 669 4.401 Baja de pozos secos 4.921 5.048 3.784 4.828 Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente − 6.194 − 4.788 Pérdidas (Ganancias) en la venta/baja de activos no corrientes, áreas devueltas y proyectos cancelados 2.893 743 3.075 4.282 Variaciones en las tasas de cambio, monetarias y cargas financieras no realizadas y otras operaciones 30.784 8.461 26.094 6.254 Impuestos sobre las ganancias, netos (8.911) (8.025) (8.047) (8.555)

Incremento (Disminución) de activos

Cuentas por cobrar (1.496) (5.929) 1.485 (5.712) Inventarios 1.730 1.378 546 2.542 Depósitos judiciales (2.526) (1.194) (2.640) (1.067) Otros activos (2.474) (5.272) (3.191) (6.515)

Incremento (Disminución) de pasivos

Proveedores (3.890) (2.982) (11.896) 856 Impuestos por pagar 2.716 (3.171) 3.740 (2.513) Planes de pensión y salud (2.367) (1.967) (2.232) (1.867) Otros pasivos 1.575 3.230 1.802 2.618

Efectivo neto generado por las actividades operativas 86.407 62.241 50.040 40.968 Flujos de efectivo de las actividades de inversión

Adquisiciones de propiedad, planta y equipo e intangibles (71.311) (81.909) (50.589) (60.873) Incremento (Disminución) de inversiones (344) (787) (29.229) 685 Ingresos por venta de activos 2.592 9.399 2.157 2.194 Desinversión (Inversiones) en activos financieros (*) 25.971 (12.812) 6.054 8.908 Dividendos recibidos 874 901 4.699 3.506

Efectivo neto (utilizado en) las actividades de inversión (42.218) (85.208) (66.908) (45.580) Flujos de efectivo de las actividades de financiación

Adquisición de participación de accionistas no controlantes 243 (250) − − Captaciones 56.158 72.871 117.844 92.540 Amortizaciones de principal (49.741) (23.628) (82.544) (76.329) Amortizaciones de intereses (20.851) (14.109) (6.973) (5.687) Dividendos pagos − (8.735) − (8.735)

Efectivo neto generado por / (utilizado en) las actividades de financiación (14.191) 26.149 28.327 1.789 Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo 23.608 3.885 − − Incremento (disminución) neta de efectivo y equivalentes al efectivo en el ejercicio 53.606 7.067 11.459 (2.823) Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del ejercicio 44.239 37.172 5.094 7.917 Efectivo y equivalentes al efectivo al final del ejercicio 97.845 44.239 16.553 5.094 (*) Reclasificación en la controlante, en 2014, de R$ 231, tal como detallado en la nota 2.3.



9

Estados de los Cambios del Patrimonio Neto Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 (En millones de reales, excepto cuando indicado lo contrario)

Otros resultados integrales acumulados Reservas de ganancias

Capital social suscrito y

desembolsado

Transacciones de capital

Ajuste acumulado

de conversión

Pérdidas en los planes de

beneficios definidos

Flujo de efectivo

relacionado con las

exportaciones

Otros resultados

integrales y costo

asignado Legal Estatutaria Incentivos

fiscales Retención de

ganancias Ganancias

acumuladas

Patrimonio neto

atribuible a los

accionistas de la

Controlante Activo

diferido

Participación de los

accionistas no

controlantes

Total del patrimonio

neto consolidado

205.411 1.048 5.196 (3.516) (8.376) (548) 16.524 4.503 1.414 126.484 − 348.140 (200) 1.394 349.334

Saldos al 1 de enero de 2014 205.411 1.048 (7.244) 148.925 348.140 (200) 1.394 349.334

Aumento de capital con reservas 21 (21) − − − − Realización de costo atribuido de asociadas (10) 10 − − − − Cambio de participación en controladas (1.478) (1.478) 95 1.043 (340) Pérdida del ejercicio (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 en reservas (21.682) 21.682 − − − − Dividendos − − (184) (184)

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

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

Realización de costo atribuido de asociadas (10) 10 − − − − Cambio de participación en controladas 667 667 − 1.161 1.828 Pérdida del ejercicio (34.836) (34.836) − (335) (35.171) Otros resultados integrales 23.826 (255) (40.690) (2.829) (19.948) − 719 (19.229) Destinos: − − − − Absorción de la pérdida en reservas (34.826) 34.826 − − − − Dividendos − − (220) (220)

Saldos al 31 de diciembre de 2015 205.432 237 33.785 (14.800) (58.291) (4.028) 16.524 4.503 1.393 69.976 − 254.731 − 3.199 257.930

205.432 237 (43.334) 92.396 254.731 − 3.199 257.930



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Estado Del Valor Agregado Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 (En millones de reales)


2015 2014 2015 2014

Ingresos Ventas de productos y servicios y otros ingresos 414.859 425.341 338.059 346.278 Ganancias y pérdidas en créditos de liquidación dudosa (3.641) (5.555) (669) (4.401) Ingresos relativos a la construcción de activos para uso 68.703 82.389 53.634 68.223 479.921 502.175 391.024 410.100 Insumos adquiridos de terceros Materias primas y productos para la reventa (94.453) (136.809) (67.401) (108.578) Materiales, energía, servicios de terceros y otros (109.876) (114.879) (88.143) (97.797) Créditos fiscales sobre insumos adquiridos de terceros (22.311) (26.199) (19.753) (24.340) Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) (47.676) (44.636) (33.468) (34.814) Ajuste al valor de mercado de los inventarios (1.547) (2.461) (14) (493) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente − (6.194) − (4.788) (275.863) (331.178) (208.779) (270.810) Valor agregado bruto 204.058 170.997 182.245 139.290 Depreciación, agotamiento y amortización (38.574) (30.677) (28.039) (22.518) Valor agregado neto producido por la Compañía 165.484 140.320 154.206 116.772 Valor agregado recibido en transferencia Resultado de participaciones en inversiones (797) 451 (4.294) 3.730 Ingresos financieros 4.867 5.355 6.208 6.080 Alquileres, royalties y otros 377 314 420 809 4.447 6.120 2.334 10.619 Valor agregado a distribuir 169.931 146.440 156.540 127.391 Distribución del valor agregado Personal y administradores Remuneración directa Sueldos 19.068 18.832 14.219 14.973 Participaciones en las ganancias o resultados − 1.045 − 856 19.068 19.877 14.219 15.829 Beneficios Ventajas (**) 1.452 3.661 1.110 3.106 Plan de jubilación y pensión 4.133 3.004 3.705 2.606 Plan de salud 3.778 3.253 3.433 2.788 9.363 9.918 8.248 8.500 FGTS 1.301 1.234 1.151 1.093 29.732 31.029 23.618 25.422 Tributos Federales (*) 50.297 47.599 45.198 40.475 Estaduales 51.888 48.021 33.074 29.313 Municipales 725 431 377 237 En el exterior (*) 6.879 6.785 − − 109.789 102.836 78.649 70.025 Instituciones financieras y proveedores Intereses, variaciones en las tasas de cambio y monetarias 38.768 17.705 37.180 17.628 Gastos de alquileres y fletes 26.813 16.794 51.929 36.008 65.581 34.499 89.109 53.636 Accionistas Participación de los accionistas no controlantes (335) (337) − − Pérdidas absorbidas (34.836) (21.587) (34.836) (21.692) (35.171) (21.924) (34.836) (21.692) Valor agregado distribuido 169.931 146.440 156.540 127.391 (*) Incluye participaciones gubernamentales. (**) En 2015, incluyen R$ 418 en el Consolidado (R$ 2.443 en 2014), con gasto en el Plan de Incentivo a la Desvinculación Voluntaria (PIDV) (R$ 326 en 2015 y R$ 2.285 en 2014 en la Controlante), tal como se menciona en la nota 22.8.



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Notas explicativas (En millones de reales, excepto cuando indicado lo 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", la "Compañía" o “ Grupo Petrobras”), a la investigación, labra, refinación, procesamiento, comercio y transporte de petróleo proveniente de pozo, de esquisto bituminoso o de otras rocas, de sus derivados, de gas natural y otros hidrocarburos fluidos, además de las actividades relacionadas a la energía, pudiendo también promover investigación, desarrollo, producción, transporte, distribución y comercialización de todas las formas de energía, así como de otras actividades relacionadas o afines. La sede social de la Compañía está localizada en Río de Janeiro - Estado de Río de Janeiro, Brasil.

2. Base de presentación de los estados financieros

Los estados financieros incluyen:

Estados financieros consolidados

- Los estados financieros son presentados en conformidad con las prácticas contables adoptadas en Brasil, incluyendo los pronunciamientos emitidos por el Comité de Pronunciamientos Contables (CPC) y las normas internacionales de información financiera - NIIF (IFRS, por sus siglas en inglés) emitidas por el International Accounting Standards Board (IASB), y muestran toda la información pertinente a los estados financieros, y sólo ellos, las cuales corresponden a las utilizadas por la Administración en su gestión.

Estados financieros individuales

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

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

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

El Consejo de Administración de la Compañía, en reunión realizada al 21 de marzo de 2016, autorizó la divulgación de estos estados financieros.

2.1. Estado del valor agregado

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

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

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2.2. Moneda funcional

La moneda funcional de Petrobras, así como la de sus controladas brasileñas, es el real, que es la moneda de su principal ambiente económico de operación. La moneda funcional de la mayoría de las controladas que operan en ambiente económico internacional es el dólar estadounidense. La moneda funcional de Petrobras Argentina S.A. es el peso argentino.

Los estados de resultados e de flujos de efectivo de las invertidas que operan en ambiente económico estable con moneda funcional diferente de la Controlante son convertidos para el real por la tasa de cambio promedia mensual, los activos y pasivos son convertidos por la tasa final, y los demás ítems del patrimonio neto son convertidos por la tasa histórica.

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

2.3. Reclasificaciones

Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para una mejor comparabilidad con el periodo actual. Estas reclasificaciones no impactan la ganancia neta del período y el patrimonio neto de la Compañía y son detalladas a seguir:

• Bono por desempeño para los clientes, en el valor de R$ 1.607, en el consolidado, antes presentado en las cuentas por cobrar netas en los activos no corrientes, pasó a ser clasificado en otros activos a largo plazo, con el fin de proporcionar una mejor presentación de las cuentas por cobrar, en línea con la práctica de mercado.

• Cesiones de derechos crediticios devengados de la controlante, en el monto de R$ 1.536, antes presentadas como una reducción en cuentas por cobrar netas en los activos corrientes, pasaron a ser presentadas como financiaciones, en el pasivo corriente.

• La porción de inversiones financieras en fondos de inversión en derechos crediticios, antes presentada en efectivo y equivalentes al efectivo, en la Controlante, pasó a ser presentada en títulos y valores mobiliarios (R$ 231).

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

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


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A lo largo de los años de 2014 y 2015, el Ministerio Público Federal concentró parte de sus investigaciones en irregularidades cometidas por contratistas y proveedores de Petrobras, y descubrió un amplio esquema de pagos

indebidos, que involucraba un gran número de participantes, incluyendo exempleados de Petrobras. Basado en las informaciones disponibles a la Compañía, el dicho esquema consistía en un conjunto de empresas que, entre 2004 y abril de 2012, se organizaron en cártel para obtener contratos con Petrobras, imponiendo gastos adicionales en estos contratos y utilizando estos valores adicionales para financiar pagos indebidos a partidos políticos, políticos elegidos u otros agentes políticos, empleados de contratistas y proveedores, exempleados de Petrobras y otros involucrados en el esquema de pagos indebidos. Este esquema ha sido tratado como esquema

de pagos indebidos y las referidas empresas como “miembros del cártel”.

Además del esquema de pagos indebidos arriba descrito, las investigaciones evidenciaron casos específicos en que otras empresas también impusieron gastos adicionales y supuestamente utilizaron estos valores para financiar pagos a determinados exempleados de Petrobras. Estas empresas no son miembros del cártel y actuaban de modo individualizado. Estos casos específicos han sido llamados de “pagos no relacionados al cártel”.

Determinados exejecutivos de Petrobras fueron presos y/o denunciados por blanqueo de dinero y corrupción pasiva. Otros de nuestros exejecutivos y executivos de empresas proveedoras de bienes y servicios para Petrobras fueron o podrán ser denunciados como resultado de la investigación. Los valores pagos por Petrobras en el ámbito de los contratos con los proveedores y contratistas involucrados en el esquema descrito anteriormente fueron integralmente incluidos en el costo histórico de propiedad, planta y equipo de la Compañía. Sin embargo, la Administración entendió, de acuerdo con la NIC 16 (Property, plant and Equipment), que la parcela de los pagos que realizó a estas empresas y que por ellas fue utilizada para realizar pagos indebidos, lo que representa gastos adicionales incurridos en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos, no debería haber sido capitalizada. Así, en el tercer trimestre de 2014, la Compañía reconoció una baja el monto de R$ 6.194 (R$ 4.788 en la Controlante) de gastos capitalizados, referente a valores que Petrobras pagó adicionalmente en la adquisición de activos de propiedad, planta y equipo en períodos anteriores.

Como descrito a continuación, la Compañía ha monitorizado continuamente las investigaciones para obtener informaciones adicionales y evaluar su potencial impacto sobre los ajustes realizados en 2014, no habiendo identificado, en el preparo de los estados contables del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015, cualquier información adicional que impactase la metodología de cálculo adoptada, y consecuentemente el registro contable de bajas complementares.

Petrobras seguirá acompañando los resultados de las investigaciones y la disponibilidad de otras informaciones relativas al esquema de pagos indebidos y, se hay vuelto disponible información que indique con suficiente precisión que las estimativas arriba descritas deberían ser ajustadas, la Compañía evaluará la eventual necesidad de haber un reconocimiento contable.

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

Seguimos acompañando las investigaciones y colaborando efectivamente con los trabajos de la Policía Federal, del Ministerio Público Federal, del Poder Judiciario, del Tribunal de Cuentas de la Unión (TCU) y de la Contraloría General de la Unión (CGU), para que todos los crímenes e irregularidades sean apurados. Ya atendimos cientos de pedidos de documentos e informaciones hechos por los investigadores.

También cooperamos plenamente con la investigación de U. S. Securities and Exchange Commission (SEC), que investiga, desde noviembre de 2014, potenciales violaciones a leyes estadounidenses en consecuencia de las informaciones apuradas en el ámbito de la “Operación Lava Jato”, así como el U. S. United States Department of

Justice (DoJ).


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Somos oficialmente reconocidos como víctima de los crímenes apurados en la “Operación Lava Jato” por el Ministerio Público Federal y por el juez competente para juzgar los procesos relacionados al caso. Por ese motivo, ingresamos en las acciones penales como asistentes de acusación y renovamos nuestro compromiso de continuar cooperando para la elucidación de los hechos y comunicarlos regularmente a nuestros inversores y al público en general.

No toleramos cualquier práctica de corrupción y consideramos inadmisibles prácticas de actos ilegales involucrando nuestros empleados. De este modo, en 2015 tomamos diversas medidas como respuesta a las ocurrencias reveladas en la “Operación Lava Jato”, como mencionado a continuación.

En el proceso de fortalecimiento de la estructura de controles internos, la Compañía continuó a implementar medidas para perfeccionar su gobernanza corporativa y los sistemas de conformidad (compliance).

Con respecto a la Gobernanza Corporativa, el Estatuto Social de la Compañía fue reformado. Así, los comités de asesoramiento al Consejo de Administración se transformaron en estatutarios, incluyendo el Comité de Auditoria, que, el 26 de febrero de 2016, fue instaurado como Comité de Auditoria Estatutario, en los términos de la Instrucción CVM nº 308/99, alterada por las Instrucciones CVM nº 509/11 y nº 545/14; y el Comité de Remuneración y Sucesión, responsable por establecer los criterios mínimos a ser atendidos para nombramientos de Consejeros, Directores y Gerentes Executivos. Además, dos nuevos comités fueron creados, el Comité Estratégico y el Comité Financiero. Importante mencionar también la nueva forma de representación de la Compañía, siempre por dos directores en conjunto.

Además, fueron revisados los límites de competencia en Petrobras, mediante la implantación de un sistema de autorización compartida, en que al menos dos gestores son necesarios para la tomada de decisiones.

Cuanto a los sistemas de conformidad (compliance), la Compañía, entre otras iniciativas, optó por:

- reestructurar su servicio de Ombudsman, implementando un canal único de denuncias, recibidas por empresa independiente;

- revisar y actualizar el Manual del Programa Petrobras de Prevención de Corrupción (PPPC), así como sus instrumentos contractuales y el Manual de Petrobras para Contratación;

- desarrollar la implementación, en todas sus contrataciones, de procedimientos corporativos de cualificación relacionados al requisito de integridad. Este procedimiento prevé la aplicación de un proceso de revisión (Due

Diligence) de Integridad e identificación de puntos de atención (red flags);

- el bloqueo cautelar, una importante medida preventiva adoptada por Petrobras, continúa vigente, impidiendo que empresas investigadas participen de procesos licitatorios y vengan a firmar nuevos contratos;

- constituir, en la estructura organizacional formal de la Compañía, un Comité de Corrección, con la finalidad de orientar, homogeneizar y acompañar la aplicación de sanciones disciplinares en casos relacionados a fraude o corrupción; y

- aprobar la Política de Gestión de Riesgos Empresariales, en junio de 2015, que explicita autoridades, responsabilidades, los principios y las directrices que deben nortear las iniciativas asociadas a la gestión de riesgos en el Sistema Petrobras.


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Sigue en marcha la investigación interna realizada por dos oficinas independientes contratadas em octubre de 2014, que tienen como interlocutor un Comité Especial que responde directamente al Consejo de Administración de la Compañía. El Comité es compuesto por el director de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, João Adalberto Elek Junior, y por otros dos representantes independientes y con notorio conocimiento técnico: la brasileña Ellen Gracie Northfleet, ministra jubilada del Supremo Tribunal Federal, reconocida internacionalmente como jurista con amplia experiencia en el análisis de cuestiones complejas; y el alemán Andreas Pohlmann, Chief Compliance

Officer de Siemens AG de 2007 a 2010, que actúa en las áreas de cumplimiento y gobernanza corporativa.

Para averiguar indicios u ocurrencias que puedan ser caracterizados como no conformidades relativas a normas, procedimientos o reglamentos corporativos, constituimos comisiones internas de apuración, cuyos resultados presentamos a las autoridades brasileñas, a medida que las comisiones son concluidas.

Además, hemos tomado las medidas necesarias para recuperar daños sufridos en función del esquema de

pagamentos indebidos, incluso los relacionados a nuestra imagen corporativa.

Con esta finalidad, ingresamos cinco acciones civiles públicas por actos de improbidad administrativa, interpuestas por el Ministerio Público Federal el 20 de febrero de 2015, así como en otra acción de mismo objeto interpuesta por la Unión Federal, incluyendo pedido de indemnización por daños morales.

Para cada acción de improbidad, fue distribuida una acción cautelar, con objetivo de bloqueo de bienes de los demandados para garantir el futuro resarcimiento de Petrobras, lo que ya fue deferido por los respectivos Juicios.

A la medida que las investigaciones de la “Operación Lava Jato” resulten en acuerdos de clemencia con los miembros del cártel o acuerdos de colaboración con individuos que acepten devolver recursos, Petrobras puede ter derecho a recibir una parte de tales recursos.

Así, en 2015, Petrobras recibió, como resarcimiento de daños, el monto de R$ 230 (R$ 157 el 13 de mayo de 2015 y R$ 73 el 25 de agosto de 2015), referente a parte del monto repatriado de Pedro José Barusco Filho (exgerente Executivo de Servicios) a través del acuerdo de colaboración premiada por él firmado.

Sin embargo, la Compañía no puede estimar de forma fiable cualquier valor recuperable adicional en este momento. Valores recibidos, o cuando su realización se tornar prácticamente cierta, serán reconocidos en el resultado del ejercicio.

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

No es posible identificar específicamente los valores de cada pago realizado en el alcance de los contratos con las contratistas y los proveedores que tienen gastos adicionales, o los períodos en que tales pagos adicionales ocurrieron. Por lo tanto, Petrobras desarrolló una metodología para estimar el monto total de gastos adicionales incurridos en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos para determinar el valor de las bajas realizadas, representando en cuanto sus activos fueron sobrevalorados como resultado de gastos adicionales cobrados por proveedores y contratistas, y utilizados por ellos para realizar pagos indebidos.

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

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


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

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

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

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

Debido a la impracticabilidad de identificación de los periodos y montos de gastos adicionales incurridos por la Compañía, Petrobras desarrolló una metodología para estimar el ajuste que fue hecho en el activo de propiedad, planta y equipo en el tercer trimestre de 2014, que comprende los cinco pasos descritos a continuación:

1) Identificación de la contraparte del contrato: fueron listadas todas las Compañías citadas como miembros del

cártel y, basado en esta información, fueron listadas las compañías involucradas y las entidades relacionadas a estas compañías.

2) Identificación del período: fue concluido, basado en los testimonios, que el período de actuación del esquema

de pagos indebidos fue de 2004 a abril de 2012.

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


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

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

El cálculo consideró todos los valores verificados en los registros contables de la Compañía entre 2004 y septiembre de 2014, referentes a los contratos inicialmente firmados entre 2004 y abril de 2012, así como cualesquiera aditivos firmados entre las empresas del sistema Petrobras y los miembros del cártel

(individualmente o en consorcio). Este alcance amplio de contratos fue adoptado para generar la mejor estimativa de los gastos adicionales, mismo no habiendo evidencia de que todos los contratos firmados con las empresas en cuestión hubieran sido objetivo del esquema de pagos indebidos.

Cabe aclarar que aditivos en contratos con empresas involucradas en la metodología para estimar el ajuste que fue hecho en el activo de propiedad, planta y equipo en el tercer trimestre de 2014, solamente pueden ser firmados a partir de 2015, de modo excepcional, después de analizar si el aditivo es imprescindible para los negocios de Petrobras y después de la aplicación de rigorosos mecanismos de conformidad que mitiguen los riscos de fraude y corrupción. Esta evaluación incluye un análisis de aspectos financieros y comerciales de modo independiente del contrato original, con el fin de garantizar que los valores sean ventajosos para Petrobras y no estén contaminados por pagos indebidos. Por esta razón, no se vislumbra la necesidad de ajustes adicionales en función de aditivos firmados a partir de 2015.

La Compañía también identificó montos verificados en sus registros contables, referentes a los contratos y proyectos específicos con empresas que no eran miembros del cártel para contabilizar los gastos adicionales impuestos por estas empresas para financiar pagos indebidos, realizados por ellas, no relacionados al esquema de

pagos indebidos o al cártel.

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

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

indebidos, tenga sido interrumpida después de abril de 2012 y que, considerando la marcha reciente de las investigaciones criminales, los pagos indebidos relacionados al esquema de pagos indebidos tengan sido interrumpidos.


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

En el preparo de los estados financieros del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015, la Compañía consideró toda la información disponible, no habiendo identificado ninguna información adicional que impactara la metodología de cálculo adoptada y, consecuentemente, el registro contable de bajas complementares:

- Testimonios prestados en el ámbito de los acuerdos de colaboración premiada celebrados por el Ministerio Público Federal que no están mantenidos em sigilo;

- Acciones de improbidad administrativa presentadas por el Ministerio Público Federal contra miembros del

cártel por los daños materiales atribuibles al esquema de pagos indebidos;

- Acciones criminales presentadas por el Ministerio Público Federal contra individuos envueltos en el esquema

de pagos indebidos, como representantes de las contratistas, intermediarios o exempleados de Petrobras;

- Decisiones del Judiciario en las acciones de improbidad administrativa y acciones penales presentadas por el Ministerio Público Federal: determinación de indisponibilidad de bienes de los demandados, aceptación de pedidos de encarcelamiento provisorio de investigados, recepción de denuncias, entre otras;

- Sentencias de primera instancia proferidas en parte de las acciones criminales presentadas por el Ministerio Público Federal;

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

- Término de Cesación de Conducta de la empresa Construções e Comércio Camargo Corrêa, participante del cártel, con las autoridades brasileñas;

- Nota Técnica nº 38/2015 del Consejo Administrativo de Defensa Económica – CADE, que fundamentó la instauración del Proceso Administrativo a la luz de los miembros do cartel.

Petrobras monitora las investigaciones de la “Operación Lava Jato” efectuadas por las autoridades brasileñas y pela investigación interna independiente conducida por oficinas de abogacía, obteniendo progresos satisfactorios. Como resultado, no fueron identificadas nuevas informaciones que cambiasen el ajuste realizado de gastos adicionales capitalizados indebidamente, o impactasen de modo relevante la metodología adoptada por la Compañía. Petrobras seguirá monitorizando las investigaciones para obtener informaciones adicionales y evaluar su potencial impacto sobre los ajustes realizados.

3.3. Investigaciones involucrando la Compañía

Petrobras no es un de los objetivos de las investigaciones de la “Operación Lava Jato” y es reconocida formalmente como víctima en el esquema de pagos indebidos.


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El 21 de noviembre de 2014, Petrobras recibió una intimación (subpoena) de la Securities and Exchange

Commission (SEC) requiriendo documentos relativos a la Compañía. La Compañía ha atendido a las solicitaciones oriundas de la intimación (subpoena) y pretende continuar contribuyendo, en conjunto con las oficinas de abogacía brasileño y estadunidense contratados para realizar una investigación interna independiente.

El 15 de diciembre de 2015, fue editada la Circular de Investigación Civil nº 01/2015, por el Ministerio Público del Estado de São Paulo, instaurando Investigación Civil para apuración de los potenciales daños causados a los inversores en el mercado de valores mobiliarios, que tiene Petrobras como Representada. La Compañía proporcionará toda la información pertinente.

3.4. Acciones judiciales involucrando la Compañía

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

4. Resumen de las principales políticas contables

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

4.1. Base de consolidación

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

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

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

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

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

Entidades estructuradas consolidadas País Segmento

principal

Charter Development LLC – CDC EE. UU. E&P Companhia de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais – CDMPI Brasil Abast. PDET Offshore S.A. Brasil E&P Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-padronizados do Sistema Petrobras Brasil Corporativo Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Padronizados do Sistema Petrobras Brasil Corporativo

El proceso de consolidación de los balances y de resultado es la suma de los saldos de activos, pasivos, ingresos y gastos, de acuerdo con su función, complementada con las eliminaciones de las transacciones entre las sociedades consolidadas, así como los saldos y resultados no realizados entre estas empresas.


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4.1.1. Reconciliación del patrimonio neto y pérdida del consolidado con los de la controlante

Patrimonio neto Pérdida

31.12.2015 31.12.2014 2015 2014

Consolidado - IFRS /CPC 257.930 310.722 (35.171) (21.924) Patrimonio de Accionistas no Controlantes (3.199) (1.874) 335 337 Gastos Diferidos Netos de IR (*) − − − (105) Controlante - Normas de Contabilidad de Brasil (CPC) 254.731 308.848 (34.836) (21.692) (*) 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 por segmento operativo (área de negocio) de la Compañía es preparada basada en elementos directamente atribuibles al segmento, así como elementos que se pueden asignar de forma razonable.

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

La información por área de negocio está segmentada de acuerdo con la gestión de los negocios de la Compañía.

Con la extinción de la posición de Director del Área Internacional, la gestión de los negocios internacionales de la Compañía se trasladó para las áreas de negocio de E&P, Abastecimiento y Gas y Energía, asegurando las características específicas de cada área de negocio en que el Sistema Petrobras opera.

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

b) Abastecimiento: incluye las actividades de refinación, logística, transporte y comercialización de derivados y petróleo en Brasil y en el exterior, exportación de etanol, extracción y procesamiento de esquisto, además de las participaciones en empresas del sector petroquímico en Brasil.

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

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

e) Distribución: responsable por la distribución de derivados, etanol y gas natural vehicular en Brasil, representada principalmente por las operaciones de Petrobras Distribuidora S.A. Así como las operaciones de distribución de derivados en el exterior (América del Sur).


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El segmento corporativo comprende los elementos que no pueden ser atribuidos a los otros sectores, en particular las relacionadas con la gestión financiera corporativa, el overhead relativo a la Administración Central y otros gastos, incluso gastos actuariales relacionados con los planes de pensión y salud para jubilados y sus dependientes.

La nota 29 presenta el estado de resultados y los activos por área de negocio.

4.3. Instrumentos financieros

4.3.1. Efectivo y equivalentes al efectivo

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

4.3.2. Activos financieros

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

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

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

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

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

4.3.3. Cuentas por cobrar

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

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


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4.3.4. Financiaciones

Son inicialmente reconocidas a su valor razonable, neto de los costes de transacción y son, en la secuencia, demostrados por el costo amortizado usando el método de intereses efectivos.

4.3.5. Instrumentos financieros derivados

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

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

4.3.6. Operaciones de hedge de flujos de efectivo

La Compañía utiliza instrumentos derivados y no derivados como instrumentos de cobertura y aplica la contabilidad de hedge de flujos de efectivo para determinadas operaciones.

Las relaciones de hedge de flujos de efectivo se refieren a hedge de exposición a la variabilidad de los flujos de efectivo atribuibles a un riesgo particular asociado con un activo o pasivo reconocido o a una transacción prevista altamente probable, que podrían afectar el resultado del ejercicio.

En tales relaciones de hedge, la porción eficaz de las ganancias o pérdidas de los instrumentos de cobertura se reconocen en el patrimonio neto, en otros resultados integrales, y transferida para el resultado financiero cuando el ítem protegido sea efectivamente realizado. La parte ineficaz se registra en el resultado financiero del ejercicio.

Cuando un instrumento de hedge vence o es liquidado anticipadamente, cuando una operación de hedge deja de cumplir los requisitos para la contabilidad de hedge, o cuando la Administración decide revocar la designación de contabilidad de hedge (hedge accounting), la ganancia o pérdida acumulada permanece reconocida en el patrimonio neto. La reclasificación de la ganancia o pérdida para el resultado es realizada cuando la transacción prevista ocurrir. Cuando no se espera más que ocurra una transacción prevista, la ganancia o pérdida acumulada en el patrimonio es transferida inmediatamente al estado de resultado.

4.4. Inventarios

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

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

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

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


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

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

Las importaciones en curso se presentan al costo identificado.

4.5. Inversiones en otras Compañías

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

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

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

En los estados financieros individuales, las inversiones en entidades asociadas, controladas y entidades controladas conjuntamente se valúan por el método de la participación (MEP) a partir de la fecha en que se convierten en sus asociadas, controladas y entidades controladas conjuntamente. En los estados financieros individuales, sólo las operaciones en conjunto (joint operations) constituidas por entidad vehículo con personalidad jurídica propia deben ser evaluadas por el MEP. Para las otras operaciones en conjunto (joint

operations), la Compañía reconoce la participación de sus activos, pasivos y los ingresos y gastos relacionados en estas operaciones.

Las políticas contables de los negocios conjuntos y asociadas se han modificado, en caso necesario, para asegurar la consistencia con las políticas adoptadas por Petrobras. Los dividendos percibidos de estas inversiones de capital se registran como reducción en el valor de las respectivas inversiones.

4.6. Combinación de negocios y plusvalía (goodwill)

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

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

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


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4.7. Gastos de exploración y desarrollo de petróleo y gas

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

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

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

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

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

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

4.8. Propiedad, planta y equipo

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

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

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


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

Los activos depreciados por el método de las unidades producidas son aquellos relacionados directamente con la producción de petróleo y gas, cuya vida útil es igual o mayor que la vida del campo (tiempo del agotamiento de las reservas).

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

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

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

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

4.9. Activos intangibles

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

Los derechos y concesiones correspondientes a los bonos de suscripción relacionadas a concesiones, cuando la declaración de comercialidad de los campos se reclasifican a la propiedad, planta y equipo, por lo tanto, las cifras relativas a la cesión onerosa de derechos de exploración en el área del pre-sal eran clasificados en el Activo Intangible hasta la declaración de comercialidad, el 29 de diciembre de 2014, tal como se describe en la Nota 13.1. Los bonos de suscripción y de concesiones, mientras que en los activos intangibles no son amortizados, y los otros intangibles de vida útil definida, se amortizan linealmente por la vida útil estimada.

Los activos intangibles generados internamente no se capitalizan, son reconocidos como gasto en el período cuando se incurren, excepto los gastos con desarrollo que cumplen todos los criterios reglamentarios, relacionadas con la conclusión y el uso de los activos, la generación de beneficios económicos futuros, entre otros.

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


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4.10. Deterioro del valor de los activos (Impairment)

La Compañía evalúa los activos de propiedad, planta y equipo y los activos intangibles cuando hay indicativos de no recuperación de su valor contable. Los activos relacionados con el desarrollo y producción de petróleo y gas natural y los activos que tienen vida útil indefinida, como la plusvalía por expectativa de rentabilidad futura (goodwill) tienen la recuperación de su valor comprobada anualmente, independientemente de que haya indicativos de pérdida de valor.

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

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

Tales evaluaciones se efectúan al menor grupo identificable de activos que genera entradas de efectivo, entradas esas que son en gran medida independientes de las entradas de efectivo de otros activos u otros grupos de activos (unidad generadora de efectivo - UGE).

Los activos vinculados al desarrollo y la producción de petróleo y gas se revisan a cada año (o cuando hay indicativos de no recuperación de su valor contable), campo a campo o polo a polo, para identificación de posibles pérdidas en la recuperación, con base en el flujo de efectivo futuro estimado.

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

4.11. Arrendamientos

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

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

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

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


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

Pagos contingentes se reconocen como gastos cuando se incurren.

4.12. Activos clasificados como mantenidos para la venta

Activos no corrientes y posibles pasivos asociados son clasificados como mantenidos para la venta si su valor contable se recuperará fundamentalmente a través de la venta.

La Compañía ha aprobado un plan de desinversión y está considerando oportunidades de desinversión en sus diversas áreas de actuación. La cartera de desinversiones es dinámica, porque el desarrollo de las transacciones depende de las condiciones de negociación y de mercado y puede cambiar dependiendo de los cambios en el ambiente externo y el análisis continuo de los negocios de la Compañía.

Para la Compañía, la condición para la clasificación como mantenidos para la venta solamente se logra cuando la venta es aprobada por la Administración, el activo está disponible para la venta inmediata en su condición actual y existe la expectativa de que la venta se produce dentro de los 12 meses después de la clasificación como disponible para la venta. Sin embargo, en casos en que el incumplimiento con el período de hasta 12 meses, es comprobado que el retaso es causado por hechos o circunstancias fuera del control de la Compañía y si aún hay suficiente evidencia de la alienación, la clasificación se puede mantener.

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

4.13. Desmantelamiento de áreas

Los costos de desmantelamiento de áreas representan los gastos futuros estimados relacionados con la obligación legal de realizar la restauración ambiental, desmantelar y remover una instalación porque se cierra las operaciones debido al agotamiento de la zona o las condiciones económicas.

Cuando una obligación legal futura existe y puede estimarse de confianza, los costos relacionados con el abandono y desmantelamiento de áreas se reconocen como parte del costo de los activos fijos que les dieron origen por su valor presente, obtenido a través de una tasa de descuento ajustada al riesgo. Una prestación equivalente es reconocida como un pasivo de la Compañía.

Las estimativas de los costos de desmantelamiento de las áreas se revisan anualmente y se amortizan sobre la misma base de los activos principales. Los intereses incurridos para la actualización de la provisión se clasifican como gastos financieros.

Las obligaciones futuras con el desmantelamiento de las áreas de producción de petróleo y gas natural se registran en el momento de la declaración de comercialidad de cada campo de producción, con la revisión anual de las estimaciones.

4.14. Provisiones, activos y pasivos contingentes

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


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Los activos contingentes no se reconocen en los estados financieros excepto cuando la realización del ingreso es virtualmente segura.

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

4.15. Impuesto sobre la renta y contribución social

Los gastos por impuesto a la renta y contribución social para el período comprenden los impuestos corrientes y diferidos.

a) Impuesto sobre la renta y contribución social corrientes

Para fines de verificación del impuesto a las ganancias y de la contribución social sobre la ganancia corriente, la Compañía adoptó y aplicó las disposiciones de la Ley 12.973/14 a partir del año 2015. La dicha ley revocó el Régimen Tributario de Transición (RTT), y sus efectos se presentan en la nota 21.

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

Impuesto sobre la renta y contribución social corrientes se presentan netos, por contribuyente, cuando existe el derecho de compensar los importes reconocidos y cuando hay intención de liquidar los valores netos, o de realizar el activo y liquidar el pasivo simultáneamente.

b) Impuesto a la renta y contribución social diferidos

El impuesto sobre la renta y la contribución social diferidos son calculados sobre las diferencias temporales apuradas entre las bases fiscales de activos y pasivos y sus valores contables, en la fecha del período que se está siendo reportado. Los impuestos diferidos activos sólo se reconocen en proporción a la probabilidad de que habrá ganancias fiscales futuras, contra el que se pueden utilizar las diferencias temporales. Cuando hay activo por impuesto diferido neto, una situación que se ocurre cuando el valor de los activos por impuestos diferidos es superior al importe reconocido como un pasivo por impuesto diferido, relacionados a la misma entidad tributaria, el reconocimiento se basa en estudio técnico de rentabilidad futura aprobado por la Administración de la Compañía.

El impuesto sobre la renta y contribución social diferidos son calculados aplicando las tasas (y legislación fiscal) que se encontran en vigor al cierre del período reportado, aplicadas cuando los respectivos activos y pasivos diferidos se realizan o se liquidan.

El impuesto sobre la renta y la contribución social diferidos se presentan netos, por contribuyente, cuando existe el derecho de compensar los activos fiscales corrientes con los pasivos fiscales corrientes, y los activos fiscales diferidos y los pasivos fiscales diferidos están relacionados con tributos sobre la renta lanzados por la misma autoridad fiscal en la misma entidad tributable.

4.16. Beneficios a los empleados

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


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

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

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

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

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

Nuevas mediciones del valor neto del pasivo de beneficio definido reconocidas en el patrimonio neto, en otros resultados integrales, comprenden: i) las ganancias y pérdidas actuariales, y ii) rendimiento de los activos del plan, menos los ingresos por intereses devengados por estos activos.

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

4.17. Capital Social y Compensación de Accionistas

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

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

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

4.18. Otros resultados integrales

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

4.19. Subvenciones del gobierno

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


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

4.20. Reconocimiento de ingresos, costos y gastos

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

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

Gastos e ingresos financieros incluyen principalmente los ingresos de interés en inversiones financieras y los títulos públicos, los costes por intereses de financiación, valoración de ganancias y pérdidas con el valor razonable, según la clasificación del título, además de divisas y las variaciones monetarias, netas. Gastos financieros excluyen los costos de préstamos que son capitalizados como parte del coste del activo.

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

5. Uso de estimaciones y juicios

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

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

5.1. Reservas de petróleo y gas natural

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

La determinación de la estimativa del volumen de reservas requiere juicio significativo y está sujeta a revisiones, al menos anualmente, realizadas a partir de la reevaluación de datos existentes y/o nueva información disponible relativa a la producción y la geología de los yacimientos, así como cambios en los precios y costos utilizados. Las revisiones también pueden resultar de cambios significativos en la estrategia de desarrollo de la Compañía, o de la capacidad de producción de equipos e instalaciones.


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La Compañía determina las reservas de acuerdo con los criterios SEC (Securities and Exchange Commission) y ANP/SPE (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural e Biocombustibles-ANP/Society of Petroleum Engineers-SPE). Las principales diferencias entre los criterios ANP/SPE y SEC son: los precios de venta, ya que en el criterio ANP/SPE se utilizan precios de proyección de la empresa, mientras para el criterio SEC debe ser considerado el precio medio del primer día laboral de los últimos doce meses; y el permiso de ANP de considerar volúmenes allá del plazo de concesión, para el criterio ANP/SPE. Por el criterio SEC, sólo se estiman las reservas probadas, mientras que en el criterio SPE son estimadas las reservas probadas y no probadas.

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

Reservas probadas desarrolladas son las que se pueden recuperar a través de pozos existentes, con equipos y métodos presentes.

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

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

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

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

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

Más información sobre depreciación, amortización y agotamiento se presentan en notas explicativas 4.8 y 12.

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

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

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

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


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

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

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

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

La definición de las unidades generadoras de efectivo - UGEs implica juicios y evaluación por parte de la Administración, con base en su modelo de negocio y gestión.

Cambios en las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) identificadas por la Compañía pueden resultar en pérdidas o reversiones adicionales en la recuperación de activos. Esto puede ocurrir una vez que la revisión de factores de inversiones, estratégicos u operacionales puede resultar en cambios en las interdependencias entre activos y, consecuentemente, en la agregación o desagregación de activos que pertenecían a determinadas UGEs.

Las premisas utilizadas fueron:

a) UGEs del área de Exploración y Producción:

i) UGE - campo o polo de producción de petróleo y gas, compuesto por un conjunto de activos vinculados a la exploración y al desarrollo de la producción en el área en Brasil y el exterior. El 31 de diciembre de 2015, la Compañía revisó la composición del polo Centro-Sul, vinculado a la Unidad Operacional de la Cuenca de Campos (UO-BC), productor de petróleo con gas asociado, excluyendo algunos campos que pasaron a ser testados en separado. Esta exclusión se debe: i) al inicio de la fase de interrupción de producción del Campo de Bicudo; (ii) al proceso de enajenación de los Campos de Bijupirá y Salema; y iii) la revisión de la planificación del flujo de gas del polo, desconsiderando la necesidad de inyección de gas para garantizar la producción de petróleo, debido a la gran demanda del producto por parte del mercado de generación termoeléctrica, con la consecuente exclusión de los Campos de Espadarte, Linguado, Badejo, Pampo, Trilha, Tartaruga Verde y Tartaruga Mestiça; y

ii) UGE Plataforma de perforación, cada equipo de perforación representa una unidad generadora de efectivo.

b) UGEs del área de Abastecimiento:


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i) UGE Abastecimiento: conjunto de activos que comprende las refinerías, terminales y ductos, así como los activos logísticos operados por Transpetro. La definición de la UGE Abastecimiento es basada en el concepto de integración y optimización de resultados. Así que las indicaciones de la planificación y las operaciones de los activos pueden privilegiar una determinada refinería frente otra, buscando maximizar el desempeño global de la UGE, siendo los oleoductos y terminales partes complementarias e interdependientes de los activos de refinación, con el objetivo común de atender al mercado. Durante el trimestre finalizado el 31 de diciembre 2014, ante de una serie de condiciones que incluyen: a) postergación de los proyectos do Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (Comperj) y 2º tren de refino de Refinería Abreu e Lima (RNEST); c) la reducción de los ingresos operacionales debido a la disminución de los precios del petróleo en el mercado internacional; c) la depreciación del real; d) las dificultades de acceso a los mercados de capitales; y e) la insolvencia de contratistas y proveedores, la Compañía excluyó los activos en construcción en el ámbito de los proyectos de Comperj y 2º tren de refinación de RNEST de esta UGE, pasando a tratar estos activos como dos UGEs aislados;

ii) UGE Petroquímica: activos de las plantas petroquímicas de las empresas Petroquímica Suape y Citepe;

iii) UGE Transporte: la unidad generadora de efectivo de este segmento es definida por los activos de la flota de buques de Transpetro;

iv) UGE SIX - planta de procesamiento de esquisto; y

v) Otras operaciones definidas en el nivel más bajo de los activos para los cuales no hay flujos de efectivo identificables en Brasil y en el extranjero.

c) UGE del área de Gas y Energía:

i) UGE Gas Natural: conjunto de activos que comprende la malla comercial de gas natural (gasoductos), unidades de procesamiento de gas natural (UPGN), y conjunto de activos de fertilizantes y nitrogenados (plantas industriales). Durante el trimestre terminado en 31 de diciembre de 2014, después de la interrupción de las obras de la Unidad de Fertilizantes Nitrogenados III (MS), la Compañía rescindió el contrato debido al bajo rendimiento del Consorcio UFN III. Después de esta paralización, la Compañía decidió reevaluar su calendario de implantación, postergando las acciones necesarias para la contratación de nueva empresa para la ejecución del proyecto restante, mientras las medidas de preservación de efectivo de la Compañía son necesarias. Además, durante el año fiscal 2015, el nuevo Plan de Negocios y Gestión de la Compañía - PNG 2015-2019 excluyó del horizonte el proyecto de la Unidad de Fertilizantes Nitrogenados V (UFN V). Como resultado, la Compañía excluyó los activos en construcción del alcance del proyecto de la Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN III) y la Unidade de Fertilizantes Nitrogenados V (UFN V), de esta UGE, que pasaron a ser tratados como UGEs aisladas;

ii) UGE Energía: conjunto de activos que componen el portfolio de usinas termoeléctricas (UTE); y

iii) Otras operaciones definidas en el nivel más bajo de los activos para los cuales no hay flujos de efectivo identificables en Brasil y en el extranjero.

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


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e) UGE del área de Biocombustible (UGE Biodiesel): conjunto de activos que comprende las usinas de biodiesel. La definición de la UGE, con evaluación conjunta de las usinas, refleja el proceso de planificación y realización de la producción, teniendo en cuenta las condiciones del mercado nacional y la capacidad de suministro de cada usina, así como los resultados alcanzados en las subastas y la oferta de materias prima.

Las inversiones en empresas asociadas y negocios conjuntos, incluyendo la plusvalía (goodwill), son testadas individualmente para fines de evaluación de su recuperabilidad.

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

5.3. Plan de Pensión y Otros Beneficios Posteriores

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

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

- Tasa de variación de los gastos médicos y hospitalarios - representada por la proyección de tasa de crecimiento de los costos médicos y hospitalarios, basada en el histórico de desembolsos para cada individuo (per capita) de la Compañía en los últimos cinco años, que se iguala a la tasa de inflación general de la economía en el plazo de 30 años.

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

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

5.4. Estimaciones relativas a los litigios y contingencias

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

Información acerca de los procesos y contingencias aprovisionados se presentan en la nota explicativa 30.

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

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


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

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

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

5.6. Impuestos sobre la renta diferidos

La Compañía usa juicios para determinar el reconocimiento y el valor de los impuestos diferidos en los estados contables. Los activos por impuestos diferidos se reconocen cuando es probable el ingreso tributable futuro. El impuesto diferido pasivo se reconoce en su totalidad.

La determinación del reconocimiento de activos por impuestos diferidos requiere el uso de estimaciones en el Plan de Negocios y Gestión de la Compañía (PNG) para el sistema Petrobras, que es aprobado a cada año por el Consejo de Administración. Este plan contiene las principales hipótesis que apoyan la medición de los ingresos futuros tributables que son: i) el precio del petróleo de tipo Brent; ii) el tipo de cambio; ii) el resultado financiero neto.

El movimiento del impuesto sobre la renta diferido y la contribución social diferida se presentan en la nota 21.6.

5.7. Contabilidad de hedge de flujos de efectivo de las exportaciones

El cálculo de las "exportaciones futuras altamente probables" se basa en las exportaciones previstas en el Plan de Negocios y Gestión (PNG) y el Plan Estratégico (PE), lo que representa una parte de las cantidades proyectadas en el PNG, siendo determinadas por la aplicación de porcentaje obtenido cuando se compara la serie histórica de los valores proyectados y la realización efectiva de las exportaciones. Los valores de las exportaciones futuras se recalculan a cada cambio en premisa en la proyección del PNG y el PE. El porcentaje que se aplica a los valores proyectados de exportación es revisado al menos una vez al año.

La estimación de los valores proyectados de exportación utilizados en los planes de negocio es resultado de un modelo de optimización de las operaciones y las inversiones de la Compañía, siendo influenciados por varios factores, entre los que podemos destacar las proyecciones de los precios del petróleo y sus derivados, la producción de Petrobras y el consumo en el mercado interno en Brasil.

Otras informaciones y análisis de sensibilidades de la contabilidad de hedge de flujos de efectivo de las exportaciones se describen en la nota 33.2.

5.8. Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente

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


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

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

5.9. Pérdidas en créditos de liquidación dudosa

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

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

6. Adopción de nuevas normas y revisiones

a) IASB – International Accounting Standards Board

Las principales normas emitidas por el IASB que aún no están en vigor y no han tenido la adopción temprana por la Compañía hasta el 31 de diciembre de 2015 son los siguientes:

Normas Descripción Fecha de vigencia

Enmienda al NIIF 11 “Acuerdos Conjuntos”

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

1 de enero de 2016

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

Establecen que cuando se vende un activo para, o se contribuye un activo para una asociada o un negocio conjunto, y el activo cumple con la definición de negocio (NIIF 3/CPC 15), la ganancia o pérdida debe ser reconocida en su totalidad por el inversor (con independencia de participación de terceros en la asociada o negocio conjunto). Sin embargo, si la venta o contribución no cumple con la definición de negocio tal como se define en la NIIF 3/CPC 15, cualquier ganancia o pérdida se reconocerá por el inversor en proporción a la participación de terceros en la asociada o negocio conjunto.

Pospuesta indefinidamente.

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

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

1 de enero de 2018

NIIF 9 - "Instrumentos Financieros" Establece un nuevo modelo de clasificación de los activos financieros, basado en las características de los flujos de efectivo contractuales y en el modelo de negocio de la entidad del activo financiero. Cambia los principios para el reconocimiento de las pérdidas por deterioro (impairment) sufridas para un modelo basado en pérdidas esperadas. Establece nuevos requisitos relacionados con la contabilidad de hedge.

1 de enero de 2018

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


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NIIF 16 - Arrendamientos

El 13 de enero de 2016, el IASB emitió la NIIF 16 "Arrendamientos", que será efectiva para los ejercicios que comiencen en o después del 1 de enero de 2019 y sustituirá a la NIC 17 "Arrendamientos" y las interpretaciones correspondientes.

La NIIF 16 contiene principios para la identificación, el reconocimiento, la medición, la presentación y la divulgación de arrendamientos, tanto por parte de los inquilinos como de los arrendadores.

Entre los cambios para los arrendatarios, la NIIF 16 eliminará la clasificación entre arrendamientos financieros y operativos, requerida por la NIC 17. Así, habrá un único modelo en el que todos los arrendamientos resultarán en el reconocimiento de activos referentes a los derechos de uso de los activos arrendados. Si los pagos previstos en los arrendamientos fueren debidos a lo largo del tiempo, también deberán ser reconocidos pasivos financieros.

Para los arrendadores, NIIF 16 mantendrá la clasificación como arrendamientos financieros u operativos, como requiere la NIC 17. En consecuencia, la NIIF 16 no deberá cambiar sustancialmente la forma como se contabilizan los arrendamientos por los arrendadores, en comparación con la NIC 17.

La Compañía estima que la adopción de la NIIF 16 puede causar un aumento significativo en los activos y pasivos en su balance general consolidado. Esta evaluación, cuando razonablemente estimada, puede resultar en la necesidad de la Compañía negociar, en ciertos contratos de deuda con el BNDES, cláusulas relacionadas con el nivel de endeudamiento (covenants).

b) Legislación Tributaria

El 30 de diciembre de 2015, el Estado de Río de Janeiro publicó dos nuevas Leyes que elevan, a partir de marzo de 2016, la presión fiscal sobre todo el sector de petróleo, tal como se define a continuación:

• Ley N ° 7182 - crea la Tasa de Control, Seguimiento y Fiscalización de las actividades de Investigación, de Labra, Exploración y Utilización de Petróleo y Gas (Taxa de Controle, Monitoramento e Fiscalização das Atividades de

Pesquisa, Lavra, Exploração e Aproveitamento de Petróleo e Gás - TFPG) que se grava por barril de petróleo o unidad equivalente de gas natural extraído en el estado de Río de Janeiro; y

• Ley N ° 7183 - establece el cobro de IVA a la tasa del 18% en operaciones de movimiento de petróleo desde los pozos de extracción.

La Compañía considera que las dos Leyes no son jurídicamente sostenibles y por esta razón cuestionará, ante el Supremo Tribunal Federal, la inconstitucionalidad de estas Leyes.


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

Efectivo y equivalentes al efectivo Consolidado Controlante

31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Efectivo y bancos 3.157 1.884 4 2 Inversiones financieras de corto plazo - En Brasil

Fondos de inversión DI y transacciones compromisadas 3.599 5.311 1.100 4.182 Otros fondos de inversión (*) 42 107 2 51

3.641 5.418 1.102 4.233 - En el Exterior Time deposits 51.842 23.110 − − Auto Invest 34.471 9.491 15.447 − Otras inversiones 4.734 4.336 − 859 91.047 36.937 15.447 859 Total de las inversiones financieras de corto plazo 94.688 42.355 16.549 5.092 Total de efectivo y equivalentes al efectivo 97.845 44.239 16.553 5.094 (*) Reclasificación en 2014 de R$ 231 en la controlante, tal como se detalla en la nota 2.3.

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

Títulos y valores mobiliarios Consolidado Controlante

31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

En Brasil En el exterior Total En Brasil En el exterior Total Total Total

Para negociación 3.042 − 3.042 7.146 − 7.146 2.982 7.092 Disponibles para la venta 21 5 26 6 50 56 2 52 Mantenidos hasta el vencimiento (*) 271 50 321 270 17.581 17.851 8.070 8.577 3.334 55 3.389 7.422 17.631 25.053 11.054 15.721 Corriente 3.042 5 3.047 7.146 17.617 24.763 10.794 15.472 No corriente 292 50 342 276 14 290 260 249 (*) Reclasificación en 2014 de R$ 231 en la controlante, tal como se detalla en la nota 2.3.

Los títulos para negociar se refieren principalmente a inversiones en Bonos del Gobierno brasileño y los valores mantenidos hasta el vencimiento se compone de depósitos a plazo con las instituciones financieras de alta calificación. Estas inversiones financieras tienen vencimientos de más de 3 meses e se clasifican como activos corrientes debido a la expectativa de su realización o vencimiento en el corto plazo.

En la controlante las inversiones relevantes mantenidas hasta el vencimiento se refieren a la aplicación en el Fondo de Inversión en Derechos Crediticios, tal como se presenta en la nota 19.2.

8. Cuentas por cobrar

8.1. Cuentas por cobrar, netas


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31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Clientes Terceros (*) 28.358 26.620 10.975 10.657 Partes relacionadas Cuentas por cobrar con empresas participadas (nota 19.5) 2.085 2.293 15.176 19.913 Cuentas por cobrar del sector eléctrico (nota 8.4) 13.335 7.879 3.940 765 Cuentas petróleo y alcohol - créditos con el Gobierno Federal (nota 19.6) 857 843 857 843 Otras 6.625 5.322 2.790 2.685 51.260 42.957 33.738 34.863 Pérdidas en créditos de liquidación dudosa (14.274) (8.956) (6.514) (4.873) 36.986 34.001 27.224 29.990 Corriente 22.659 21.167 20.863 19.319 No corriente 14.327 12.834 6.361 10.671 (*) Reclasificación en 2014 de R$ 1.536 en la controlante y de R$ 1.607 en el consolidado, tal como se detalla en la nota 2.3.

8.2. Cuentas por cobrar vencidas – Clientes Terceros


31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Hasta 3 meses 1.229 2.186 328 1.050 De 3 a 6 meses 701 472 412 187 De 6 a 12 meses 3.135 480 2.775 151 Más de 12 meses 6.775 4.866 2.498 1.218 11.840 8.004 6.013 2.606

8.3. Movimiento de las pérdidas en créditos de liquidación dudosa


31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Saldo inicial 8.956 3.293 4.873 473 Adiciones (*) 7.133 5.801 3.830 4.472 Bajas (41) (5) − − Reversiones (2.476) (318) (2.189) (72) Ajustes acumulados de conversión 702 185 − − Saldo final 14.274 8.956 6.514 4.873 Corriente 6.599 3.845 4.022 2.230 No corriente 7.675 5.111 2.492 2.643 (*) En 2015, incluye adiciones relativas al: sector eléctrico R$ 4.056; pérdidas con multas R$ 1.206; y sistema térmico interconectado R$ 233.


40

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

Consolidado

PCLD

El 31.12.2014 Ventas Recibos Constitución Reversión Transferen-

cias (*) Actualización

Monetaria El 31.12.2015

Partes relacionadas (Sistema Eletrobras) Amazonas Distribuidora De Energia 5.283 2.651 (2.206) (1.436) 299 2.179 1.023 7.793 Centrais Elétricas do Norte 127 258 (380) (1) − − − 4 Centrais Elétricas de Rondônia 1.252 1.355 (753) (912) 47 − 122 1.111 Otros 344 361 (211) (269) 22 − 51 298 Cuentas por cobrar, netas - Sistema Eletrobras 7.006 4.625 (3.550) (2.618) 368 2.179 1.196 9.206 Terceros Cigás 1.133 2.379 (1.457) (965) 1.528 (2.179) 119 558 Centrais Elétricas do Pará 92 704 (765) (140) 196 − 14 101 Cia de Eletricidade do Amapá − 218 (90) (296) 47 − 156 35 Cia de Energia de Pernambuco - CELPE − 318 (310) − − − − 8 Otros 18 294 (292) (37) 41 − − 24 Cuentas por cobrar, netas - Terceros 1.243 3.913 (2.914) (1.438) 1.812 (2.179) 289 726 Total cuentas por cobrar, netas 8.249 8.538 (6.464) (4.056) 2.180 − 1.485 9.932 Cuentas por cobrar - Sistema Eletrobras 7.879 4.625 (3.550) − − 3.185 1.196 13.335 (-) PCLD (873) − − (2.618) 368 (1.006) − (4.129) Cuentas por cobrar, netas - Sistema Eletrobras 7.006 4.625 (3.550) (2.618) 368 2.179 1.196 9.206 Terceros 4.915 3.913 (2.914) − − (3.185) 289 3.018 (-) PCLD (3.672) − − (1.438) 1.812 1.006 − (2.292) Terceros, netos 1.243 3.913 (2.914) (1.438) 1.812 (2.179) 289 726 Total cuentas por cobrar 12.794 8.538 (6.464) − − − 1.485 16.353 (-) PCLD (4.545) − − (4.056) 2.180 − − (6.421) Total cuentas por cobrar, netas 8.249 8.538 (6.464) (4.056) 2.180 − 1.485 9.932 (*) Cigas cedió a Petrobras créditos vencidos por el Amazonas Distribuidora de Energia, de acuerdo con contrato comercial.

El 31 de diciembre de 2015, la Compañía tenía cuentas por cobrar del sector eléctrico, neto de pérdidas en créditos de liquidación dudosa, relativos al suministro de oleo combustible, gas natural, energía, entre otros productos, a centrales termoeléctricas (controladas de Eletrobras), concesionarias estatales y productores independientes de energía (PIE), ubicados en el norte de Brasil, por un total de R$ 9.932 (R$ 8.249 el 31 de diciembre de 2014), de los cuales R$ 7.494 fueron clasificados como activos no corrientes.

Una parte significativa de los fondos utilizados para la liquidación financiera de estos activos es derivada del fondo del sector denominado Cuenta de Consumo de Combustibles (CCC), que tiene como uno de sus propósitos principales el reembolso parcial de los costos de adquisición de los combustibles utilizados para generar electricidad en el sistema aislado de energía. Sin embargo, varios cambios en la legislación, con el tiempo, imponen restricciones que han reducido las cantidades reembolsadas por la CCC a las plantas termoeléctricas de del sistema aislado que, a su vez, comenzaron a hacer pagos más pequeños que aquellos debidos a la Compañía por el suministro de combustibles para generación de energía eléctrica.

En 2013, la nueva legislación introdujo ajustes significativos en las fuentes de fondos utilizados para subsidiar la generación de energía por las plantas del sistema aislado. La cobertura de los subsidios comenzó a ocurrir a través del fondo del sector de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE), y no sólo por la recaudación directa de cuotas de la CCC. Con esto, el Tesoro Nacional de Brasil debería hacer aportes para cubrir los gastos que antes eran suministrados únicamente por la CCC. Estos aportes, sin embargo, se mostraron insuficientes frente al monto necesario para cubrir los costos de generación térmica de los sistemas aislados de la Región Norte de Brasil.


41

A partir de 2013, el flujo de pagos antes existente de la transferencia de los recursos de la CCC, ya insuficiente para cubrir los costos de adquisición de los combustibles, fue reducido significativamente. Con el crecente aumento de las deudas de las térmicas del sistema aislado, la Compañía intensificó las negociaciones con empresas de servicios públicos estatales, productores independientes de energía (PIE), empresas privadas y filiales de Eletrobras. Delante de este escenario, el 31 de diciembre de 2014, la Compañía y las empresas del Sistema Eletrobras firmaron contratos de reconocimiento de deuda en un monto de R$ 8.601, incluyendo las deudas vencidas hasta el 30 de noviembre 2014, actualizadas por la tasa SELIC, con pagos hechos en 120 cuotas mensuales y sucesivas a partir de febrero de 2015, de los cuales R$ 7.380 tenían garantía real el 7 de mayo de 2015 (R$ 6.084 el 31 de diciembre de 2014). Esta confesión no estaba en atraso al 31 de diciembre de 2015.

A principios de 2015, con el cambio legal y la introducción de la nueva política de tarifas para el sector eléctrico, incluidos los aumentos ya implementados en el primer trimestre, se esperaba una mayor equilibrio financiero de las empresas del sector y por lo tanto la reducción del incumplimiento relativa al suministro de combustibles a partir del segundo trimestre, lo que de hecho no ocurrió. En función del tiempo necesario para que el aumento del valor de las facturas de los consumidores finales de los distribuidores de energía eléctrica proporcione la estabilidad financiera de esas empresas, el flujo de recomposición de fondos de la CCC está ocurriendo más lentamente, lo que viene retrasando los reembolsos por los costos de adquisición de los combustibles suministrados por Petrobras, lo que agrava el incumplimiento de los clientes ante a la Compañía.

Con la publicación el 01 de septiembre 2015 de la Resolución Normativa nº 679, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), se esperaba más rápida liberación de fondos, debido a la posibilidad de pago directo por la CCC a la Compañía, relativo al suministro de combustibles realizado en el mes inmediatamente anterior y hasta el 75% del promedio de desembolsos de la CCC de los últimos tres meses, que de hecho no ocurrió, agravando el incumplimiento de esos clientes ante a la Compañía

La Compañía esperaba concluir la firma de los contratos de reconocimiento de deuda y la celebración de nuevos contratos de prenda en garantía de créditos oriundos de la CDE, con base en la autorización gubernamental para la renegociación de la deuda de la CDE con las empresas acreedoras de la CCC, teniendo en cuenta las deudas vencidas en el período comprendido entre el 1 de diciembre de 2014 hasta el 30 de junio de 2015. Sin embargo, dada la imposibilidad de concluir las negociaciones en el tiempo esperado, la Compañía reconoció una provisión para pérdidas en cuentas incobrables, en el estado de resultados del cuarto trimestre de 2015, en el valor de R$ 2.620, equivalentes a las garantías en proceso de negociación.

Delante del expuesto y con base en el juicio de la Administración, la Compañía reconoció en el estado de resultados de 2015, provisión para pérdidas en cuentas incobrables, en el valor de R$ 1.876 (R$ 4.511 en 2014) como a continuación:

• Constitución de provisión para pérdidas en cuentas incobrables, en el monto de R$ 4.056 (R$ 4.511 en 2014), que incluyen R$ 2.620 de garantías en negociación, considerando suministros vencidos o a vencer al 31 de diciembre de 2015, sin garantía real, cuyos recibos no ocurrieron; y

• Reversión de provisión para pérdidas en cuentas incobrables en el monto de R$ 2.180, mediante la firma, el 7 de mayo de 2015, de contrato de prenda en garantía de crédito derivado de la CDE, debido a la existencia de un respaldo financiero retenido en cuenta vinculada a contrato comercial.

Las negociaciones con Eletrobras para obtener nuevas garantías se mantienen, así como las medidas restrictivas para evitar el crecimiento de los créditos como, por ejemplo, el suministro de productos con pago anticipado, excepto cuando impedido judicialmente.


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9. Inventarios


31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Óleo crudo 11.305 10.563 10.425 8.883 Derivados del petróleo 8.613 11.510 6.612 9.046 Productos intermedios 2.390 2.268 2.390 2.268 Gas natural y GNL (*) 989 951 436 557 Biocombustibles 616 398 65 45 Fertilizantes 239 91 190 91 24.152 25.781 20.118 20.890 Materiales, suministros y otros 4.967 4.797 3.935 3.670 29.119 30.578 24.053 24.560 Corriente 29.057 30.457 24.015 24.461 No corriente 62 121 38 99 (*) GNL - Gas Natural Licuado

Los inventarios consolidados se presentan netos de una provisión por el monto de R$ 607 para el ajuste a su valor neto de realización (R$ 399 al 31 de diciembre de 2014), y estos ajustes se derivan principalmente de las fluctuaciones en los precios internacionales del óleo crudo y derivados. Los importes acumulados reconocidos en resultados como costo de ventas fueron de R$ 1.547 en 2015 (R$ 2.461 en 2014).

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$ 6.711 (R$ 6.151 al 31 de diciembre de 2014), como se describe en la nota explicativa 22.1.

10. Ventas e incorporaciones de activos

10.1. Ventas de activos

Venta de activos en Argentina

El 30 de marzo de 2015, Petrobras Argentina S.A., PESA, vendió todos sus activos situados en la Cuenca Austral, en la provincia de Santa Cruz, a la Compañía General de Combustibles S.A. (CGC) por un monto de US$ 101 millones, recibido en esa fecha, y registró una ganancia de US$ 77 millones, reconocida en otros ingresos.

Innova S.A.

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

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 ingresos.

El 31 de marzo de 2015, ocurrió un pago del ajuste de precio final, conforme establecido contractualmente. En esta fecha, la Compañía recibió el monto de R$ 223, reconocido en otros gastos netos.

Venta de Participación en Gaspetro

El 28 de diciembre de 2015 Petrobras celebró el cierre de la operación de venta de la participación del 49% en Petrobras Gás S.A. (Gaspetro) a Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda (Mitsui-Gás).


43

El 23 de octubre de 2015, la operación fue concluida con el pago de R$ 1.933 realizado por Mitsui-Gás, después del cumplimiento de todas las condiciones precedentes previstas en el Contrato de Compra y Venta de Acciones, incluyendo la aprobación definitiva y sin restricciones del Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE), con el registro de R$ 988 (R$ 652 neto de impuestos) como aporte adicional de capital, ya que Petrobras mantiene el control accionario.

Fueron propuestas acciones judiciales cuestionando la transacción, todavía no habiendo, sin embargo, cualquier decisión definitiva que comprometa la conclusión de la operación. Petrobras aclara que está promoviendo su defensa en la forma de la ley.

10.2. Incorporaciones

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

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

10.3. Activos clasificados como mantenidos para venda

El 31 de diciembre de 2015, la Compañía clasificó el monto de R$ 595 como activos mantenidos para venta (R$ 13 en 2014), incluyendo R$ 587 referentes a los campos de producción Bijupirá y Salema, y R$ 8 a sondas de perforación PI, PIII y PIV (R$ 13 en 2014). En adición, el monto de R$ 488 clasificado como pasivos asociados a activos mantenidos para venta se refiere a la provisión para desmantelamiento de los campos Bijupirá y Salema.

La evaluación de estos activos resultó en el reconocimiento de Impairment, conforme divulgado en la nota explicativa 14.3.

El 26 de febrero de 2016, los contratos de venta de las concesiones de los campos de Bijupirá y Salema fueron rescindidos conforme divulgado en la nota explicativa 35. Así, los valores referentes a estos campos serán reclasificados para el activo de propiedad, planta y equipo, y para provisión de desmantelamiento de áreas el ejercicio de 2016.


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11. Inversiones

11.1. Inversiones directas (Controlante)

Principal segmento de

negocios

% de participación de

Petrobras

% de Petrobras en el capital con

derecho a voto

Patrimonio neto (pasivo a

descubierto)

Ganancia (pérdida) neta

del ejercicio País

Empresas consolidadas Subsidiarias y controladas Petrobras Netherlands B.V. - PNBV (i) E&P 100,00 100,00 78.231 (3.387) Países Bajos Petrobras Distribuidora S.A. - BR Distribución 100,00 100,00 9.925 (1.161) Brasil Petrobras International Braspetro - PIB BV (i) (ii) Varios

segmentos (iii) 99,98 99,98 7.821 (2.141) Países Bajos Petrobras Transporte S.A. - Transpetro Abastecimiento 100,00 100,00 5.305 1.033 Brasil Petrobras Logística de Exploração e Produção S.A. - PB-LOG E&P 100,00 100,00 3.486 773 Brasil Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG Gas & Energía 100,00 100,00 3.249 (2.457) Brasil Petrobras Gás S.A. - Gaspetro Gas & Energía 51,00 51,00 1.868 490 Brasil Petrobras Biocombustível S.A. - PBIO Biocombustibles 100,00 100,00 1.124 (861) Brasil Petrobras Logística de Gás - Logigás Gas & Energía 100,00 100,00 1.101 43 Brasil Liquigás Distribuidora S.A. Abastecimiento 100,00 100,00 940 114 Brasil Araucária Nitrogenados S.A. Gas & Energía 100,00 100,00 842 81 Brasil Termomacaé Ltda. Gas & Energía 99,99 99,99 717 151 Brasil Braspetro Oil Services Company - Brasoil (i) Corporativo 100,00 100,00 625 33 Islas Caimán Breitener Energética S.A. Gas & Energía 93,66 93,66 650 87 Brasil Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco S.A. - CITEPE Abastecimiento 100,00 100,00 566 (818) Brasil Termobahia S.A. Gas & Energía 98,85 98,85 485 82 Brasil Companhia Petroquímica de Pernambuco S.A. - PetroquímicaSuape Abastecimiento 100,00 100,00 403 (808) Brasil Baixada Santista Energia S.A. Gas & Energía 100,00 100,00 294 22 Brasil Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN Gas & Energía 99,91 99,91 103 25 Brasil Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII E&P 99,00 99,00 65 (62) Brasil Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro Corporativo 99,95 99,95 33 2 Brasil Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda Gas & Energía 100,00 100,00 14 5 Brasil 5283 Participações Ltda. Corporativo 100,00 100,00 1 344 Brasil Downstream Participações Ltda. Corporativo 99,99 99,99 (2) (1) Brasil Operaciones conjuntas Fábrica Carioca de Catalizadores S.A. - FCC Abastecimiento 50,00 50,00 245 35 Brasil Ibiritermo S.A. Gas & Energía 50,00 50,00 198 59 Brasil Empresas no consolidadas Negocios conjuntos Logum Logística S.A. Abastecimiento 20,00 20,00 318 (218) Brasil Cia Energética Manauara S.A. Gas & Energía 40,00 40,00 148 33 Brasil Petrocoque S.A. Indústria e Comércio Abastecimiento 50,00 50,00 135 32 Brasil Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. Abastecimiento 33,20 33,33 88 18 Brasil Brasympe Energia S.A. Gas & Energía 20,00 20,00 78 6 Brasil Brentech Energia S.A. Gas & Energía 30,00 30,00 77 9 Brasil Metanol do Nordeste S.A. - Metanor Abastecimiento 34,54 34,54 50 (4) Brasil Eólica Mangue Seco 4 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 49,00 49,00 43 3 Brasil Eólica Mangue Seco 3 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 49,00 49,00 40 1 Brasil Eólica Mangue Seco 1 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 49,00 49,00 35 − Brasil Eólica Mangue Seco 2 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 51,00 51,00 34 − Brasil Companhia de Coque Calcinado de Petróleo S.A. - Coquepar Abastecimiento 45,00 45,00 9 (1) Brasil Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS Biocombustibles 50,00 50,00 − − Brasil Asociadas Sete Brasil Participações S.A. E&P 5,00 5,00 3.462 (4.946) Brasil Fundo de Investimento em Participações de Sondas - FIP Sondas E&P 4,59 4,59 3.386 (6.284) Brasil Braskem S.A. Abastecimiento 36,20 47,03 2.023 3.140 Brasil UEG Araucária Ltda. Gas & Energía 20,00 20,00 858 243 Brasil Deten Química S.A. Abastecimiento 27,88 27,88 343 102 Brasil Energética SUAPE II Gas & Energía 20,00 20,00 233 86 Brasil Termoelétrica Potiguar S.A. - TEP Gas & Energía 20,00 20,00 65 3 Brasil Nitroclor Ltda. Abastecimiento 38,80 38,80 1 − Brasil Bioenergética Britarumã S.A. Gas & Energía 30,00 30,00 − − Brasil

(i) Empresas con sede en el exterior con los estados financieros preparados en moneda extranjera. (ii) Participación del 0,0187% de 5283 Participações Ltda. (participación del 11,88%, en 2014, diluida por los aportes de Petrobras). (iii) Operaciones en el extranjero en las áreas de E&P, Abastecimiento, Gas & Energía y Distribución.


45

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

Saldo al

31.12.2014 Contribución

de capital Transacciones

de capital

Reorganizaciones, reducción

de capital y otros

Resultados de participación

en inversiones (*)

Ajustes acumulados de

conversión (CTA)

Otros resultados

incluyentes Dividendos Saldo al

31.12.2015

Subsidiarias y controladas PNBV 36.690 20.570 25 − (4.242) 23.281 − − 76.324 BR Distribuidora 11.924 − − − (1.187) − (105) (929) 9.703 PIB BV 1.183 6.947 797 − (2.262) (232) 58 − 6.491 Transpetro 4.738 − − − 1.102 315 29 (1.089) 5.095 PB-LOG 3.398 − − − 478 − − (783) 3.093 TAG 6.490 − − (398) 2.360 − (4.712) (908) 2.832 PBIO 2.209 103 − − (861) (6) (321) − 1.124 Logigás − − − 1.058 43 − (1) − 1.100 Liquigás 1.017 − − − 118 − 2 (86) 1.051 Gaspetro 2.593 284 − (2.101) 490 − − (316) 950 Araucária Nitrogenados 761 − − − 81 − − − 842 Termomacaé Ltda. 813 − − − 151 − 1 (248) 717 Breitener 565 − − − 78 − − (34) 609 Citepe 1.049 331 − − (818) − − − 562 Arembepe 381 − − (405) 24 − − − − Otras controladas 2.472 437 (797) (611) (274) 187 5 (366) 1.053 Operaciones conjuntas 205 − − − 48 − − (30) 223 Negocios conjuntos 335 40 − − (60) − 4 (39) 280 Asociadas − Braskem 4.544 − − − 1.188 310 (2.530) (370) 3.142 Sete Brasil Participações 383 94 − − (420) (41) (16) − − FIP Sondas 363 82 − − (445) − − − − Otras asociadas 345 − − − 91 − − (111) 325

Subsidiarias, controladas, operaciones / negocios conjuntos y asociadas 82.458 28.888 25 (2.457) (4.317) 23.814 (7.586) (5.309) 115.516

Otras inversiones 23 − − (3) − − − 20

Total de inversiones 82.481 28.888 25 (2.460) (4.317) 23.814 (7.586) (5.309) 115.536

Provisión para pérdidas en subsidiarias 23 12 −

Resultado de participaciones en inversiones y otros resultados integrales (4.294) 23.826 (7.586)

(*) Incluye las ganancias no realizadas por transacciones entre empresas.


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11.3. Evolución de los cambio en las inversiones (Consolidado)

Saldo al

31.12.2014 Contribución

de capital

Reorganizaciones, reducción

de capital y otros

Resultados de participación

en inversiones

Ajustes acumulados de

conversión (CTA)

Otros resultados

incluyentes Dividendos Saldo al

31.12.2015

Petrobras Oil & Gas B.V. - PO&G 4.554 − − (302) 2.123 − (344) 6.031 Braskem 4.544 − − 1.188 310 (2.530) (370) 3.142 Distribuidoras de gas natural de los estados 904 − − 207 − − (131) 980 Participadas en Venezuela 828 − − (363) 386 − − 851 Guarani S.A. 1.377 − − (291) (6) (321) − 759 Nova Fronteira Bionergia 433 − − 32 − − − 465 Otras participadas del sector petroquímico 174 − − 45 − − (43) 176 Compañia Mega S.A. - MEGA 83 − − 119 (28) − − 174 Compañia de Inversiones de Energia S.A. - CIESA 181 − − (20) 9 − − 170 UEG Araucária 194 − − 49 − − (74) 169 Sete Brasil Participações 383 94 − (420) (41) (16) − − FIP - Sondas 363 82 − (445) − − − − Otras asociadas 1.219 175 21 (596) 72 3 (84) 810 Otras inversiones 45 − − − − 45 Total 15.282 351 21 (797) 2.825 (2.864) (1.046) 13.772

En el año de 2015, pérdidas en inversiones en el grupo Sete Brasil (Sete Brasil y FIP Sondas), en el monto de R$ 922, fueron reconocidas en el resultado de equivalencia patrimonial. Parte de estas pérdidas fue reconocida directamente por Petrobras en sus inversiones, conforme nota explicativa 14.2.2.

Estas pérdidas reflejan el deterioro de la situación económica y financiera del grupo Sete Brasil, la interrupción de gran parte de las obras del proyecto, así como del escenario de incertidumbre sobre las alternativas de continuidad del proyecto.

11.4. Inversiones en empresas con acciones negociadas en las bolsas

Lote de mil acciones

Cotización en la bolsa de valores

(R$ por acción) Valor de mercado

Empresa 31.12.2015 31.12.2014 Tipo 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Controlada indirecta Petrobras Argentina S.A. 1.356.792 1.356.792 Ordinaria 2,38 1,72 3.229 2.334 3.229 2.334 Asociada Braskem S.A. 212.427 212.427 Ordinaria 15,91 10,80 3.380 2.294 Braskem S.A. 75.793 75.793 Preferida A 27,62 17,50 2.093 1.326 5.473 3.620

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

11.5. Accionistas no controlantes

La participación total de los accionistas no controladores en el patrimonio de la Compañía es de R$ 3.199 (R$ 1.874 en 2014), de los cuales R$ 1.432 (R$ 1.286 en 2014) son atribuibles a los accionistas no controlantes de PESA – Petrobras Argentina S. A. y R$ 916 son atribuibles a los accionistas no controlantes de Gaspetro.

A continuación están presentadas sus informaciones contables resumidas:


47

Petrobras Argentina Gaspetro

2015 2014 2015

Activo corriente 3.106 2.678 317 Activos a largo plazo 281 220 230 Inversiones 1.078 1.085 1.183 Propiedades, planta y equipo 4.234 3.598 4 Otros activos no corrientes 6 7 310 8.705 7.588 2.044 Pasivo corriente 2.111 1.830 69 Pasivos no corrientes 2.229 1.840 106 Patrimonio neto 4.365 3.918 1.869 8.705 7.588 2.044 Ingresos operacionales netos 810 342 693 Ganancia neta del ejercicio 395 102 490 Variación neta en efectivo y equivalentes al efectivo 237 277 (549)

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

Gaspetro es una controlada de Petrobras con participaciones societarias en varias distribuidoras estatales de gas natural. Petrobras concluyó la venta del 49% de su participación en Gaspetro el 28 de diciembre de 2015, como se describe en la Nota 10.1.

11.6. Información financiera resumida de los negocios conjuntos y asociadas

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

2015 2014

Negocios conjuntos Asociadas Negocios conjuntos Asociadas

En Brasil PO&G (*)

Otras empresas en

el exterior En Brasil En el

exterior En Brasil PO&G (*)

Otras empresas en

el exterior En Brasil En el

exterior

Activo corriente 4.317 3.648 1.278 20.921 8.748 3.916 2.745 834 28.423 5.953 Activo no corriente 1.339 196 81 10.531 777 1.163 44 61 7.158 558 Propiedades, planta y equipo 4.711 10.896 1.905 37.482 7.087 4.244 6.711 1.295 32.423 9.561 Otros activos no corrientes 2.164 17 14 11.055 304 2.000 37 10 11.534 212 12.531 14.757 3.278 79.989 16.916 11.323 9.537 2.200 79.538 16.284 Pasivo corriente 5.198 891 832 19.057 14.083 4.890 764 572 18.050 9.250 Pasivo no corriente 2.498 5.183 1.185 48.896 4.129 1.945 3.013 806 35.659 2.635 Patrimonio neto 4.327 8.683 697 12.762 (1.296) 4.464 5.760 424 25.974 4.399 Participación de los accionistas no controlantes 508 − 564 (726) − 24 − 398 (145) − 12.531 14.757 3.278 79.989 16.916 11.323 9.537 2.200 79.538 16.284 Ingresos operativos netos 12.742 7.527 947 52.654 652 13.140 5.120 743 53.050 444 Ganancia neta del ejercicio 517 816 155 3.452 (5.460) 339 555 37 1.811 779 Porcentaje de participación - % 20 a 83% 50% 34 a 50% 5 a 49% 11 a 49% 20 a 83% 50% 34 a 50% 5 a 49% 11 a 49% (*) Petrobras Oil & Gas (PO&G) es un negocio conjunto con sede en los Países Bajos, con un 50% de participación de Petrobras International BV (PIBBV), para la exploración y producción de petróleo y gas en África.


48

12. Propiedad, planta y equipo

12.1. Por tipo de activos


Terrenos, edificaciones y

mejorasEquipos y

otros bienes

Activos en construcción

(*)

Gastos c/exploración

y desarrollo. producción de petróleo y gas

(campos productores) Total Total

Saldo al 01 de enero de 2014 18.431 211.781 186.840 116.828 533.880 402.567 Adiciones 71 4.826 71.410 1.394 77.701 59.820 Reconocimiento / revisión de los costos de desmantelamiento de áreas − − − 5.096 5.096 5.316 Intereses capitalizados − − 8.431 − 8.431 7.793 Bajas (23) (132) (9.303) (464) (9.922) (9.007) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente (85) (2.842) (2.643) (222) (5.792) (4.425) Transferencias (***) 6.517 59.923 (86.189) 54.501 34.752 31.921 Depreciación, amortización y agotamiento (1.252) (17.409) − (11.500) (30.161) (22.081) “Impairment” - constitución (2.370) (3.682) (30.997) (7.540) (44.589) (34.762) “Impairment” - reversión − 45 − 7 52 8 Ajuste acumulado de conversión 52 7.787 3.078 625 11.542 − Saldo al 31 de diciembre de 2014 21.341 260.297 140.627 158.725 580.990 437.150 Costo 29.160 377.259 140.627 233.808 780.854 586.684 Depreciación, amortización y agotamiento acumulado (7.819) (116.962) − (75.083) (199.864) (149.534) Saldo al 31 de diciembre de 2014 21.341 260.297 140.627 158.725 580.990 437.150 Adiciones 657 4.396 60.263 1.745 67.061 50.464 Reconocimiento / revisión de los costos de desmantelamiento de áreas − − − 15.932 15.932 16.511 Intereses capitalizados − − 5.842 − 5.842 4.767 Bajas (27) (192) (6.184) (1.455) (7.858) (5.994) Transferencias 4.006 28.814 (54.132) 27.668 6.356 664 Depreciación, amortización y agotamiento (1.528) (21.241) − (15.296) (38.065) (27.642) “Impairment” - constitución (928) (14.981) (11.489) (20.324) (47.722) (33.597) “Impairment” - reversión 1 42 21 90 154 116 Ajuste acumulado de conversión 299 31.404 11.913 3.525 47.141 − Saldo al 31 de diciembre de 2015 23.821 288.539 146.861 170.610 629.831 442.439 Costo 33.561 438.533 146.861 262.480 881.435 617.596 Depreciación, amortización y agotamiento acumulado (9.740) (149.994) − (91.870) (251.604) (175.157) Saldo al 31 de diciembre de 2015 23.821 288.539 146.861 170.610 629.831 442.439

Tiempo de vida útil promedio ponderado en años

40 (25 a 50) (excepto

terrenos)

20 (3 a 31)

(**)

Método de la unidad

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

Al 31 de diciembre de 2015, las propiedades, planta y equipo del Consolidado y de la Controlante incluye bienes provenientes de contratos de arrendamiento que transfieren los beneficios, riesgos y controles por el monto de R$ 189 y de R$ 9.248, respectivamente (R$ 192 y de R$ 8.979 al 31 de diciembre de 2014).

12.2. Apertura por tiempo de vida útil estimada – Consolidado


49

Edificaciones y mejoras, equipos y otros

bienes

Vida útil estimada Costo Depreciación

acumulada Saldo al

31.12.2015

hasta 5 años 13.304 (8.940) 4.364 6 - 10 años 32.204 (16.050) 16.154 11 - 15 años 3.976 (2.121) 1.855 16 - 20 años 130.499 (39.579) 90.920 21 - 25 años 69.847 (21.986) 47.861 25 - 30 años 56.745 (12.333) 44.412 30 años o más 87.773 (20.670) 67.103 Método de la Unidad Producida 76.180 (38.055) 38.125 470.528 (159.734) 310.794 Edificaciones y mejoras 31.995 (9.740) 22.255 Equipos y otros bienes 438.533 (149.994) 288.539

12.3. Derecho de exploración de petróleo - Cesión onerosa

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

El Acuerdo establece que, inmediatamente después de la declaración de comercialidad de cada área, se inicia el proceso formal de revisión del Contrato de Cesión Onerosa, teniendo en cuenta los informes técnicos independientes. Actualmente, después de las declaraciones de comercialidad de los seis bloques, todas las áreas están bajo revisión. La conclusión de la revisión ocurrirá después de la revisión de todas las áreas, no habiendo establecida una fecha para su finalización.

Para esta revisión, están siendo considerados los gastos ya realizados hasta la fecha en las áreas, y las previsiones de costo y de producción estimadas cuando fueron elaborados los informes técnicos independientes. Como resultado de esta etapa, podrán ser revisados: (i) el importe pago por este contrato (ii) el volumen máximo de barriles a ser producidos; (iii) duración del contrato; y (iv) porcentaje mínimo de contenido local.

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

En ese momento, las actividades relacionadas con la revisión del Contrato de Cesión Onerosa están en marcha, incluyendo la preparación de informes por los certificadores y la realización de debates sobre el tema entre Petrobras y representantes del Gobierno Federal. La Compañía hará los ajustes correspondientes al precio de compra, cuando la revisión se haya completado.

Así, el 31 de diciembre de 2015 y 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.


50

12.4. Devolución a la ANP de campos de petróleo y gas natural operados por Petrobras

Los siguientes campos se devolvieron a la ANP en el año 2015: Itaparica, Camaçari, Carapicú, Baúna Sul, Salema Branca, Nordeste Namorado, parte de Rio Preto, Pirapitanga, Piracucá, Catuá y parte de Mangangá. Estas devoluciones se deben principalmente a inviabilidad económica de los campos y, consecuentemente, a Compañía reconoció bajas de activos del monto de R$ 1.032 como otros gastos.

13. Activos Intangibles

13.1. Por tipo de activos


Softwares

Derechos y

concesiones Adquiridos Desarrollados Internamente Plusvalía Total Total

Saldo al 01 de enero de 2014 33.690 332 1.162 937 36.121 33.289 Adiciones 214 94 279 − 587 478 Intereses capitalizados − − 19 − 19 19 Bajas (219) (11) (23) − (253) (229) Transferencias (**) (24.164) 18 22 (3) (24.127) (24.057) 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 12.051 Amortización 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 Adiciones 59 73 259 − 391 299 Intereses capitalizados − − 18 − 18 18 Bajas (589) − (7) − (596) (169) Transferencias 273 21 36 − 330 273 Amortización (75) (109) (325) − (509) (396) "Impairment" - constitución (98) − − − (98) − Ajuste acumulado de conversión 404 8 2 146 560 − Saldo al 31 de diciembre de 2015 9.516 308 1.131 1.117 12.072 9.133 Costo 10.526 1.699 3.762 1.117 17.104 12.442 Amortización acumulada (1.010) (1.391) (2.631) − (5.032) (3.309) Saldo al 31 de diciembre de 2015 9.516 308 1.131 1.117 12.072 9.133 Tiempo de vida útil estimado en años (*) 5 5 Indefinida (*) Consiste, principalmente, en activos con vida útil indefinida. La evaluación de la vida útil indefinida es revisada anualmente para determinar si sigue siendo justificable. (**) Incluye el monto de R$ 24.419, reclasificado de Activos Intangibles para Propiedad, planta y equipo, como consecuencia de la declaración de comercialidad vinculado al Contrato de Cesión Onerosa.

El 31 de diciembre de 2015, la Compañía no apuró pérdida en la evaluación de recuperabilidad del goodwill.

13.2. Devolución a la ANP de áreas en la fase de exploración de petróleo y gas natural

En el ejercicio del 2015, los derechos sobre los bloques exploratorios devueltos a la ANP totalizaron R$ 82 (R$ 195 en 2014) y son los siguientes:


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Área Fase exploratoria

Exclusivo Sociedad

Cuenca de Campos − 1 Cuenca de Santos 1 1 Cuenca de Ceará − 1 Cuenca de Espírito Santo − 3 Cuenca Camamu Almada − 1 Cuenca Amazonas − 2 Cuenca del Parecis 2 −

13.3. Derecho de exploración del petróleo – Producción Compartida

El Consorcio Libra, compuesto por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNODC (10%) y CNOOC (10%), y Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A.- Pré-Sal Petróleo (PPSA), como gerente, celebraron un contrato de producción compartida, el 2 de diciembre de 2013, con el Gobierno Federal de Brasil, a través del Ministerio de Minas y Energía - MME, después de la 1ª ronda de ofertas del pre-sal, en octubre de 2013 por la ANP.

Según el contrato de participación en el bloque de Libra, se les concedió el consorcio derechos y obligaciones para explorar una zona estratégica del pre-sal conocida como bloque de Libra, que comprende una superficie aproximada de 1.550 km2, 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.

Una prima por firma en el valor de R$ 15.000 fue paga en una cuota única, siendo pago por la Compañía el monto de R$ 6.000, por su participación del 40% en el consorcio, registrada como Derechos y Concesiones.

Actualmente el proyecto está en la fase de exploración (4 años), cuyo programa mínimo exploratorio comprende una adquisición sísmica 3D, dos pozos exploratorios y una Prueba de Larga Duración (Teste de Longa Duração -

TLD). Los datos sísmicos se adquirieron en 2014.

En febrero de 2016, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) aprobó el Plan de Evaluación de Descubrimiento (Plano de Avaliação de Descoberta - PAD) del pozo 2-ANP-2A-RJS.

13.4. Concesión de servicios de distribución de gas natural canalizado

El 31 de diciembre de 2015, el intangible incluye contratos de concesión de distribución de gas natural canalizado en Brasil, en el valor de R$ 580 (R$ 558 en 2014), con plazos de vencimientos entre 2029 y 2043, que pueden ser prorrogados. Las concesiones prevén la distribución para los sectores industrial, residencial, comercial, vehicular, climatización, transportes y otros.

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

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

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

La Compañía evalúa la recuperabilidad de sus activos con base en la fecha de 31 de diciembre de cada año o cuando hay indicativos de no recuperación de su valor contable.


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14.1. Propiedad, Planta y Equipo e intangible

En la evaluación de recuperabilidad de sus activos de propiedad, planta y equipo y de activos intangibles, la Compañía utilizó el valor en uso de los activos (individualmente o agrupados en unidades generadoras de efectivo – UGEs) a partir de proyecciones que consideran:

(i) la vida útil basada en la expectativa de utilización del conjunto de activos que componen la UGE, considerando la política de mantenimiento de la Compañía;

(ii) premisas y presupuestos aprobados por la Administración de la Compañía para el período correspondiente al ciclo de vida esperado, debido a las características de los negocios; y

(iii) tasa de descuento antes de los impuestos, que deriva de la metodología de cálculo del costo medio ponderado de capital (weighted average cost of capital - WACC) después del impuesto.

Las principales estimaciones utilizadas en las proyecciones de flujo de efectivo para determinar el valor de uso de las UGEs fueron:

2016 Largo plazo

promedio

Brent medio (US$/barril) 45 72 Media del tipo de cambio nominal (R$/US$) 4,06 3,55

La definición de unidades generadoras de efectivo (UGEs) está descrita en la nota explicativa 5.2.

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

El 31 de diciembre de 2015, la Compañía realizó prueba de pérdida por devaluación, o reversión de devaluación, en determinados activos y unidades generadoras de efectivo con base, principalmente, en los siguientes indicativos de pérdida ocurridos en el cuarto trimestre de 2015:

- revisión del conjunto de premisas de medio y largo plazos por la Compañía, frente al nuevo escenario de precios de petróleo;

- reducción de las reservas probadas y probables;

- revisión, en enero de 2016, de la cartera de inversiones, con expresiva reducción en el desembolso previsto para los próximos años (PNG 2015-2019 Ajustado);

- a revisión geológica del yacimiento del campo Papa-Terra; y

- aumento de la tasa de descuento debido a la mayor prima de riesgo de Brasil, por la pérdida de grado de inversión (investment grade).

Las pérdidas que surgen de las pruebas realizadas fueron reconocidas en el estado de resultados de 2015 y son presentados a continuación:


53

Consolidado

Activo o UGE, por la naturaleza Valor contable

neto Valor

Recuperable

Pérdida por devaluación (*)

(**) Área de Negocio Comentarios

2015

Campos de producción de petróleo y gas en Brasil (Varios UGEs) 82.982 47.402 33.722 E&P, Brasil Ver ítem (a1) Comperj 6.193 912 5.281 Abastecimiento, Brasil Ver ítem (b1) Campos de producción de petróleo y gas en el exterior 6.045 3.583 2.462 E&P, exterior Ver ítem (c1) Equipos relacionados a la actividad de producción del petróleo y gas y perforación de pozos 2.927 949 1.978 E&P, Brasil Ver ítem (d1) UFN III 3.651 1.696 1.955 Gas y Energía, Brasil Ver ítem (e) Complexo Petroquímico Suape 4.463 3.681 782 Abastecimiento, Brasil Ver ítem (f1) UFN V 585 − 585 Gas y Energía, Brasil Plantas de biocombustibles 524 343 181 Abastecimiento, Brasil Otros 1.331 611 720 Varios segmentos Total 108.701 59.177 47.666 2014

Campos de producción de petróleo y gas en Brasil (Varios UGEs) 17.067 12.918 4.149 E&P - Brasil Ver ítem (a2) Comperj 25.820 3.987 21.833 E&P - Brasil Ver ítem (b2) Campos de producción de petróleo y gas en el exterior 8.302 3.873 4.429 E&P - Inter. Ver ítem (c2) Equipos relacionados a la actividad de producción del petróleo y gas y perforación de pozos 2.898 1.474 1.424 Abastecimiento - Brasil Ver ítem (d2) Complexo Petroquímico Suape 7.563 4.585 2.978 Abastecimiento - Brasil Ver ítem (f2) Segundo conjunto de refinación de RNEST 16.488 7.345 9.143 Abastecimiento - Brasil Ver ítem (g) Araucária 927 667 260 Gas y Energía, Brasil Refinería Nansei Sekiyu K.K. 343 − 343 Abastecimiento - Inter. Otros 71 86 (15) Total 79.479 34.935 44.544 (*) Provisión y reversión de impairment. (**) No incluye pérdida por devaluación de activos mantenidos para venta de R$ 10 en 2015 y R$ 92 en 2014.

a1) Campos de producción de petróleo y gas en Brasil - 2015

En nuestras valoraciones de los activos vinculados a los campos de petróleo y gas que produce en Brasil, bajo el régimen de concesión, resultaron en el reconocimiento de pérdidas por deterioro en el valor de R$ 33.722. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la Compañía; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 8,3% anual, que deriva de la metodología WACC para el sector de exploración y producción. Estas pérdidas están relacionadas, predominantemente, a los campos de Papa-Terra (R$ 8.723), Polo Centro-Sul (R$ 4.605), Polo Uruguá (R$ 3.849) Espadarte (R$ 2.315), Linguado (R$ 1.911), Polo CVIT – Espírito Santo (R$ 1.463), Piranema (R$ 1.333), Lapa (R$ 1.238), Bicudo (R$ 937), Frade (R$ 773), Badejo (R$ 740), Pampo (R$ 355) y Trilha (R$ 327), debido a la revisión de las premisas de precios, como resultado de una disminución en las proyecciones de los precios del petróleo en el mercado internacional lo que provocó una reducción de las reservas de petróleo y gas y de los flujos de caja de los proyectos, así como por el aumento de la tasa de descuento y la revisión geológica del yacimiento de Papa-Terra.


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a2) Campos de producción de petróleo y gas en Brasil - 2014

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

b1) Comperj - 2015

Nuestras evaluaciones de activos de refinación de Comperj resultaron en el reconocimiento de pérdidas por deterioro en el valor de R$ 5.281. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la Compañía; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 8,1% anual, que deriva de la metodología WACC para el sector de refinación considerando la inclusión de una prima de riesgo específica para los proyectos postergados. Estas pérdidas se debieron, principalmente, a: (i) aumento de la tasa de descuento; y (ii) nuevo aplazamiento de la expectativa de entrada de efectivo del proyecto.

b2) Comperj – 2014

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

c1) Campos de producción de petróleo y gas en el exterior - 2015

Las pruebas de reducciones por deterioro, de los campos de petróleo y gas en el exterior, que se presentan como activos en el segmento de Exploración y Producción, dieron como resultado el reconocimiento de la pérdida por deterioro en el valor de R$ 2.462. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y los presupuestos de la Compañía; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 5,6% a 10,4% anual, que deriva de la metodología WACC para el sector de Exploración y Producción, teniendo en cuenta el país de operación. La pérdida está relacionada principalmente con los campos de producción de petróleo y gas en los Estados Unidos (R$ 1.750) y Bolivia (R$ 614), debido a la revisión de las premisas de precio en consecuencia de una expresiva caída de las proyecciones de los precios del petróleo en el mercado internacional.

c2) Campos de producción de petróleo y gas en el exterior - 2014

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


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d1) Equipos relacionados a la actividad de producción del petróleo y gas y perforación de pozos en Brasil - 2015

En nuestra evaluación de los activos que operan en la perforación y producción de los activos, que no están directamente vinculados a los campos de producción de petróleo y gas, las pérdidas por la devaluación fueron R$ 1.978. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la Compañía; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 9,2% anual, que deriva de la metodología WACC para equipos y servicios del sector de petróleo y el gas. Estas pérdidas fueron reconocidas, principalmente, debido a expectativa de futura ociosidad de las plataformas de perforación en la revisión de la planificación, así como el aumento de la tasa de descuento.

d2) Equipos relacionados a la actividad de producción del petróleo y gas y perforación de pozos en Brasil – 2014

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

e) UFN III - 2015

Nuestras evaluaciones de la Unidade de Fertilizantes e Nitrogenados III dieron como resultado el reconocimiento de pérdidas por deterioro en el valor de R$ 1.955. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y los presupuestos de la Compañía; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 7,1% anual (6,7% anual en 2014), que se deriva de la metodología WACC para el sector de gas considerando la inclusión de una prima de riesgo específica para los proyectos postergados. Estas pérdidas se debieron, principalmente, a: (i) aumento de la tasa de descuento; y (ii) aplazamiento de la expectativa de entrada de efectivo del proyecto.

f1) Complexo Petroquímico Suape - 2015

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$ 782. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuesto de las compañías; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante del 7,2% anual, que deriva de la metodología WACC para el sector petroquímico. Este resultado se debe principalmente a la reducción de las previsiones del mercado y las premisas de precios, que fueran actualizadas debido al nivel de la actividad económica en Brasil y la reducción de los spreads en este sector en el mercado internacional, así como el aumento de la tasa de descuento.

f2) Complexo Petroquímico Suape – 2014

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


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g) Segundo conjunto de refinación de RNEST

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

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

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

Las principales inversiones en asociadas y negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2015, incluyendo el fondo de comercio, son presentadas a continuación:

Inversiones Segmento

% Tasa de descuento

después de impuesto (moneda

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

Braskem S.A. (*) Abastecimiento 11,3 13.478 3.142 Distribuidores Estaduales de Gas Natural Gas & Energía 5,7 1.433 980 Guarani S.A. Biocombustibles 9,3 759 976 (*) Tasa de descuento después de impuestos de Braskem es CAPM del segmento de petroquímica; como el valor de uso considera las proyecciones de flujo de efectivo a través de dividendos.

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

Braskem S. A. es una empresa pública cuyas acciones se cotizan en las bolsas de Brasil y del exterior. Con base en las cotizaciones de mercado en Brasil, el 31 de diciembre de 2015, la participación de Petrobras en las acciones ordinarias (un 47% del total) y en las acciones preferidas (un 22% del total) de Braskem, fue evaluada en R$ 5.473, conforme descrito en la nota explicativa 11.4. Sin embargo, solamente un 3% de las acciones ordinarias de esta investida son de titularidad de no signatarios del Acuerdo de Accionistas y su negociación es extremamente limitada.

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

Las hipótesis clave en las cuales nos basamos para nuestras proyecciones de flujo de efectivo para determinar el valor en uso de Braskem son los siguientes:


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- tasa de cambio estimada en un promedio de R$ 4,06 para US$ 1,00 en 2016 (convergiendo a R$ 3,55 en el largo plazo);

- el precio medio del Brent de US$ 45 en 2016, llegando a US$ 72 en el largo plazo;

- proyecciones de precios de las materias primas y petroquímicos reflejando tendencias internacionales;

- crecimiento de las ventas de productos petroquímicos, estimado con base en el crecimiento proyectado para el GDP (de Brasil y global); y

- crecimiento del margen EBITDA siguiendo el ciclo de crecimiento de la industria petroquímica en los próximos años y declive en el largo plazo.

14.2.2. Provisión para pérdidas en inversiones

La pérdida por devaluación de R$ 2.072 fue reconocida en resultado de participación en inversiones, no resultado do ejercicio, con destaque para los principales factores:

a) reducción en los precios del petróleo en el mercado internacional, que afectó las operaciones de E&P de las asociadas de Petrobras Argentina S.A. y del negocio conjunto Petrobras Oil & Gas B.V. (PO&G), en sus activos en África, generando pérdidas en las inversiones, de R$ 360 y R$ 717, respectivamente.

f) En el segmento de biocombustibles las evaluaciones de recuperabilidad resultaron en el reconocimiento de pérdidas por deterioro en el valor de R$ 543. Estas pérdidas ocurrieron, principalmente, en función de: (i) aumento de la tasa de descuento pos-imposto em moneda constante de 9,3% p.a. (7,3% p.a. en 2014); y (ii) decisiones cerca de la exclusión de proyecto en marcha en el horizonte del PNG 2015-2019 Ajustado. Esta pérdida es compuesta por una parcela de goodwill, en el monto de R$ 285, predominantemente en Guarani S.A. (R$ 217).

g) Em consecuencia del deterioro de la situación económica y financiera de Sete Brasil, de la interrupción de grande parte de las obras del proyecto, así como del escenario de incertidumbre sobre las alternativas de continuidad del Proyecto, en este momento, no hay como estimar cualquier beneficio económico futuro para esta inversión. Así, fue reconocida una provisión por devaluación en Petrobras de R$ 173 y R$ 155 en la inversión en Sete Brasil y FIP Sondas, respectivamente.

Adicionalmente, las evaluaciones de recuperabilidad de las inversiones en asociadas de PNBV resultaron en una pérdida de R$ 54 en la invertida Arpoador Drilling B.V., controlada indirectamente por Sete Brasil.

La Compañía sigue acompañando la evolución de los negocios de Sete Brasil e, así que hubiere una definición cerca del Plan de Negocios, un nuevo análisis será efectuado y los efectos serán reflexionados.

14.3. Activos clasificados como mantenidos para venta

Como resultado de la aprobación de la Administración de la Compañía para la enajenación de los campos de Bijupirá y Salema y de las sondas de perforación PI, PIII, PIV y la plataforma PXIV, la evaluación de estos activos al valor razonable resultó en el reconocimiento de pérdidas por impairment en el área de Exploración y Producción, por el valor de R$ 10.


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

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

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

Consolidado

Costos exploratorios reconocidos en el Activo (*) 2015 2014

Propiedad, planta y equipo Saldo inicial 18.594 20.619 Adiciones 7.310 10.039 Bajas (2.874) (3.145)

Transferencias (3.423) (9.300) Ajustes acumulados de conversión 703 381

Saldo final 20.310 18.594 Activos intangibles 7.996 8.085 Total de costos exploratorios capitalizados 28.306 26.679 (*) Neto de los montos capitalizados y posteriormente descargados como gastos en el mismo período.

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

Consolidado

2015 2014

Costos exploratorios reconocidos en los estados de resultados 2015 2014 Gastos con geología y geofísica 1.360 1.972 Proyectos sin viabilidad económica (incluyendo pozos secos y bonos de firma) 4.921 5.048 Otros gastos de exploración 186 115 Total de los gastos 6.467 7.135

Efectivo utilizado en las actividades Operativas 1.546 2.087 Inversiones 8.897 11.508 Total de efectivo utilizado 10.443 13.595

15.1. Tiempo de capitalización

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


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

2015 2014

Costos de pozos de exploración que han sido capitalizados durante un período hasta un año 5.417 5.377 Costos de pozos de exploración que han sido capitalizados durante un período superior a un año 14.893 13.217 Saldo final 20.310 18.594 Cantidad de proyectos que tienen costos de pozos de exploración que han sido capitalizados durante un período superior a un año 70 69

2015 Número de

pozos

2014 4.118 32 2013 3.039 18 2012 4.117 21 2011 1.931 15 2010 y anteriores 1.688 15 Saldo final 14.893 101 (*) No incluye el costo de obtención de derechos y concesiones para la exploración de petróleo y gas natural.

De los R$ 14.893 para 70 proyectos que incluyen pozos en utilización por más de un año desde la finalización de las actividades de perforación, R$ 12.706 están relacionados con pozos en áreas en que hay actividades de perforación ya en curso o firmemente planificada para un futuro próximo y cuyo "Plan de Evaluación" fue presentado a la ANP, y cerca de R$ 2.187 fueron incurridos en costos de las actividades necesarias para evaluar las reservas y su desarrollo potencial.


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16. Proveedores


31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Terceros en Brasil 13.005 13.146 10.734 10.879 Terceros en el exterior 10.020 11.262 3.897 4.869 Partes relacionadas 1.888 1.516 13.541 10.827 Saldo en el pasivo corriente 24.913 25.924 28.172 26.575

17. Financiaciones

Préstamos y financiaciones están destinados al desarrollo de proyectos de la producción de petróleo y gas natural, la construcción de buques y tuberías, y la construcción y ampliación de plantas industriales, entre otros usos diversos.

La Compañía tiene obligaciones relacionadas con los contratos de préstamo (covenants), entre ellos la presentación de los estados financieros dentro de los 90 días para los períodos intermedios sin la revisión de los auditores independientes, y 120 días para el final del ejercicio, y períodos de gracia que extienden estos períodos en 30 y 60 días, dependiendo de la financiación, además de poseer clausulas relacionadas al nivel de endeudamiento en determinados contratos de deuda con BNDES.

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


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Agencia de Crédito a la

Exportación Mercado Bancario

Mercados de Capital Otros Total Total

No corriente En Brasil

Saldo inicial al 1 de enero de 2014 − 67.935 2.837 114 70.886 48.319 Ajuste acumulado de conversión − 133 − − 133 − Adiciones de financiación − 10.130 800 − 10.930 9.088 Intereses incurridos durante el período − 474 − − 474 275 Variación monetaria y cambiaria − 2.518 192 3 2.713 1.641 Transferencia de largo plazo para corto plazo − (3.395) (373) (43) (3.811) (870) Saldo al 31 de diciembre de 2014 − 77.795 3.456 74 81.325 58.453

En el extranjero Saldo inicial al 1 de enero de 2014 13.599 63.034 99.730 1.618 177.981 57.418 Ajuste acumulado de conversión 1.154 7.711 16.921 135 25.921 − Adiciones de financiación 665 15.633 32.542 − 48.840 40.106 Intereses incurridos durante el período 9 50 108 18 185 2.191 Variación monetaria y cambiaria 250 1.004 (3.392) 50 (2.088) 11.343 Transferencia de largo plazo para corto plazo (1.747) (8.018) (2.979) (98) (12.842) (18.112) Saldo al 31 de diciembre de 2014 13.930 79.414 142.930 1.723 237.997 92.946

Saldo total al 31 de diciembre de 2014 13.930 157.209 146.386 1.797 319.322 151.399 No Corriente En Brasil

Saldo al 1 de enero de 2015 − 77.795 3.456 74 81.325 58.453 Ajuste acumulado de conversión − 482 − − 482 − Adiciones de financiación − 15.962 3.510 − 19.472 6.463 Intereses incurridos durante el período − 951 1 − 952 506 Variación monetaria y cambiaria − 9.662 257 7 9.926 6.175 Transferencia de largo plazo para corto plazo − (8.416) (490) (13) (8.919) (6.138) Saldo al 31 de diciembre de 2015 − 96.436 6.734 68 103.238 65.459

En el extranjero Saldo al 1 de enero de 2015 13.930 79.414 142.930 1.723 237.997 92.946 Ajuste acumulado de conversión 4.772 33.669 62.702 607 101.750 − Adiciones de financiación 501 18.285 6.283 − 25.069 42.530 Intereses incurridos durante el período 13 110 161 26 310 5.973 Variación monetaria y cambiaria 1.439 4.112 (3.350) 181 2.382 52.077 Transferencia de largo plazo para corto plazo (2.517) (14.671) (18.098) (147) (35.433) (13.545) Saldo al 31 de diciembre de 2015 18.138 120.919 190.628 2.390 332.075 179.981

Saldo total al 31 de diciembre de 2015 18.138 217.355 197.362 2.458 435.313 245.440


Corriente 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Deuda a corto plazo (*) 5.946 9.253 20.779 18.603 Porción corriente de la deuda a largo plazo 44.907 18.182 31.043 29.433 Intereses devengados 6.481 4.088 1.091 2.094 57.334 31.523 52.913 50.130 (*) Reclasificación en 2014 de R$ 1.536 en la controlante, tal como se detalla en la nota 2.3.


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

Consolidado

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

Valor razonable

Financiaciones en Reales (R$): 9.175 6.712 8.170 13.611 19.725 22.876 80.269 64.269

Indexadas al tipo variable 7.637 4.900 6.356 11.835 17.291 18.267 66.286 Indexadas al tipo fijo 1.538 1.812 1.814 1.776 2.434 4.609 13.983 Tasa promedio de financiaciones 15,1% 16,4% 15,0% 13,8% 11,4% 11,2% 13,0%

Financiaciones en Dólares Estadunidenses (US$): 42.333 34.629 39.886 66.335 37.376 110.413 330.972 258.647

Indexadas al tipo variable 21.752 20.276 30.394 47.334 21.826 33.028 174.610 Indexadas al tipo fijo 20.581 14.353 9.492 19.001 15.550 77.385 156.362 Tasa promedio de financiaciones 4,1% 4,5% 4,1% 4,3% 4,6% 6,0% 4,9%

Financiaciones en R$ indexados al US$: 2.237 2.751 2.747 2.737 2.737 21.173 34.382 27.662

Indexadas al tipo variable 93 90 85 75 75 138 556 Indexadas al tipo fijo 2.144 2.661 2.662 2.662 2.662 21.035 33.826 Tasa promedio de financiaciones 7,2% 7,0% 7,1% 7,0% 7,1% 7,0% 7,0%

Financiaciones en Libra Esterlina (£): 267 − − − − 9.930 10.197 6.465

Indexadas al tipo fijo 267 − − − − 9.930 10.197 Tasa promedio de financiaciones 5,8% − − − − 6,1% 6,1%

Financiaciones en Yen (¥): 2.183 367 332 − − − 2.882 2.829

Indexadas al tipo variable 332 332 331 − − − 995 Indexadas al tipo fijo 1.851 35 1 − − − 1.887 Tasa promedio de financiaciones 2,0% 0,8% 0,6% − − − 1,7%

Financiaciones en Euro (€): 1.102 46 11.692 5.548 832 14.689 33.909 25.108 Indexadas al tipo variable 49 44 44 44 665 − 846 Indexadas al tipo fijo 1.053 2 11.648 5.504 167 14.689 33.063 Tasa promedio de financiaciones 3,6% 1,6% 3,8% 3,9% 4,1% 4,4% 4,1%

Financiaciones en otras monedas: 36 − − − − − 36 37 Indexadas al tipo fijo 36 − − − − − 36 Tasa promedio de financiaciones 14,3% − − − − − 14,3%

Total al 31 de diciembre de 2015 57.333 44.505 62.827 88.231 60.670 179.081 492.647 385.017 Tasa promedio de financiación 5,9% 6,4% 5,6% 5,8% 6,9% 6,7% 6,3% Total al 31 de diciembre de 2014 31.523 33.397 31.742 47.254 64.252 142.677 350.845 325.946 * El plazo promedio de los préstamos el 31 de diciembre de 2015 es 7,14 años, (6,10 años el 31 de diciembre de 2014).

El valor razonable de los préstamos es determinado principalmente mediante el uso de los precios cotizados en mercados activos (nivel 1), cuando aplicable - R$ 167.631, el 31 de diciembre de 2015. Cuando no hay precios cotizados en un mercado activo disponible, el valor razonable de los préstamos es determinado por una curva teórica calculada con base en los bonds más líquidos de la Compañía (nivel 2) - R$ 217.386, el 31 de diciembre de 2015.

El análisis de sensibilidad de los instrumentos financieros sujetos a variación cambiaria es presentado en la nota explicativa 33.2.

17.2. Tasa promedio ponderada de la capitalización de intereses

La tasa promedio ponderada de las cargas financieras, utilizada en la determinación del monto de los costos de préstamos sin destinación específica a ser capitalizado como parte integrante de los activos en construcción fue del 5,03% p.a. en 2015 (4,91% p.a. en 2014).


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17.3. Líneas de crédito

Valor

Empresa Institución financiera Fecha de

apertura Plazo Contratado Utilizado Saldo

a utilizar

En el exterior (Valores en US$ millones) Petrobras JBIC 16/07/2013 31/12/2018 1.500 - 1.500 PGT BV UKEF - JPMORGAN 17/12/2015 22/12/2016 500 181 319 Total 2.000 181 1.819 En Brasil Petrobras BNDES 17/12/2012 30/05/2016 2.199 1.750 449 Petrobras BNDES 31/07/2013 15/07/2016 502 422 80 Petrobras FINEP 16/04/2014 26/12/2017 255 177 78 PNBV BNDES 03/09/2013 26/03/2018 9.878 1.631 8.247 Transpetro BNDES 31/01/2007 Indefinido 5.129 554 4.575 Transpetro Banco do Brasil 09/07/2010 10/04/2038 452 239 213 Transpetro Caixa Econômica Federal 23/11/2010 Indefinido 389 20 369 Total 18.804 4.793 14.011

17.4. Garantías

Las instituciones financieras por lo general no requieren garantías para préstamos y financiaciones concedidos a la controlante. Sin embargo, hay financiaciones concedidas por instrumentos específicos de instituciones de desarrollo, que tienen garantías reales, así como determinados préstamos obtenidos por la subsidiaria Petrobras Distribuidora que son lastrados en flujos de exportaciones futuras de la Compañía.

Los préstamos obtenidos por entidades estructuradas están garantizados por los propios activos de los proyectos, así como por prenda de derechos crediticios.

Las financiaciones obtenidas en los mercados de capitales, que corresponden a títulos emitidos por la Compañía, no tienen garantías reales.


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18. Arrendamientos

18.1. Recibimientos / pagos mínimos de arrendamiento financiero


Recibos Pagos Pagos

Compromisos Estimados Valor futuro Interés anual Valor presente Valor futuro Interés anual Valor presente Valor presente

2016 629 (408) 221 68 (18) 50 1.568 2017 – 2020 2.880 (1.685) 1.195 171 (102) 69 3.809 2021 en adelante 6.032 (1.751) 4.281 681 (598) 83 1.617 Al 31 de diciembre de 2015 9.541 (3.844) 5.697 920 (718) 202 6.994 Corriente 256 48 1.568 No corriente 5.441 154 5.426 Al 31 de diciembre de 2015 5.697 202 6.994 Corriente 157 42 1.609 No corriente 3.866 148 4.293 Al 31 de diciembre de 2014 4.023 190 5.902

18.2. Pagos mínimos de arrendamientos operativos (sin transferencia de beneficios, riesgos y controles)

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


2016 45.631 65.349 2017 - 2020 121.398 191.805 2021 en adelante 220.303 330.122 Al 31 de diciembre de 2015 387.332 587.276 Al 31 de diciembre de 2014 314.505 432.452

El 31 de diciembre de 2015, los saldos de los contratos de arrendamiento operativo que aún no se habían iniciado pues los activos relacionados estaban en construcción o no estaban disponibles para uso, representan el valor de R$ 236.739 en el Consolidado y R$ 211.634 en la Controlante (en 2014, R$ 184.778 en el Consolidado y R$ 159.466 en la Controlante).

En 2015, la Compañía reconoció gastos de R$ 32.485 de arrendamiento operativo en el Consolidado y R$ 49.620 en la Controlante (en 2014, R$ 25.110 en el Consolidado y R$ 35.495 en la Controlante).

19. Partes relacionadas

19.1. Transacciones comerciales y otras operaciones

La Compañía posee política de transacciones con partes relacionadas, aprobada por el Consejo de Administración, que visa establecer reglas para asegurar que todas las decisiones involucrando partes relacionadas y situaciones con potencial conflicto de intereses respeten la legislación, incluso de los países donde actúa y las partes involucradas en las negociaciones.


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19.1.1. Por operación (controlante)

31.12.2015 31.12.2014

Corriente No corriente Total Corriente No corriente Total

Activo Cuentas por cobrar

- Cuentas por cobrar, principalmente por ventas 8.916 − 8.916 10.224 − 10.224 - Dividendos a recibir 1.595 − 1.595 1.053 − 1.053 - Operaciones de mutuo − 266 266 − 6.828 6.828 - Adelanto para aumento de capital − 1.364 1.364 − 397 397 - Valores vinculados a la construcción de gasoducto − 1.050 1.050 − 868 868 - Arrendamiento financiero 61 873 934 − − − - Otras operaciones 637 414 1.051 410 133 543 11.209 3.967 15.176 11.687 8.226 19.913

Pasivo Arrendamientos mercantiles financieros (1.568) (5.354) (6.922) (1.608) (4.229) (5.837) Financiaciones sobre operaciones de crédito − − − (5.010) − (5.010) Operaciones de mutuo − (51.465) (51.465) − (29.816) (29.816) Pago anticipado de exportaciones (18.346) (109.607) (127.953) (20.907) (46.607) (67.514) Proveedores (13.541) − (13.541) (10.827) − (10.827)

- Compras de petróleo, derivados y otras (7.251) − (7.251) (7.101) − (7.101) - Arrendamiento de plataformas (5.778) − (5.778) (3.312) − (3.312) - Adelantos de clientes (512) − (512) (414) − (414)

Otras operaciones − (99) (99) − (143) (143) (33.455) (166.525) (199.980) (38.352) (80.795) (119.147) Resultado 2015 2014

Ingresos, principalmente ventas 147.898 156.614 Variaciones monetarias y cambiarias netas (11.624) (2.139) Ingresos (gastos) financieros netos (11.580) (5.012) 124.694 149.463

19.1.2. Por empresa (controlante)


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Resultado 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

2015 2014 Activo

Corriente Activo No corriente Activo Total Activo Total

Pasivo Corriente

Pasivo No corriente Pasivo Total Pasivo Total

Subsidiarias y Controladas (*) (**) BR 90.203 94.780 2.588 20 2.608 8.981 (262) (20) (282) (295) PIB-BV Holanda 7.394 19.872 2.149 138 2.287 2.373 (19.646) (161.072) (180.718) (104.879) Gaspetro 10.150 9.721 977 97 1.074 2.320 (307) − (307) (440) PNBV 2.106 1.861 2.202 34 2.236 2.859 (7.632) − (7.632) (4.031) Transpetro 864 725 654 132 786 356 (1.125) − (1.125) (941) Fundo de Investimento Imobiliário (153) (178) 158 − 158 63 (216) (1.614) (1.830) (1.331) Termoeléctricas (192) (165) 120 335 455 292 (123) (1.004) (1.127) (1.094) TAG (1.573) (851) 202 873 1.075 402 (1.990) − (1.990) (2.233) Otras controladas 5.328 5.878 1.533 2.333 3.866 1.722 (1.412) − (1.412) (960) 114.127 131.643 10.583 3.962 14.545 19.368 (32.713) (163.710) (196.423) (116.204) Entidades Estructuradas (**) CDMPI (939) (131) − − − − (316) (1.856) (2.172) (1.702) PDET Off Shore (564) (120) − − − − (280) (881) (1.161) (926) (1.503) (251) − − − − (596) (2.737) (3.333) (2.628) Asociadas (**) Asociadas del sector petroquímico 12.041 18.066 559 − 559 535 (94) (78) (172) (236) Otras asociadas 29 5 67 5 72 10 (52) − (52) (79) 12.070 18.071 626 5 631 545 (146) (78) (224) (315) 124.694 149.463 11.209 3.967 15.176 19.913 (33.455) (166.525) (199.980) (119.147) (*) Incluye sus controladas y negocios conjuntos. (**) La lista de las empresas se presenta en la nota 11.

19.1.3. Tasas anuales de operaciones de mutuo

Controlante

Activo Pasivo

31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Hasta el 5% − − (5.623) (4.269) Del 5,01% al 7% 81 − (45.842) (23.713) Del 7,01% al 9% 128 − − (1.834) Superior al 9,01% 57 6.828 − − 266 6.828 (51.465) (29.816)

19.2. Fondo de inversión en derechos crediticios

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

Los valores invertidos en el FIDC-NP y FIDC están registrados en em títulos y valores mobiliarios.

Las cesiones de derechos crediticios, devengados y no devengados, se registran como financiaciones en el pasivo corriente.


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Controlante

31.12.2015 31.12.2014

Títulos e valores mobiliarios 7.812 8.334 Cesiones de derechos no realizados (20.779) (18.603) 2015 2014

Ingresos financieros FIDC P y NP 891 1.000 Gastos financieros FIDC P y NP (2.129) (1.525) Resultado financiero (1.238) (525)

19.3. Garantías concedidas

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

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

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

31.12.2015 31.12.2014

Fecha de vencimiento de las operaciones PGF (*) PGT (**) PNBV (***) TAG (***) Otros Total Total

2015 − − − − − − 14.433 2016 23.193 1.952 3.944 − − 29.089 18.123 2017 18.548 − 2.387 − 1.197 22.132 16.121 2018 20.774 9.762 11.783 − 3.160 45.479 33.121 2019 29.931 23.038 9.411 − 861 63.241 46.258 2020 18.383 20.813 2.460 − 7.024 48.680 28.715 2021 en adelante 104.222 32.932 13.891 17.474 10.813 179.332 97.997 215.051 88.497 43.876 17.474 23.055 387.953 254.768

(*) Petrobras Global Finance B.V., controlada de PIBBV.

(**) Petrobras Global Trading B.V., controlada de PIBBV.

(**) La lista de las empresas se presenta en la nota 11.

19.4. Fondo de inversión en el exterior de subsidiarias

Al 31 de diciembre de 2015, una controlada de PIB BV mantenía recursos directamente invertidos o por medio de fondo de inversión en el exterior que tenía, entre otros, títulos de deuda de Petrobras, de TAG y sus controladas, y de entidades estructuradas consolidadas, relacionados principalmente con los proyectos Gasene, Malhas, CDMPI, CLEP y Marlim Leste (P-53), equivalentes a R$ 15.623 (R$ 17.594 al 31 de diciembre de 2014).

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

Las transacciones significativas resultaron en los saldos siguientes:


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Consolidado

2015 31.12.2015 2014 31.12.2014

Resultado Activo Pasivo Resultado Activo Pasivo

Negocios conjuntos y asociadas Distribuidoras de gas del Estado 9.849 996 281 10.592 1.343 519 Empresas del sector petroquímico 12.020 565 174 18.153 545 219 Otros negocios conjuntos y asociadas 1.878 524 1.768 1.183 405 699

23.747 2.085 2.223 29.928 2.293 1.437 Entidades gubernamentales

Títulos gubernamentales 1.090 4.352 − 1.553 11.525 − Bancos controlados por el Gobierno Federal (13.641) 10.181 95.034 (7.698) 10.131 75.181 Sector Eléctrico (nota explicativa 8.4) 5.821 13.335 − 5.929 7.879 − Cuenta de petróleo y alcohol - Créditos con el Gobierno Federal (nota explicativa 19.6) 14 857 − 7 843 − Gobierno Federal (Dividendos) − − − 61 − − Otros 30 1.190 1.230 198 639 595

(6.686) 29.915 96.264 50 31.017 75.776 Planes de Pensión − 141 431 2 − 358

17.061 32.141 98.918 29.980 33.310 77.571

Ingresos, principalmente ventas 28.331 33.793 Variaciones monetarias y cambiarias netas (4.730) (1.037) Ingresos (gastos) financieros netos (6.540) (2.776) Activo Corriente 8.806 17.837 Activo No-corriente 23.335 15.473 Pasivo Corriente 12.683 4.928 Pasivo No-corriente 86.235 72.643 17.061 32.141 98.918 29.980 33.310 77.571

19.6. Cuentas petróleo y alcohol – Gobierno Federal

Al 31 de diciembre de 2015, el saldo ajustado a la inflación de la cuenta era de R$ 857 (R$ 843 al 31 de diciembre de 2014) y podrá ser liquidado por el Gobierno Federal por medio de la emisión de títulos del Tesoro Nacional, de valor igual al saldo final de la confrontación de cuentas con el Gobierno Federal, de acuerdo con lo previsto en la Medida Provisional nº 2.181, del 24 de agosto de 2001, o mediante compensación con otros montos que Petrobras, eventualmente, esté debiendo al Gobierno Federal en esa época, incluso los relativos a impuestos o una combinación de las operaciones anteriores.

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

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

El proceso está siendo analizado por los expertos de la corte, en que Petrobras está de acuerdo con el informe de los expertos que cita la existencia del crédito con el Gobierno Federal, así como menciona que no se encontraron los documentos que justifiquen el supuesto crédito requerido por el Gobierno Federal.

La terminación del peritaje judicial está pendiente, aguardando la respuesta del Gobierno Federal.


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19.7. Remuneración del personal clave de la Compañía

El plan de carrera y salarios y de beneficios y ventajas de Petrobras y la legislación específica establecen los criterios para todas las remuneraciones asignadas por la Compañía a sus empegados y directivo.

Las remuneraciones de los empleados, incluyendo a los ocupantes de funciones gerenciales y directivos de Petrobras, relativas a los meses de diciembre de 2015 y 2014 fueron las siguientes:

Expresado en reales

Remuneración por empleado 2015 2014

Menor remuneración 2.812,74 2.710,19 Remuneración promedio 16.582,21 15.031,44 Mayor remuneración 90.078,93 82.241,33 Remuneración por directivo de Petrobras (mayor) 106.748,22 98.758,65

Las remuneraciones totales del personal clave de la Administración de Petrobras se presentan a continuación:

Controlante

2015 2014

Consejo

Estatutario

Consejo de Administración (miembros y

suplentes) Total Consejo

Estatutario

Consejo de Administración (miembros) Total

Salarios y beneficios 12,7 1,4 14,1 9,7 1,2 10,9 Cargas sociales 3,4 0,3 3,7 2,6 0,2 2,8 Pensión 0,8 − 0,8 0,7 − 0,7 Remuneración variable (*) − − − 3,3 − 3,3 Remuneración total - competencia 16,9 1,7 18,6 16,3 1,4 17,7 Remuneración total - pago realizado 16,9 1,7 18,6 15,4 1,4 16,8 Número de Miembros 8 18 26 7 10 17 (*) La Junta General Extraordinaria (EGM) celebrada en 29/04/2015, decidió, debido a la pérdida del año, la cancelación de la totalidad del pago de la retribución variable anual - RVA 2014 y todas las cuotas diferidas pendientes de pagos del RVA 2013, de acuerdo con el programa de objetivos corporativos y establecidos en la Ley 6.404/76, artículo 152, § 2.

Los honorarios de los directores y de los consejeros en el ejercicio de 2015 en el consolidado ascendieron a R$ 67,4 (R$ 72,6 en 2014).

La Asamblea General Extraordinaria celebrada el 1 de julio de 2015, acordó:

• la modificación del Estatuto Social de la Compañía para establecer, en el artículo 18, que los miembros del Consejo de Administración pasarán a tener suplentes excepcionalmente por un período de dos años; en el artículo 29 , establece que el Consejo de Administración pasará a tener cinco Comisiones Asesoras, con funciones específicas de análisis e recomendación sobre ciertos asuntos relacionados directamente con el Consejo; y el artículo 41, que los suplentes de los Consejeros de Administración podrán participar de todas las reuniones del Consejo, independiente de los titulares estén presentes, y recibirán honorario mensual fijo, también sujeto al montante fijado por Asamblea General.

• el aumento de la remuneración global de los Administradores definido por la Asamblea General de Accionistas en del 29 de abril 2015, en el valor de R$ 754 mil para cubrir la remuneración de los miembros suplentes del Consejo de Administración, teniendo en cuenta el período de julio de 2015 a marzo de 2016.

La remuneración de los miembros de las Comisiones Asesoras del Consejo de Administración debe ser considerada separable del límite global del sistema de compensación fijado para los administradores, es decir, los valores percibidos no son clasificados como remuneración de los administradores.

Los suplentes del Consejo de Administración que participan en estas Comisiones Asesoras tienen derecho a una remuneración total de R$ 83 mil en 2015, y teniendo-se en cuenta los cargos sociales, los valores pasan a R$ 99 mil.


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20. Provisiones para desmantelamiento de áreas


Pasivo no corriente 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Saldo inicial 21.958 16.709 20.630 15.320 Revisión de provisión 16.812 6.196 16.789 6.286 Utilización por pagos (4.149) (1.603) (3.306) (1.422) Actualización de intereses 753 475 721 446 Otros 354 181 (193) − Saldo final 35.728 21.958 34.641 20.630

La política de la Compañía es revisar anualmente sus costos estimados asociados con el abandono de pozos y la desmovilización de las áreas de producción de petróleo y gas.

En el año 2015, se reconoció un aumento en la provisión en el valor de R$ 14,1 mil millones, siendo sus principales efectos relacionados con: (i) aumento de R$ 11,1 mil millones debido a la actualización del cambio, teniendo en cuenta que gran parte de los costos son en dólares estadounidenses; (ii) aumento de R$ 7,1 mil millones debido a la anticipación de abandono económico de campos atribuible a la revisión del precio Brent en el largo plazo; y (iii) revisión de las estimativas de abandono de los pozos, con base en los abandonos ocurridos en 2015, llevando a un aumento de R$ 6,7 mil millones. Estos efectos fueron parcialmente compensados por una reducción de R$ 11,2 mil millones, atribuible al aumento de la tasa de descuento ajustada al riesgo (de 3,76% anual, el 31 de diciembre de 2014 para 6,73% anual al 31 de diciembre, de 2015).

La Compañía lleva a cabo periódicamente estudios para incorporar las últimas tecnologías y procedimientos para optimizar el abandono de las áreas, teniendo en cuenta las mejores prácticas de la industria y la experiencia previa con respecto a los costos incurridos.

21. Impuestos

21.1. Impuestos Corrientes

Consolidado Controladora

Activo Corriente Pasivo Corriente Activo Corriente

31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

En el Brasil 3.743 2.705 242 370 1.520 1.297 En el Exterior 96 118 168 287 − − 3.839 2.823 410 657 1.520 1.297


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Consolidado

Otros impuestos y contribuciones Activo corriente Activo no corriente Pasivo corriente Pasivo no corriente

31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Impuestos en Brasil: ICMS/ ICMS diferido 3.151 4.707 2.363 2.090 4.081 3.386 − − PIS y COFINS/ PIS y COFINS diferidos 2.913 2.201 7.913 7.923 1.902 784 − − CIDE 72 35 − − 449 20 − − Participación especial/Royalties − − − − 2.428 4.031 − − Impuesto a las ganancias y contribución social retenidos en la fuente − − − − 1.698 1.290 60 −

Refis y Prorelit − − − − 1.068 − 43 − Otros 585 195 719 610 956 745 − − 6.721 7.138 10.995 10.623 12.582 10.256 103 − Impuestos en el exterior 172 162 22 22 557 540 − − 6.893 7.300 11.017 10.645 13.139 10.796 103 − Controlante

Impuestos en Brasil: ICMS/ ICMS diferido 2.700 3.829 2.291 1.940 3.830 3.080 − − PIS y COFINS/ PIS y COFINS diferidos 1.762 1.639 7.194 7.003 1.745 625 − − CIDE 72 35 − − 449 20 − − Participación especial/Royalties − − − − 2.428 4.031 − − Impuesto a las ganancias y contribución social retenidos en la fuente − − − − 1.621 1.233 − −

Refis y Prorelit − − − − 1.068 − 43 − Otros 452 106 − − 621 518 − − 4.986 5.609 9.485 8.943 11.762 9.507 43 − * Las cantidades de otros impuestos y contribuciones en los pasivos no corrientes se clasifican en "otros pasivos no corrientes".

21.2. Programa de Recuperación Fiscal (REFIS)

El 16 de julio de 2015, debido a la decisión desfavorable en nivel administrativo, Petrobras pagó la actuación elaborada por la Receita Federal do Brasil, referente a la incidencia de Impuesto sobre Operaciones Financieras (IOF) en transacciones de mutuos realizadas por la Compañía con sus controladas en el extranjero durante el año de 2008, lo que resultó en un pago de R$ 1.183 en efectivo y de R$ 397 con créditos fiscales, totalizando R$ 1.580.

Además, en vista de la publicación de la Ordenanza Conjunta RFB / PGFN nº 1064 y de la Instrucción Normativa RFB Nº 1.576/15, el 3 de agosto de 2015, que aclararon cuanto a la posibilidad de inserción de nuevos débitos tributarios en el Programa de Recuperación Fiscal (REFIS), establecido por la Ley n° 12.996/14, la Compañía decidió incluir los débitos tributarios federales abajo listados:

- otras actuaciones referentes al IOF en transacciones de mutuos realizadas por la Compañía con sus controladas en el extranjero durante los años 2007, 2009 y 2010, además del tributo de misma naturaleza relativo a la totalidad de los períodos no actuados (2011 y 2012), en el monto de R$ 3.118. A partir de 2013, la Compañía cambió su procedimiento, por lo tanto no hay riesgo de nuevas actuaciones del IOF en este tipo de operación;

- actuaciones relativas al Impuesto sobre la Renta Retenido en la Fuente (IRRF) sobre las remesas para la Petrobras International Finance Company (PifCo), para pago de operaciones de importación de petróleo y derivados, referentes a los períodos comprendidos entre 1999 hasta 2002, 2004, 2005 y 2007 hasta 2012, que asciende a R$ 2.840.

- multas por incumplimiento de procedimientos relativos al despacho aduanero en las importaciones de petróleo y derivados, para el período entre 2008 y 2013, en el monto de R$ 46.


72

- actualización monetaria de Refis en el valor de R$ 33 en el período relativo al cuarto trimestre de 2015.

Los débitos tributarios federales fueron incluidos en la modalidad de cuotas pagas en 30 veces, con el pago en efectivo del 20% del saldo restante después de los descuentos y uso de créditos fiscales para liquidar intereses y multa. La fecha límite para la inclusión de nuevos débitos terminó el 25 de septiembre de 2015.

Así, en el período de enero a diciembre de 2015, la Compañía reconoció en el resultado el total de R$ 7.617, siendo R$ 5.090 como gastos tributarios y R$ 2.527 como gastos financieros. De esto monto, ya ocurrió la liquidación de R$ 6.527, siendo R$ 3.467 en efectivo, R$ 1.806 en créditos fiscales y R$ 1.254 en depósitos judiciales.

21.3. Programas de Amnistías Estatales

En 2015, Petrobras se unió a los programas de pago a la vista de las deudas tributarias debido a la amnistía para la liquidación de los impuestos administrados por los estados (ICMS).

Data de adhesión Estado

Ley del Estado/ Decreto Valor

Julio/15 RJ 7.020/2015 619 Septiembre/15 ES 10.376/2015 348 Noviembre/15 DF 5.463/2015 75 Diciembre/15 BA 13.449/2015 146 Diciembre/15 PA 1.439/2015 32 2015 Varios 9 Total 1.229

En estos acuerdos, la Compañía reconoció en el resultado el total de R$ 1.229, siendo R$ 1.046 como gastos tributarios y R$ 183 como gastos financieros.

21.4. Programa de Reducción de Diferencias fiscales – PRORELIT

El 30 de octubre de 2015, Petrobras se unió a el PRORELIT, establecido por la Ley N ° 13.202/15 (conversión de la Medida Provisional 685/15) en el valor de R$ 67, siendo R$ 20 en efectivo y R$ 47 con uso de créditos de pérdidas fiscales. Las deudas se relacionaban con multas de aduana en los ejercicios de 2014 y 2015 y la actuación por deducción indebida de interés en los ejercicios de 2003 y 2004. Por lo tanto, la Compañía reconoció en el resultado R$ 67, siendo R$ 28 como gastos tributarios y R$ 39 como gastos financieros.

21.5. Impuesto en Brasil sobre las ganancias obtenidas en el extranjero

La Compañía reconoció gastos por impuesto sobre la renta y contribución social en Brasil en un monto de R$ 2.528, relativos a las ganancias obtenidas en el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2015 por participadas en el extranjero, conforme los dispositivos de la nueva legislación tributaria (Ley 12.973/2014).


73

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

a) El movimiento del impuesto sobre la renta y de la contribución social diferidos se presentan a continuación:


Propiedad, planta y equipo

Costo con

prospección Otros

Préstamos, cuentas por

cobrar/ a pagar y

financiacio-nes

Arrenda-mientos

mercantiles financieros

Provisión para

procesos judiciales

Pérdidas fiscales Inventarios

Intereses sobre el

capital própio Otros Total Total

Saldo al 1 de enero de 2014 (31.405) (9.143) 4.648 (1.214) 957 9.354 1.292 3.163 1.789 (20.559) (24.259)

Reconocido en el resultado del ejercicio (4.844) 8.908 1.238 (85) 420 5.932 4 (3.163) (385) 8.025 8.555 Reconocido en el patrimonio neto − − 4.752 (97) − − − − 2.698 7.353 6.815 Ajuste acumulado de conversión − (314) 9 − (4) 35 6 − 258 (10) − Otros (*) − (46) (15) (177) 24 (130) − − 156 (188) (173)

Saldo al 31 de diciembre de 2014 (36.249) (595) 10.632 (1.573) 1.397 15.191 1.302 − 4.516 (5.379) (9.062)

Reconocido en el resultado del periodo (4.061) 5.894 739 186 1.712 6.789 74 (1) (2.421) 8.911 8.047 Reconocido en el patrimonio neto − − 20.961 − − (336) − − (54) 20.571 17.991 Ajuste acumulado de conversión − 106 2 − (14) 501 (4) 1 (274) 318 − Uso de créditos fiscales - REFIS y PRORELIT − − − − − (1.853) (1.853) (1.853) Otros − (362) 296 21 (3) 73 7 − (16) 16 33

Saldo al 31 de diciembre de 2015 (40.310) 5.043 32.630 (1.366) 3.092 20.365 1.379 − 1.751 22.584 15.156

Impuestos diferidos activos 2.673 − Impuestos diferidos pasivos (8.052) (9.062)

Saldo al 31 de diciembre de 2014 (5.379) (9.062)

Impuestos diferidos activos 23.490 15.156 Impuestos diferidos pasivos (906) −

Saldo al 31 de diciembre de 2015 22.584 15.156 (*) Representada, principalmente, por reorganizaciones societarias.


74

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

Los créditos fiscales diferidos fueron reconocidos de acuerdo con las proyecciones de ganancia tributable en los años siguientes, apoyado por las premisas del Plan de Negocios y Gestión – PNG (2015-2109) cuyos objetivos principales son la reestructuración de los negocios, la continuidad del programa de desinversión, la venta de activos y la reducción de los gastos operacionales.

La Administración considera que los activos por impuestos diferidos se recuperarán en la proporción de la realización de las y de la resolución final de los eventos futuros, ambos basados en las estimaciones basadas en el PNG.

El 31 de diciembre de 2015, la expectativa de realización de los activos y pasivos fiscales diferidos es la siguiente:

Impuesto sobre la Renta y Contribución Social sobre la

Ganancia


Activos Pasivos Activos Pasivos

2016 5.116 83 3.202 − 2017 1.622 76 − − 2018 483 101 − − 2019 3.860 128 3.026 − 2020 2.691 102 2.205 − 2021 7.781 105 6.723 − 2022 em adelante 1.937 311 − − Parte registrada contablemente 23.490 906 15.156 − En el Brasil 3.917 − − − En el exterior 9.513 − − − Parte no registrada contablemente 13.430 − − − Total 36.920 906 15.156 −

Los créditos tributarios no registrados en Brasil, por un monto de R$ 2.242, son derivados de las pérdidas fiscales acumuladas de las subsidiarias que tienen una historia de pérdidas, sujetos a compensar con ganancias futuras, por las empresas en que se generaron, sin plazo de prescripción. Tenga en cuenta que no hay, para las empresas que tienen una historia de pérdida, previsión de un ingreso gravable para permitir la compensación de dichos créditos.

Al 31 de diciembre de 2015, la Compañía tenía créditos tributarios en el exterior no registrados por un monto de R$ 9.513 (R$ 8.501 al 31 de diciembre de 2014) provenientes de pérdidas fiscales acumuladas, procedentes, principalmente, de las actividades de exploración y producción de petróleo y gas en Estados Unidos, por un valor de R$ 7.816 (R$ 4.868 al 31 de diciembre de 2014), y empresas en España en el valor de R$ 1.697 (R$ 1.289 en 2014). En 2014 la Compañía tenía créditos tributarios en el valor de R$ 2.344 provenientes de los Países Bajos, que fueron totalmente compensados en 2015, no restando créditos fiscales registrados para ese país.

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


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Año

Créditos fiscales no

registrados

2020 152 2021 537 2022 243 2023 228 2024 293 2025 23 2026 442 2027 508 2028 613 2029 772 2030 en adelante 5.702 Total 9.513


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

La conciliación de los tributos calculados con alícuotas nominales y el valor de los impuestos registrados se presentan a continuación:


2015 2014 2015 2014

Pérdida antes de los impuestos a las ganancias (41.229) (25.816) (42.883) (30.247) Impuesto sobre la renta y contribución social a las tasas nominales (34%) 14.018 8.777 14.580 10.284 Ajustes para cálculo de la tasa efectiva:

Tasas diferenciadas para empresas en el exterior (1.388) 1.212 − − Impuestos en Brasil sobre las ganancias obtenidas en el extranjero (2.528) − (2.528) − Incentivos fiscales 43 60 − 9 Pérdidas fiscales no reconocidos (1.864) (3.271) − − Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente (nota 3) − (2.223) − (1.699) Exclusiones/(Adiciones) permanentes, netas (*) (2.081) (665) (3.997) (39) Otros (142) 2 (8) −

Impuesto sobre la renta y contribución social 6.058 3.892 8.047 8.555

Impuesto sobre la renta/contribución social diferidos 8.911 8.025 8.047 8.555 Impuesto sobre la renta/contribución social corrientes (2.853) (4.133) − −

6.058 3.892 8.047 8.555

Tasa efectiva de impuesto sobre la renta y contribución social 14,7% 15,1% 18,8% 28,3% (*) Incluye la parte principal de la contingencia de IOF (nota 21.2) y método de la participación.

22. Beneficios a concedidos a los empleados

Los saldos de los beneficios concedidos a los empleados son presentados a continuación:


2015 2014 2015 2014

Pasivo Plan de Pensión Petros 23.185 20.916 22.110 19.924 Plan de Pensión Petros 2 277 762 231 664 Plan de salud AMS 26.369 23.957 24.641 22.546 Otros planes 343 283 − − 50.174 45.918 46.982 43.134 Corriente 2.556 2.115 2.436 2.026 No Corriente 47.618 43.803 44.546 41.108 50.174 45.918 46.982 43.134

22.1. Planes Petros y Petros 2

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


77

a) Plan Petros - Fundação Petrobras de Seguridade Social

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

La evaluación del plan de costeo de Petros se lleva a cabo 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.

Petros tiene hasta el 31 de julio de 2016 para presentar a la Superintendencia de Previdencia Complementar (PREVIC) sus estados financieros de 2015 y, en el caso del déficit del Plan Petros superar el límite establecido por la Resolución nº 22/2015, aprobada por el Consejo Nacional de Previdencia Complementar (CNPC), Petros deberá presentar el plan de solvencia a PREVIC hasta el final de 2016, e iniciar su ejecución después de 60 días contados de la fecha de su aprobación por el Consejo Deliberativo. Conforme la Enmienda Constitucional nº 20/1998 y en las Leyes Complementarias nº 108 y 109/2001, deberá ser costeado por participantes y patrocinadores, observada la proporción de sus contribuciones.

Se resalta que el citado límite establecido por la Resolución nº 22/2015 corresponde a la aplicación de la siguiente fórmula: 1% x (plazo estimado de duración de la obligación, "duration", sustraído de 4) x (provisión matemática, es decir, estimativa del valor total de la obligación actuarial futura).

Al 31 de diciembre 2015, los saldos de los Términos de Compromiso Financiero - TCF, firmados en 2008 por la Compañía y Petros, ascendían a R$ 11.856 (R$ 11.484 en la Controlante). Los compromisos de los TCF tienen plazo de vencimiento en 20 años con pago de intereses semestrales del 6% p.a. sobre el saldo a pagar actualizado. En la misma fecha, la Compañía tenía inventarios de petróleo y/o derivados dados como garantía de los TCF por un valor de R$ 6.711, los cuales están en fase de revisión.

Para el ejercicio de 2016, las contribuciones esperadas para el plan suman R$ 701 (R$ 665 na Controlante) y el pago de intereses sobre el TCF, R$ 736 (R$ 713 na Controlante).

La duración media del pasivo actuarial del plan al 31 de diciembre de 2015 es de 10,06 años.

b) Plan Petros 2 - Fundação Petrobras de Seguridade Social

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

La parte de este plan con característica de beneficio definido se refiere a la cobertura de riesgo con invalidez y muerte, garantía de un beneficio mínimo y renta vitalicia, y los compromisos actuariales relacionados se han registrado de acuerdo con el método de la unidad de crédito proyectada. La parte del plan con característica de contribución definida se destina a la formación de reserva para jubilación programada, cuyas contribuciones se reconocen en el resultado en el mes respectivo del pago. En 2015, la contribución de la Compañía para la parte de contribución definida fue de R$ 866 (R$ 751 en la Controlante).


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La parte de la contribución con características de beneficio definido se suspende entre 1 julio de 2012 a 30 de junio 2016, de acuerdo con la decisión de la Junta Directiva de la Fundación Petros, que se basó en la recomendación de la Consultoría Actuarial de la Fundação Petros. Por lo tanto, cualquier contribución de este período se destina a la cuenta individual del participante.

Las contribuciones esperadas de las patrocinadoras para 2016 son de R$ 1.013 (R$ 846 en la Controlante) referente a la parte del plan de contribución definida.

La duración media de los pasivos del plan de la fecha base 31 de diciembre de 2015 es 29,58 años.

22.2. Otros planes

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

22.3. Activos de los planes de pensión

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

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

Los límites de la asignación de determinados activos de la política de inversión del Plano Petros de Sistema Petrobras, en el período 2016-2020 son los siguientes: 30% a 90% en renta fija, un 6% a un 45% en renta variable, de 2% a 8% en el sector inmobiliario 0% a 15% en préstamos los participantes, 0% a 10% en las inversiones estructuradas y de 0% en una renta variable global. Si bien la asignación limita el Plan Petros 2 para el mismo periodo son: 60% a 90% en renta fija, el 0% a un 20% en renta variable, de 0% a 5% en el sector inmobiliario, de 0% a 15% en los créditos participantes, 0% a 8% en las inversiones estructuradas y de 0% en una renta variable global.

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


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Consolidado

2015 2014

Categoría de activos

Los precios cotizados en

mercados activos

Los precios no se cotizan en

un mercado activo

Total valor razonable %

Total valor razonable %

Renta fija 17.033 4.250 21.283 43 20.493 38 Títulos privados − 620 620 994 Títulos públicos 17.033 − 17.033 15.621 Otras inversiones − 3.630 3.630 3.878

Renta variable 16.826 658 17.484 36 23.067 43 Acciones al contado 16.826 − 16.826 22.108 Otras inversiones − 658 658 959

Las inversiones estructuradas − 3.819 3.819 8 4.252 8 Fondos de Private Equity − 3.490 3.490 3.791 Fondos de Venture Capital − 37 37 53 Fondos de inversión inmobiliaria − 292 292 408

Inmuebles − 4.203 4.203 9 3.814 7 33.859 12.930 46.789 96 51.626 96 Préstamos concedidos a los participantes − 2.074 2.074 4 1.898 4 48.863 100 53.524 100

Al 31 de diciembre de 2015, las inversiones incluyen acciones ordinarias y preferentes de Petrobras por un valor de R$ 256 y de R$ 223, respectivamente, e inmuebles alquilados por la Compañía por un valor de R$ 525.

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

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

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

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

La duración media de los pasivos del plan de la fecha base 31 de diciembre de 2015 es 21,54 años.

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

Se agregaron las informaciones de todos los planes de beneficios una vez que el total de activos y de obligaciones de eses planes de pensión no es significativo.


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


81

2015 2014

Plan de pensión Plan de Salud

Otros planes

Plan de pensión Plan de Salud

Otros planes

Petros Petros 2 Total Petros Petros 2 Total

Movimiento del valor presente de las obligaciones actuariales Obligación actuarial al inicio del ejercicio 73.601 1.441 23.957 443 99.442 65.134 830 16.397 354 82.715 Costo de los intereses : − · Con Término de Compromiso Financiero 1.428 − − − 1.428 1.041 − − − 1.041 · Actuarial 7.926 188 3.065 60 11.239 7.427 106 2.292 45 9.870 Costo del servicio corriente 254 107 148 38 547 137 79 422 25 663 Contribuciones de los empleados 341 − − 1 342 386 − − 1 387 Beneficios pagados, netos de contribuciones de asistidos (4.041) (16) (1.155) (14) (5.226) (2.908) (23) (930) (15) (3.876) Nueva medición: ( Ganancias ) / pérdidas - la experiencia (1.735) 13 (2.544) (12) (4.278) 2.621 373 (824) 16 2.186 Nueva medición: ( Ganancias ) / pérdidas - supuestos demográficos (152) (162) 10 (2) (306) (4.758) (129) (1.781) (13) (6.681) Nueva medición: ( Ganancias ) / pérdidas - Las hipótesis financieras (6.670) (411) 2.888 (33) (4.226) 4.522 206 8.382 14 13.124 Otros − − − 75 75 (1) (1) (1) 16 13

Obligación actuarial al final del ejercicio 70.952 1.160 26.369 556 99.037 73.601 1.441 23.957 443 99.442

Cambios en el valor razonable de los activos del plan Valor razonable de los activos del plan al inicio del ejercicio 52.685 679 − 160 53.524 52.619 546 − 97 53.262 Ingresos por intereses 6.729 88 − 9 6.826 6.724 69 − 8 6.801 Contribuciones pagadas por la patrocinadora (Compañia) 644 − 1.155 18 1.817 579 − 930 12 1.521 Contribuciones pagadas por los participantes 341 − − 1 342 386 − − 1 387 Término de Compromiso Financiero pago por la Compañía 550 − − − 550 478 − − − 478 Beneficios pagados, netos de contribuciones de asistidos (4.041) (16) (1.155) (14) (5.226) (2.908) (23) (930) (15) (3.876) Nueva medición: retorno sobre los activos inferior a los ingresos por intereses (9.141) 132 − (3) (9.012) (5.191) 87 − 9 (5.095) Otros − − − 42 42 (2) − − 48 46

Valor razonable de los activos del plan al final del ejercicio 47.767 883 − 213 48.863 52.685 679 − 160 53.524

Valores reconocidos en el balance general Valor presente de las obligaciones 70.952 1.160 26.369 556 99.037 73.601 1.441 23.957 443 99.442 (- ) Valor razonable de los activos del plan (47.767) (883) − (213) (48.863) (52.685) (679) − (160) (53.524)

Pasivo actuarial neto al 31 de diciembre, 23.185 277 26.369 343 50.174 20.916 762 23.957 283 45.918

Movimiento del pasivo actuarial neto Saldo a 1 de enero 20.916 762 23.957 283 45.918 12.515 284 16.397 257 29.453 (+) Efectos de la nueva medición reconocidos en otros resultados integrales 584 (692) 354 (44) 202 7.576 363 5.777 8 13.724 (+) Costos habidos en el ejercicio 2.879 207 3.213 89 6.388 1.881 116 2.714 62 4.773 (- ) Pago de contribuciones (644) − (1.155) (18) (1.817) (579) − (930) (12) (1.521) (- ) Pagos del Término de Compromiso Financiero (550) − − − (550) (478) − − − (478) Otros − − − 33 33 1 (1) (1) (32) (33)

Saldo al 31 de diciembre 23.185 277 26.369 343 50.174 20.916 762 23.957 283 45.918


b) Componentes del costo por beneficio definido

Consolidado

Plan de Pensión Plan de Salud Otros Planes Total Petros Petros 2 AMS

2015

Costo del servicio 254 107 148 38 547 Intereses sobre pasivos / (activos) netos 2.625 100 3.065 51 5.841 Costo neto en el ejercicio 2.879 207 3.213 89 6.388 Relativos a empleados activos: Absorbidos en el costeo de las actividades 841 105 638 6 1.590 Directamente en el resultado 437 86 406 79 1.008 Relativos a los asistidos 1.601 16 2.169 4 3.790 Costo neto en el ejercicio 2.879 207 3.213 89 6.388 2014

Costo del servicio 137 79 422 25 663 Intereses sobre pasivos / (activos) netos 1.744 37 2.292 37 4.110 Costo neto en el ejercicio 1.881 116 2.714 62 4.773 Relativos a empleados activos: Absorbidos en el costeo de las actividades 602 61 812 − 1.475 Directamente en el resultado 329 50 424 57 860 Relativos a los asistidos 950 5 1.478 5 2.438 Costo neto en el ejercicio 1.881 116 2.714 62 4.773

c) Análisis de sensibilidad

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

Consolidado

Tasa de descuento

Tasa de variación de los costos médicos y

hospitalarios

Pensión Salud Salud

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

Pasivo actuarial (5.830) 6.940 (2.818) 3.426 3.519 (2.947) Coste del servicio y el interés (305) 369 (238) 282 618 (512)


d) Premisas actuariales adoptadas en el cálculo

2015 2014

Tasa de descuento - (Real) 7,33% (1) / 7,28% (2) / 7,32% (3) 6,14% (1) / 6,20% (2) / 6,15% (3) Inflación (IPCA) 6,87% (1) (2) (3) (4) 6,50% (1) (2) (3) (4) Tasa de descuento nominal (Real + inflación) 14,70% (1) / 14,65% (2) / 14,69% (3) 13,04% (1) / 13,10% (2) / 13,05% (3) Tasa de crecimiento de los salarios - Real 1,48% (1) / 2,79% (2) 1,761% (1) / 3,77% (2) Tasa de crecimiento nominal de los salarios (Real + inflación) 8,45% (1) / 9,85% (2) 8,37% (1) / 10,52% (2) Tasa de rotación de los planes de salud 0,753% a.a (5) 0,642% a.a (5) Tasa de rotación de los planes de pensiones Nula Nula Cambio de los gastos médicos y hospitalarios 14,92% a 3,70%a.a (6) 14,47% a 3,00%a.a (6)

Mortalidad EX-PETROS 2013 (ambos sexos) (1) (3)

AT 2000, femenino, suavizado en un 10% (2) EX-PETROS 2013 (ambos sexos) (1) (3)

AT 2000, femenino, suavizado en un 10% (2) Discapacidad TASA 1927 (1) (3)/ Álvaro Vindas (2) TASA 1927 (1) (3) / Álvaro Vindas (2)

Inválida Mortalidad AT 49 Masculino aumentó en un 10% (1) (3)

IAPB 1957 bajo (2) AT 49 Masculino aumentó en un 10% (1) (3)

IAPB 1957 bajo (2) Edad de ingreso en la jubilación Hombre, 57 años/ Mujer, 56 años (7) Hombre, 57 años/ Mujer, 56 años (7) (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 6,87% para 2016, alcanzando el 3,70% en 2030. (6) Tasa decreciente alcanzando los próximos 30 años las expectativas de inflación a largo plazo proyectados. Se refiere únicamente a la tarifa del patrocinador Petrobras. (7) Excepto para el Plan Petros 2, al que se aplicó la elegibilidad bajo las normas del Regime Geral de Previdência Social (RGPS), y normas del plan.

e) Perfil de vencimientos de la obligación

Consolidado

2015

Plan de Pensión Plan de Salud Otros Planes Total Petros Petros 2 AMS

Hasta 1 año 5.005 58 1.116 9 6.188 1 a 2 años 4.832 59 1.148 8 6.047 2 a 3 años 4.666 60 1.189 6 5.921 3 a 4 años 4.491 59 1.221 6 5.777 Más de 4 años 51.958 924 21.695 527 75.104 Total 70.952 1.160 26.369 556 99.037

22.6. Otros planes de contribución definida

Petrobras, por medio de sus controladas en Brasil y en el exterior, también patrocina otros planes de jubilación de contribución definida para los empleados. Las contribuciones pagadas en el ejercicio de 2015, reconocidas en el resultado, ascendieron a R$ 25.

22.7. Participación en las ganancias o resultados

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


84

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

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

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

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

PLR del año 2014

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

PLR del año 2015

Para el 31 de diciembre de 2015, no hubo lucro, y las metas establecidas por la Administración no fueron alcanzadas, principalmente por el resultado de los indicadores de Costo Unitario de Extracción sin Participación Gubernamental – Brasil, y de Carga Procesada - Brasil.

De este modo, no hay provisión para pago de participación en el resultado referente al ejercicio de 2015.

22.8. Plan de Incentivo al Retiro Voluntario

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

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

En el período comprendido entre el 30 de noviembre de 2015 hasta 18 de diciembre de 2015, Petrobras permitió empleados que habían renunciado o empleados excluidos del PIDV 2014, a revalidar su inscripción en PIDV 2014, sobre una base voluntaria, y alcanzó el número de 374 revalidaciones.

El 13 de octubre de 2015, Petrobras Distribuidora S.A. una subsidiaria de Petrobras, implementó un nuevo Plan de Incentivo al Retiro Voluntario (PIDV BR 2015), con el fin de ajustar el efectivo de la Compañía y de hacerlas compatibles con las expectativas de los empleados. El plazo de inscripción para el PIDV terminó el 30 de diciembre de 2015 y llegó a 345 inscriptos. Al 31 de diciembre de 2015, Petrobras Distribuidora reconoció la estimativa de desembolso con incentivos financieros por un monto de R$ 92.

Hasta el mes de diciembre de 2015, la Compañía registró 6.554 desvinculaciones y 249 renuncias del PIDV de 2014, cuyos cambios en la provisión se muestran a continuación:


85

Consolidado

Saldo al 31 de diciembre de 2014 1.035 Revisión de la provisión (*) 326 Uso por desconexiones (676) Nuevas inscripciones en el PIDV BR 2015 92 Saldo al 31 de diciembre de 2015 777 Corriente 606 No corriente 171 (*) Incluye revalidación de inscripciones en PIDV 2014, a los empleados que abandonaron el plan, aumento de sueldos y actualización del piso y del techo por el IPCA.

23. Patrimonio neto

23.1. Capital social realizado

Al 31 de diciembre de 2015, el capital suscripto e integrado por un valor de R$ 205.432 está representado por 7.442.454.142 acciones ordinarias y 5.602.042.788 acciones preferidas, todas nominales, escriturales y sin valor nominal.

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

23.2. Transacciones de capital

a) Gastos con emisión de acciones

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

b) Cambio de participación en controladas

Diferencias entre el monto pagado y el valor contable resultante de los cambios en las participaciones en entidades controladas, que no resulten a una pérdida de control, teniendo en cuenta que se tratan de transacciones de capital, es decir, transacciones con los accionistas, en la calidad de propietarios. Los principales cambios en la participación en subsidiarias se exponen en la nota 11.

23.3. Reservas de ganancias

a) Reserva legal

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

b) Reserva estatutaria

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


86

c) Reserva de incentivos fiscales

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

En los años 2014 y 2015, la parcela del resultado referente al subsidio de las inversiones dentro de las Superintendências de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) y Amazônia (SUDAM) no fue destinada a la reserva de incentivos fiscales debido a la ausencia de lucro. Sin embargo, la constitución de reserva de incentivos con esta parcela ocurrirá en períodos siguientes, en conformidad con la Ley 12.973 / 14, Capítulo I.

El importe acumulado referente al subsidio de las inversiones relativas a los resultados de los ejercicios de 2014 y 2015 que se utilizará para la constitución reserva de incentivos fiscales es R$ 50, siendo R$ 25 para cada uno de eses ejercicios.

d) Reserva de retención de ganancias

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

En 31 de diciembre de 2015, el saldo de las pérdidas acumuladas obligatoriamente será absorbido por la reserva de retención de ganancias, en el valor de R$ 34.826.

23.4. Otros resultados integrales

En 2015, fueron reconocidos como otros resultados integrales, principalmente, los siguientes efectos:

- ajuste acumulado de conversión, el monto de R$ 24.545, derivado de la conversión de los estados financieros de controladas en el extranjero con moneda funcional diferente del real;

- hedge de flujo de efectivo de exportación, el patrimonio neto fue reducido en el período en R$ 40.690 neto de impuestos, totalizando al 31 de diciembre de 2015 el valor de R$ 58.291 neto de impuestos, conforme nota explicativa 33;

- resultado de participación en otros resultados integrales de participadas por el monto de R$ 2.864.

23.5. Dividendos

El Estatuto Social determina que los accionistas tendrán derecho, en cada ejercicio, a los dividendos, que no podrán ser inferiores al 25% de la ganancia neta ajustada, de acuerdo con la Ley de Sociedades por Acciones, prorrateado por las acciones en que se dividir el capital de Compañía. Una vez que la Compañía proponga remuneración a los accionistas, las acciones preferidas tienen prioridad en el recibo de los dividendos, por un mínimo del 3% del valor del patrimonio neto de la acción, o del 5% calculado sobre la parte del capital representada por esa especie de acciones, prevaleciendo siempre el mayor, participando en igualdad con las acciones ordinarias en los aumentos de capital resultantes de la incorporación de reservas y ganancias.

Para los ejercicios de 2015 y 2014, teniendo en cuenta la falta de ganancia, no hay dividendo ni intereses sobre el capital propio propuestos por el Consejo de Administración.


87

23.6. Resultado por acción


2015 2014 2015 2014

Pérdida atribuible a los accionistas de Petrobras (34.836) (21.587) (34.836) (21.692) Promedio ponderado de la cantidad de acciones ordinarias y preferidas en circulación 13.044.496.930 13.044.496.930 13.044.496.930 13.044.496.930

Pérdida básica y diluida por acción ordinaria y preferida (R$ por acción) (2,67) (1,65) (2,67) (1,66)

24. Ingresos de ventas


2015 2014 2015 2014

Ingresos brutos de ventas 401.320 408.631 328.747 336.103 Cargas de ventas (79.682) (71.371) (77.724) (66.535) Ingresos de ventas (*) 321.638 337.260 251.023 269.568 Diesel 100.804 100.023 87.559 90.493 Gasolina 53.903 55.706 42.344 45.931 Combustible de aviación 11.003 13.059 11.718 14.265 GLP 9.585 8.750 8.042 7.404 Nafta 8.487 13.188 8.487 13.188 Oleo combustible (incluye bunker) 7.414 10.237 5.951 9.136 Otros productos derivados del petróleo 11.409 13.543 10.332 12.131 Subtotal de productos derivados del petróleo 202.605 214.506 174.433 192.548 Gas natural 19.405 18.878 18.815 18.312 Etanol, nitrogenados y renovables 12.872 9.111 9.681 7.706 Electricidad, servicios y otros 15.916 19.683 19.249 18.745 Mercado nacional 250.798 262.178 222.178 237.311 Exportaciones 32.179 32.633 28.845 32.257 Ventas en el exterior (**) 38.661 42.449 − − Mercado extranjero 70.840 75.082 28.845 32.257 Ingresos de ventas (*) 321.638 337.260 251.023 269.568 (*) Ingresos de ventas por segmentos de negocio se presentan en la nota explicativa 29. (**) Ingresos por ventas en el exterior a excepción de las exportaciones.


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25. Otros gastos, netos


2015 2014 2015 2014

(Pérdidas) / Ganancias con procesos judiciales, administrativos y arbitrales (5.583) (480) (4.708) (817) Paradas no programadas y gastos pre-operativos (4.156) (2.565) (4.113) (2.363) Planes de pensión y salud (inactivos) (3.790) (2.438) (3.619) (2.316) Resultado con enajenación/baja de activos (1.860) (133) (2.042) (3.673) Relaciones institucionales y proyectos culturales (1.401) (1.742) (1.165) (1.504) Pérdidas con multas (*) (1.206) (447) (1.175) (427) Regreso de campos y proyectos cancelados de E&P (1.033) (610) (1.033) (610) Revisión con estimación de abandono (550) (1.128) (550) (1.128) Gastos con el Plan de Incentivo al Retiro Voluntario - PIDV (417) (2.443) (326) (2.285) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (314) (336) (306) (323) Gastos con provisión para cancelación de contratos (148) − (148) − Acuerdos Colectivos de Trabajo − (1.002) − (883) Subvenciones y asistencias gubernamentales 62 139 50 54 Resarcimiento de gastos adicionales capitalizados indebidamente 230 − 230 − Gastos /Resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P 1.863 855 1.863 855 Otros (335) 123 (505) (16) (18.638) (12.207) (17.547) (15.436) (*) Valores divulgados en la rúbrica Otros en 2014.


89

26. Costos y Gastos por naturaleza


2015 2014 2015 2014

Materia prima y productos para la reventa (94.453) (136.809) (67.401) (108.578) Materiales, servicios, fletes, alquileres y otros (69.855) (56.427) (65.788) (49.520) Reversión / Constitución de "impairment" (47.676) (44.636) (33.468) (34.814) Depreciación, agotamiento y amortización (38.574) (30.677) (28.039) (22.518) Gastos con personal (29.732) (31.029) (23.618) (25.422) Participación gubernamental (19.812) (31.589) (18.734) (30.441) Gastos tributarios (9.238) (1.801) (7.730) (1.045) (Pérdidas) / Ganancias con procesos judiciales, administrativos y arbitrales (5.583) (480) (4.708) (817) Proyectos sin viabilidad económica (incluyendo pozos secos y bonos de firma) (4.921) (5.048) (3.784) (4.828) Paradas no programadas y gastos pre-operativos (4.156) (2.565) (4.113) (2.363) Pérdidas en créditos de liquidación dudosa (3.641) (5.555) (669) (4.401) Resultado con enajenación/baja de activos (1.860) (133) (2.042) (3.673) Variación de los inventarios (1.460) (2.868) (507) (3.035) Relaciones institucionales y proyectos culturales (1.401) (1.742) (1.165) (1.504) Regreso de campos y proyectos cancelados de E&P (1.033) (610) (1.033) (610) Revisión con estimación de abandono (550) (1.128) (550) (1.128) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (314) (336) (306) (323) Bajas de Gastos Adicionales Capitalizados Indebidamente − (6.194) − (4.788) Resarcimiento de gastos adicionales capitalizados indebidamente 230 − 230 − (334.029) (359.627) (263.425) (299.808) Estado de Resultados Costo de ventas (223.062) (256.823) (174.717) (208.174) Gastos de ventas (15.893) (15.974) (15.130) (17.430) Gastos de administración y generales (11.031) (11.223) (7.561) (7.983) Gastos de exploración (6.467) (7.135) (5.261) (6.720) Gastos con investigación y desarrollo (2.024) (2.589) (2.011) (2.562) Gastos tributarios (9.238) (1.801) (7.730) (1.045) Reversión / Constitución de "impairment" (47.676) (44.636) (33.468) (34.814) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente − (6.194) − (4.788) Otros gastos, netos (18.638) (12.207) (17.547) (15.436) Participación en las ganancias o resultados − (1.045) − (856) (334.029) (359.627) (263.425) (299.808)

27. Resultado financiero, neto


2015 2014 2015 2014

Intereses y gastos con endeudamiento (22.935) (15.817) (19.903) (12.689) Variaciones cambiarias y monetarias s/endeudamiento neto (*) (12.775) (1.420) (11.268) (2.638) Ingresos provenientes de inversiones financieras y títulos públicos 2.315 2.364 1.207 1.798 Resultado financiero sobre endeudamiento neto (33.395) (14.873) (29.964) (13.529) Cargas financieras capitalizadas 5.860 8.450 4.785 7.812 Ingresos (gastos) sobre instrumentos derivativos 986 837 (74) (291) Resultados provenientes de activos financieros 77 (94) 906 845 Otras variaciones cambiarias y monetarias netas 1.341 2.174 652 1.428 Otros gastos e ingresos financieros netos (2.910) (394) (2.492) (2) Resultado financiero neto (28.041) (3.900) (26.187) (3.737)

Ingresos 4.867 4.634 3.303 3.312 Gastos (21.545) (9.255) (18.951) (5.804) Variaciones cambiarias y monetarias, netas (11.363) 721 (10.539) (1.245)

(28.041) (3.900) (26.187) (3.737) (*) Incluye variación monetaria sobre financiaciones en moneda nacional parametrizada a la variación del dólar estadounidense. (**) Incluye, en 2015, R$ 2.749 (R$ 2.694 en la controlante) de gastos financieros por la adopción del REFIS, Programa de Amnistías Estatales y PRORELIT, como se describe en la nota 21.


90

28. Informaciones complementarias al estado de flujo de efectivo


2015 2014 2015 2014

Valores pagados / recibidos durante el período Impuesto a las ganancias y contribución social 1.794 1.987 4 5 Impuesto a las ganancias retenido en la fuente de terceros 3.355 4.323 2.696 3.770 Transacciones de inversiones y financiaciones que no envuelven efectivo Adquisición de propiedad, planta y equipo en crédito 591 312 − − Contrato con transferencia de beneficios, riesgos y controles de bienes − − 374 − Constitución (reversión) de la provisión para desmantelamiento de áreas 15.932 5.096 16.511 5.316 Uso de depósitos judiciales y créditos fiscales para el pago de contingencia 3.634 375 3.583 359


91

29. Informaciones por segmento

Las actividades en el exterior de exploración y producción de petróleo y gas, refinación, petroquímica, gas y energía y distribución, cuya gestión pertenecían al antiguo Directorio Internacional fueron reasignados a la gestión de las áreas relacionadas de negocio en Brasil, para garantizar las características de estas actividades.

Para fines de comparación y evaluación, los valores presentados en los activos consolidados el 31 de diciembre de 2014 y estado de resultados del año 2014 se han ajustado para el modelo de negocio actual.

Activo Consolidado por área de negocio - 31.12.2015

E&P Abastecimient

o Gas & Energía Biocombusti-

bles Distribución Corporativo Eliminación Total

Corriente 14.215 35.247 10.398 176 8.979 112.715 (12.149) 169.581 No corriente 469.181 142.384 65.625 1.709 11.609 41.350 (1.304) 730.554

Realizable a largo plazo 25.250 9.309 5.303 12 3.355 32.792 (1.142) 74.879 Inversiones 7.054 3.431 1.781 1.339 134 33 − 13.772 Propiedades, planta y equipo 428.447 128.982 57.300 358 7.296 7.610 (162) 629.831 En operación 310.761 112.470 47.611 317 6.175 5.798 (162) 482.970 En construcción 117.686 16.512 9.689 41 1.121 1.812 − 146.861 Activos intangibles 8.430 662 1.241 − 824 915 − 12.072

Activo 483.396 177.631 76.023 1.885 20.588 154.065 (13.453) 900.135

Activo Consolidado por área de negocio - 31.12.2014

E&P Abastecimient



Corriente 17.864 41.147 11.114 173 10.323 64.293 (9.892) 135.023 No corriente 410.146 148.707 65.491 2.774 11.354 24.985 (5.105) 658.352

Realizable a largo plazo 22.112 9.607 3.780 8 3.349 16.185 (4.938) 50.104 Inversiones 6.030 4.876 1.658 2.221 111 386 − 15.282 Propiedades, planta y equipo 373.412 133.533 59.068 545 7.134 7.465 (167) 580.990 En operación 271.293 109.910 47.741 502 5.462 5.622 (167) 440.363 En construcción 102.119 23.623 11.327 43 1.672 1.843 − 140.627 Activos intangibles 8.591 690 986 − 760 949 − 11.976

Activo 428.010 189.854 76.606 2.947 21.677 89.278 (14.997) 793.375

− − − − − − − −


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Estado consolidado del resultado por Área de Negocio – 31.12.2015 (*)

31.12.2015

E&P Abastecimient



Ingresos de ventas 117.098 245.613 43.185 769 110.030 − (195.057) 321.638

Intersegmentos 112.071 73.635 6.827 716 1.808 − (195.057) − Terceros 5.027 171.978 36.358 53 108.222 − − 321.638 Costo de ventas (82.908) (199.596) (34.490) (846) (101.623) − 196.401 (223.062)

Ganancia bruta 34.190 46.017 8.695 (77) 8.407 − 1.344 98.576 Gastos (52.128) (20.579) (7.878) (346) (9.656) (21.076) 696 (110.967) Gastos de ventas, generales y de administración (2.128) (8.112) (2.752) (102) (8.204) (6.330) 704 (26.924) Gastos de exploración (6.467) − − − − − − (6.467) Gastos con investigación y desarrollo (499) (386) (169) (30) (4) (936) − (2.024) Gastos tributarios (552) (2.488) (1.295) (6) (244) (4.653) − (9.238) Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) (38.292) (6.399) (2.507) (181) (297) − − (47.676) Otros ingresos y gastos operativos, netos (4.190) (3.194) (1.155) (27) (907) (9.157) (8) (18.638)

Ganancia (Pérdida) neta antes del resultado financiero, participación e impuestos (17.938) 25.438 817 (423) (1.249) (21.076) 2.040 (12.391) Resultado financiero neto − − − − − (28.041) − (28.041) Resultado de participaciones en inversiones (1.145) 1.192 403 (687) 31 (591) − (797)

Ganancia (Pérdida) neta antes de los impuestos a las ganancias (19.083) 26.630 1.220 (1.110) (1.218) (49.708) 2.040 (41.229) Impuestos sobre las ganancias 6.099 (8.649) (277) 144 425 9.010 (694) 6.058

Ganancia (Pérdida) neta (12.984) 17.981 943 (966) (793) (40.698) 1.346 (35.171)

Atribuible a: Accionistas de Petrobras (12.963) 18.034 423 (966) (798) (39.912) 1.346 (34.836) Accionistas no controlantes (21) (53) 520 − 5 (786) − (335)

(12.984) 17.981 943 (966) (793) (40.698) 1.346 (35.171)

(*) La lista de las empresas por segmento de negocio se muestra en la Nota 11.1 7


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Estado consolidado por resultado de Área de Negocio – 31.12.2014

31.12.2014

E&P Abastecimient



Ingresos de ventas 160.706 268.539 43.213 624 110.178 − (246.000) 337.260

Intersegmentos 155.380 83.319 4.088 560 2.653 − (246.000) − Terceros 5.326 185.220 39.125 64 107.525 − − 337.260 Costo de ventas (87.475) (277.281) (36.853) (728) (101.680) − 247.194 (256.823)

Ganancia bruta 73.231 (8.742) 6.360 (104) 8.498 − 1.194 80.437 Gastos (22.903) (50.034) (7.839) (158) (6.411) (14.943) 529 (101.759) Gastos de ventas, generales y de administración (1.479) (6.686) (6.041) (118) (5.944) (7.467) 538 (27.197) Gastos de exploración (7.135) − − − − − − (7.135) Gastos con investigación y desarrollo (1.290) (452) (199) (32) (4) (612) − (2.589) Gastos tributarios (176) (276) (322) (2) (79) (946) − (1.801) Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) (10.094) (34.297) (245) − − − − (44.636) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente (1.975) (3.438) (654) − (26) (101) − (6.194) Otros ingresos y gastos operativos, netos (754) (4.885) (378) (6) (358) (5.817) (9) (12.207)

Ganancia (Pérdida) neta antes del resultado financiero, participación e impuestos 50.328 (58.776) (1.479) (262) 2.087 (14.943) 1.723 (21.322) Resultado financiero neto − − − − − (3.900) − (3.900) Resultado de participaciones en inversiones (233) 301 492 (124) 11 4 − 451 Participación en las utilidades o resultados (366) (298) (48) (2) (60) (271) − (1.045)

Ganancia (Pérdida) neta antes de los impuestos a las ganancias 49.729 (58.773) (1.035) (388) 2.038 (19.110) 1.723 (25.816) Impuestos sobre las ganancias (17.659) 18.917 297 90 (698) 3.531 (586) 3.892

Ganancia (Pérdida) neta 32.070 (39.856) (738) (298) 1.340 (15.579) 1.137 (21.924)

Atribuible a: Accionistas de Petrobras 32.008 (39.836) (785) (298) 1.339 (15.152) 1.137 (21.587) Accionistas no controlantes 62 (20) 47 − 1 (427) − (337)

32.070 (39.856) (738) (298) 1.340 (15.579) 1.137 (21.924)

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Estado consolidado por Área de negocio Internacional

Informaciones sobre las actividades en el Exterior - 2015

E&P Abastecimient

o Gas & Energía Distribución

Activos 31.683 5.459 1.577 3.057 Estado del resultado Ingresos de ventas 6.175 15.340 1.849 13.714 Intersegmentos 3.224 6.890 109 5 Terceros 2.951 8.450 1.740 13.709 Ganancia bruta 1.866 607 333 1.207 Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos (2.680) (287) 247 254 Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (3.562) (246) 354 220 Informaciones sobre las actividades en el Exterior - 2014

E&P Abastecimient

o Gas & Energía Distribución

Activos 25.557 4.944 1.255 2.497 Estado del resultado Ingresos de ventas 7.022 17.313 1.151 12.168 Intersegmentos 2.903 3.584 79 5 Terceros 4.119 13.729 1.072 12.163 Ganancia bruta 1.969 (668) 219 934 Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos 147 (1.403) 167 222 Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (1.395) (1.210) 213 182


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30. Procesos judiciales y contingencias

30.1. Procesos judiciales provisionados

La Compañía realiza provisiones por un monto suficiente para cubrir las pérdidas consideradas probables y razonablemente estimables. Las principales acciones son relativas a:

- Procesos laborales, con destaque la revisión de la metodología de cálculo del complemento de remuneración mínima por nivel y régimen de trabajo, y diferencias de cálculo del descanso semanal remunerado;

- Procesos fiscales, incluyendo la no ratificación de compensaciones de impuestos federales y las demandas relativas al pago del ICMS sobre las ventas de queroseno de aviación;

- Procesos civiles referentes a pérdidas y daños por la anulación de la operación de cesión de crédito premio de IPI, y el cobro de royalties sobre la actividad de extracción de esquisto; y

- Proceso ambiental, referente a indemnización a los pescadores por el derramamiento de petróleo en Río de Janeiro, en enero de 2000.

Los montos de las provisiones son los siguientes:


Pasivo no corriente 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Laborales 3.323 1.904 2.998 1.668 Fiscales 3.087 276 2.323 121 Civiles 2.069 1.770 1.768 1.490 Ambientales 282 105 193 59 Otros 15 36 − 8.776 4.091 7.282 3.338

Saldo Inicial 4.091 2.918 3.338 2.280 Adición 5.294 1.775 4.368 1.494 Utilización (989) (740) (764) (581) Actualización de intereses 346 155 340 145 Otros 34 (17) − −

Saldo Final 8.776 4.091 7.282 3.338

30.2. Depósitos judiciales

Los depósitos judiciales se presentan de acuerdo con la naturaleza de las correspondientes causas:


Activo no corriente 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Fiscales 4.076 2.671 3.352 1.872 Civiles 2.693 1.760 2.540 1.618 Laborales 2.670 2.464 2.417 2.232 Ambientales 305 213 281 205 Otros 14 16 − − 9.758 7.124 8.590 5.927


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30.3. Procesos judiciales no provisionados

Los procedimientos judiciales que constituyen obligaciones presentes cuya salida de recursos no es probable o que no pueda haber una estimativa suficientemente fiable del valor de la obligación, así como aquellos que no constituyen obligaciones presentes, no son reconocidos, sin embargo son divulgados, a menos que sea remota la posibilidad de salida de recursos.

Los pasivos contingentes estimados para los procedimientos judiciales el 31 de diciembre de 2015, para los cuales la posibilidad de pérdida es considerada posible, son presentados en la siguiente tabla:

Consolidado

Naturaleza Fiscales 114.318 Laborales 22.071 Civiles - Generales 19.952 Civiles - Ambientales 5.748 Otros 7 162.096

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


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Descripción de los procesos de naturaleza fiscal Estimativa

Actor: Secretaría de Hacienda Federal de Brasil 1) Incidencia del Impuesto sobre la Renta Retenido en la Fuente - IRRF y Contribución de Intervención en el Dominio Económico - CIDE sobre las remesas para el pago de fletes de embarcaciones. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales. 32.238 2) Deducción inmediata de la base de cálculo del IRPJ y CSLL de gastos con desarrollo de la producción de petróleo e los ejercicios de 2008 y 2009. Situación actual: Aguardando juicio de defensa y de recurso administrativo. 11.800 3) Pedidos de compensación de tributos federales no homologados por la Hacienda Federal. Situación actual: Aguardando juicio de defensa y de recurso administrativo. 9.817 4) Deducción de la base de cálculo de IRPJ y CSLL de los valores pagos al Plan Petros, así como de gastos diversos efectuados en 2007 y 2008 en relación con los beneficios de los empleados y Petros. Situación actual: Aguardando juicio de defensa y de recurso en las instancias administrativa y judicial. 7.481 5) Ganancias de controladas y asociadas domiciliadas en el exterior, en los ejercicios de 2005 a 2010, no añadidas en la base de cálculo de IRPJ y CSLL. Situación actual: Aguardando juicio de defensa y de recurso administrativo. 6.579 6) Incidencia de contribuciones a la seguridad social en el pago de abono y gratificación contingente a los empleados. Situación actual: Aguardando juicio de defensa y de recurso en la instancia administrativa. 2.376 7) Cobranza del CIDE-Combustibles en el período de marzo de 2002 hasta octubre de 2003 en transacciones con distribuidoras y puestos de combustibles detentores de mandatos judiciales que determinaron las ventas sin repase del referido impuesto. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en fase judicial. 2.017 Actor: Secretaría de Hacienda del Estado de São Paulo 8) Cobranza de multa por supuesto incumplimiento de obligación accesoria cuando del traslado de la sonda para el bloque exploratorio y el regreso de esta embarcación, así como de VAT (ICMS) derivado del no encuadramiento del régimen aduanero de admisión temporaria por el hecho del o despacho de la sonda haber sido realizado en Niteroi/RJ y no en el estado de SP. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en fase judicial. 5.161 9) Diferimiento de ICMS en las ventas de Biodiesel B100, así como por el uso de tasa de ICMS (7%) en transacciones interestaduales de ventas de Biodiesel B100 con los Estados de la región Centro-Oeste, Norte, Noreste de Brasil, y con el Estado de Espírito Santo. Situación actual: La cuestión envuelve proceso en fase administrativa. 2.416 Actor: Secretaría de Hacienda de los Estados de PR, AM, BA, ES, PA, PE y PB 10) Incidencia de ICMS sobre diferencias en la medición inicial y final de los inventarios, en las ventas de petróleo y gas. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales. 1.108 Actor: Secretaría de Hacienda de RJ, MG e BA. 11) Exigencia de ICMS en operaciones de salida de Gas Natural Licuado - GNL e C5+ con emisión de documento fiscal no acepto por la autoridad fiscal, así como cuestionamiento del derecho de aprovechar el crédito. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales. 3.794 12) Cobranza de diferencias de alícuotas de ICMS en operaciones de venta de queroseno de aviación para empresas aéreas em el mercado interno. Situación actual: Aguardando juicio de defensa y de recurso en la instancia administrativa. 3.709 13) Crédito del ICMS no revertido debido a salidas exentas o libres de impuestos, promovidas por terceros en las operaciones subsecuentes. Situación actual: La cuestión implica dos liquidaciones de impuestos que están en la instancia administrativa, todavía sin decisión en primera instancia. 2.042 Actor: Secretaria de Hacienda de los Estados do RJ, SP, ES e BA. 14) Apropiación de crédito de ICMS sobre adquisiciones de mercancías que, en el entendimiento de la fiscalización, no configurarían bienes del activo de propiedad, planta y equipo. Situación actual: Hay actuaciones elaboradas por los Estados, siendo algunas discutidas aún em la esfera administrativa, y otras em la esfera judicial. 1.272 Actor: Municipalidades de Anchieta, Aracruz, Guarapari, Itapemirim, Mataraízes, Linhares, Vila Velha y Vitória. 15) Cobranza de impuesto incidente sobre servicios prestados en aguas marítimas (ISSQN) por algunos municipios localizados en el Estado de Espírito Santo, con el argumento que el servicio fuera prestado en sus "respectivos territorios marítimos". Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales. 2.725 Actor: Secretaría de Hacienda de los Estados de SP, RS y SC 16) Cobranza de ICMS sobre las importaciones de gas natural provenientes de Bolivia para el Estado de MS, bajo la excusa de que estos estados eran los destinatarios finales (consumidores) del gas importado. Situación actual: La cuestión implica procesos en los procedimientos judiciales y administrativos, así como tres demandas civiles originarias pendientes en el Supremo Tribunal Federal. 2.551 Actor: Secretarías de Hacienda de los Estados de RJ, SP, SE y BA. 17) No recaudación de los 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 administrativas y judiciales. 1.271 Actor: Secretaría de Hacienda de los Estados de São Paulo, Ceará, Paraíba, Rio de Janeiro, Bahia y Pará 18) Cobranza y crédito de ICMS en operaciones de consumo interno, de óleo bunker y de óleo diesel marítimo destinados a embarcaciones fletadas. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales. 1.206 Actor: Secretaría de Hacienda de lo Estado de Pernambuco 19) Cobranza de ICMS sobre ventas interestaduales de gas natural con destino a las distribuidoras ubicadas en su Estado. La fiscalización entiende que las operaciones serian de transferencia, una vez que las actividades realizadas en el "city-gate" son de industrialización, caracterizando como un establecimiento y consecuentemente exigiendo la diferencia entre el impuesto incidente en la operación de venta y


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de transferencia. Situación actual: Hay actuaciones tributarias emitidas por el Estado de PE, una en nivel administrativo, y otras en nivel judicial. 1.406 20) Otros procesos de naturaleza fiscal 13.349 Total de procesos de naturaleza fiscal 114.318

Descripción de los procesos de naturaleza civil Estimativa

Actor: Agencia Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP 1) Proceso administrativo que discute la diferencia de participación especial y royalties en varios campos. También incluye la discusión de multas impuestas por la ANP por supuesto incumplimiento del programa exploratorio mínimo e irregularidades en los sistemas de medición de plataformas. Situación actual: Las cuestiones envuelven procesos en diversas fases administrativas y judiciales. 4.866 2) Proceso que discute la determinación de ANP de: unificar los campos de Lula y Cernambi, en el consorcio BM-S-11; unificar los campos de Baúna y Piracaba; unificar las concesiones Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Franca, Cachalote, Caxaréu, Jubarte y Pirambu en el Parque das Baleias, generando reflejos en el pago de las participaciones especiales (PE). Situación actual: Las cuestiones envuelven procesos judiciales y arbitrajes. Por fuerza de decisiones judiciales, los arbitrajes están suspendidos. En el caso de los campos de Lula y Cernambi, los valores de las supuestas diferencias de participaciones gubernamentales fueron depositados judicialmente, sin embargo con la casación de la liminar favorable, actualmente las diferencias han sido pagas directamente a ANP, hasta que sea reformada la decisión judicial correspondiente. En el caso de los campos de Baúna y Piracaba, por fuerza de decisión liminar concedida por el Judiciario, PETROBRAS deposita el monto controvertido de las PGs en juicio. En el caso de la unificación de los Campos de Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Franca, Cachalote, Caxaréu, Jubarte y Pirambu por fuerza de decisiones judiciales y del propio tribunal arbitral, la cobranza de las supuestas diferencias de PE está suspendida. 4.764 Actor: Refinaria de Petróleo de Manguinhos S.A. 3) Acción de indemnización en que busca resarcimiento por los daños causados por una conducta anticompetitiva alegada en la venta de gasolina y derivados (Diesel y GLP) en el mercado interno. Situación actual: La cuestión implica procesos en los procedimientos judiciales, donde la compañía fue condenado en primera instancia. La Compañía ha buscado garantizar sus derechos, dado que el CADE ha examinado la cuestión y decidido por la ausencia de la conducta anticompetitiva de Petrobras. 1.605 Actor: Vantage Deepwater Company e Vantage Deepwater Drilling Inc 4) Arbitraje en los Estados Unidos acerca de la terminación unilateral del contrato de servicios de perforación vinculado al buque sonda Titanium Explorer. Situación actual: El proceso se encuentra en fase de conocimiento, donde la Compañía busca sus derechos presentando documentos para demostrar que el autor no ha cumplido con sus obligaciones contractuales. 1.562 5) Procesos diversos de naturaleza civil 7.155 Total de los procesos de naturaleza civil 19.952 .

Descripción de los procesos de naturaleza laboral Estimativa

Actores: Sindipetro de ES, RJ, BA, MG, SP, PE, RN, PR, SC e RS. 1) Acciones colectivas que requieren la revisión de la metodología de cálculo del complemento de la Remuneración Mínima por Nivel y Régimen (RMNR). Situación actual: La Compañía presentó ante el Tribunal Superior del Trabajo el acuerdo de negociación colectiva de naturaleza jurídica en que, el 19 de octubre de 2015, fue juzgado procedente el pedido de Petrobras y encaminado al Tribunal Pleno para uniformización del entendimiento de la materia en el ámbito del TST. 11.547 Actores: Sindipetro del Norte Fluminense y Sindipetro de Bahia 2) Acciones de Clase con el fin de obtener diferencias salariales derivadas del cambio en el método de cálculo de las horas extraordinarias en las reflexiones de descanso semanal remunerado, la observación más alta que establece la Ley No. 605/49. Situación actual: En el proceso que se refiere a Sindipetro /BA, Petrobras interpuso recurso y aguarda el juicio por el Tribunal Superior del Trabajo. En el caso en que es el autor Sindipetro /NF, la Compañia ha propuesto Acción de Rescisión procesada en TST, cuyo mérito todavía no fue juzgado. 1.263 Actores: Sindicato de los Petroleiros del Norte Fluminense – SINDIPETRO/NF 3) El actor tiene como objetivo condenar PETROBRAS a pagar como extraordinarias las horas de trabajo que superan el límite diario de 12 horas de trabajo efectivo en el sistema de guardia. También tiene la intención de obligar PETROBRAS a cumplir con el límite de 12 horas de trabajo efectivo en el sistema de guardia, sujeto a una multa diaria. Situación actual: La Compañía presentó ante el Tribunal Superior del Trabajo para juicio de los recursos interpuestos por las partes. 1.105 4) Otros procesos de naturaleza laboral 8.156 Total de los procesos de naturaleza laboral 22.071 (*) Algunas acciones que estaban presentadas como "procesos diversos" fueron incluidas, además de la revisión de estimativa y expectativa.


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Descripción de los procesos de naturaleza ambiental Estimativa

Actor: Ministério Público Federal, Ministério Público Estadual do Paraná, AMAR - Associação de Defesa do Meio Ambiente de Araucária e IAP - Instituto Ambiental do Paraná 1) Proceso judicial que discute obligación de hacer indemnización pecuniaria y daño moral referente al accidente ambiental ocurrido en el Estado de Paraná el 16/07/2000. Situación actual: Procesos sostenidos en parte por juicio contra el que los autores y la Compañía, parte demandada, interpusieron recursos. 2.388 Actores: Instituto Brasileiro de Meio Ambiente - IBAMA y Ministério Público Federal. 2) Procesos administrativos derivados de multas ambientales relacionadas a operación Upstream, impugnadas por haber divergencia cuanto a interpretación y aplicación de normas por IBAMA, así como una Acción Civil Pública movida por MPF por supuesto daño ambiental, en virtud del hundimiento accidental de la plataforma P-36. Situación actual: Aguardando juicio de defensa y recurso en la esfera administrativa cuanto a las multas. Cuanto a la acción civil pública, Petrobras recurrió de la sentencia que fue desfavorable en el juicio de primer grado, y acompaña el trámite del recurso que será juzgado por el Tribunal Regional Federal. 1.057 3) Otros procesos de naturaleza ambiental 2.303 Total de los procesos de naturaleza ambiental 5.748

30.4. 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 for the Southern District of New York). Estas acciones fueron consolidadas el 17 de febrero 2015 (“Acción Colectiva Consolidada”). El Tribunal nombró a un demandante líder, Universities Superannuation Scheme Limited (“USS”), el 4 de marzo de 2015, que presentó petición inicial consolidada el 27 de marzo 2015, pretendiendo representar inversores que:

h) han comprado valores mobiliarios de Petrobras cotizados en la Bolsa de Valores de Nueva York, o por medio de otras transacciones ocurridas en los Estados Unidos de América, entre el 22 de enero de 2010 y el 19 de marzo 2015 (el “Período de la Clase”) y que han sufrido pérdidas;

i) han comprado Notes emitidas en 2012, de acuerdo con el registro de Petrobras para emisión de valores mobiliarios en el mercado americano actualizado en 2009, o las Notes emitidas en 2013 o 2014, de acuerdo con el registro de Petrobras para emisión de valores mobiliarios en el mercado americano actualizado en 2012, durante el Período de la Clase y que sufrieran pérdidas;

j) han comprado valores mobiliarios de Petrobras en Brasil durante el Período de la Clase, y que también han comprado valores mobiliarios de Petrobras cotizados en la Bolsa de Valores de Nueva York, o por medio de otras transacciones ocurridas en los Estados Unidos de América, en el mismo período.

El demandante líder de la acción activa consolidada alega que la Compañía, a través de los hechos relevantes, comunicados y otras informaciones archivadas en la SEC, habría divulgado informaciones materialmente falsas y cometido omisiones capaces de inducir los inversores al error, principalmente con respecto al valor de sus activos, gastos, ganancias netas y la eficacia de sus controles internos sobre los estados financieros y las políticas anti-corrupción de la Compañía, en función de denuncias de corrupción con relación a determinados contratos, lo que tendría supuestamente aumentado artificialmente el precio de los valores mobiliarios de Petrobras.

El 17 de abril de 2015, Petrobras, su controlada Petrobras Global Finance BV (PGF) y los bancos suscriptores de ofertas públicas de títulos (“Bancos Subscritores”) presentaron Motion to Dismiss, una defensa en que son presentados argumentos jurídicos requiriendo la extinción sumaria do proceso.


100

El 9 de julio de 2015, el Juez emitió decisión sobre la Motion to Dismiss, acogiendo parcialmente los argumentos de la Compañía. El Juez reconoció, entre otros puntos, que los pleitos relacionados a la emisión de ciertos títulos de deuda realizada en los EE. UU. en 2012 con base en el Securities Act de 1933 están prescritos, y que los pedidos relativos a los valores mobiliarios adquiridos en Brasil están sujetos a resolución por arbitraje, conforme previsto en el Estatuto Social de Petrobras. El Juez rechazó los otros argumentos presentados en la Motion to

Dismiss y, con base en esta decisión, la Acción Colectiva Consolidada continuó en cuanto a los demás pleitos.

Conforme autorizado por el Juez, fueran presentadas nuevas peticiones consolidadas el 16 de julio de 2015, el 1 de septiembre de 2015 y el 30 de noviembre de 2015. Esta última fue presentada por el demandante líder USS y tres otros demandantes (Union Asset Management Holding AG; Employees’ Retirement System of the State of Hawaii; e North Carolina Department of State Treasurer), conteniendo los pleitos de la Acción Colectiva Consolidada que no han sido rechazados o que el Juez autorizó que fueran reformulados en su decisión del 9 de julio de 2015. Esta petición consolidada también extiende el Período de la Clase hasta el 28 de julio de 2015, además de incluir Petrobras America Inc. (PAI) como demandado.

El 7 de diciembre de 2015, Petrobras, PGF, PAI y los Bancos Suscriptores presentaron Motion to Dismiss contra la petición consolidada.

El 20 de diciembre de 2015, el Juez emitió decisión sobre esta Motion to Dismiss, acogiendo parcialmente los argumentos de la Compañía. Entre otras decisiones, el Juez rechazó los pleitos de los demandantes de la petición consolidada, basados en la adquisición de títulos emitidos por la Compañía cuando no consiguieron probar que han sido adquiridos en transacciones ocurridas en los EE. UU. El Juez también rechazó pleitos basados en la Securities Act de 1933, en relación a ciertas adquisiciones, cuando los demandantes no consiguieron demonstrar que basaron sus decisiones en informaciones divulgadas por Petrobras. Otros argumentos de la Motion to Dismiss fueron rechazados, por lo tanto la Acción Colectiva Consolidada continuará en cuanto a los demás pleitos.

El 15 de octubre de 2015, los demandantes presentaron una petición requiriendo la certificación de clase para la Acción Colectiva Consolidada y, el 6 de noviembre de 2015, Petrobras, PGF, PAI y los Bancos Suscriptores presentaron petición impugnando tal requerimiento. El 2 de febrero de 2016, el Juez aceptó la petición para certificación de clase, determinando que los representantes de la clase de inversores cuyos pleitos son basados en el Securities Act serán los demandantes Employees’ Retirement System of the State of Hawaii y North Carolina Department of State Treasurer, y el representante de la clase de los inversores cuyos pleitos son basados en el Exchange Act será el demandante Universities Superannuation Scheme Limited.

Adicionalmente a la Acción Colectiva Consolidada, hasta la presente data, 28 acciones han sido propuestas por inversores individuales delante de la misma Corte Federal para el Distrito Sur de Nueva York en los Estados Unidos (Southern District of New York) con alegaciones similares a aquellas presentadas en la acción colectiva. El 21 de agosto de 2015, Petrobras, PGF y los Bancos Suscriptores de ofertas públicas de títulos presentaron Motion

to Dismiss y, el 15 de octubre de 2015, el juez acogió parcialmente esta defensa. O Juez reconoció, entre otros puntos, la prescripción de ciertos pleitos basados en el Exchange Act, en el Securities Act, y en legislaciones estaduales. El Juez rechazó los otros argumentos presentados en la Motion to Dismiss y, con base en esta decisión, estas acciones tendrán seguimiento. Además, una acción semejante fue presentada por inversores individuales en el Distrito Leste de Pensilvania.

El Juez determinó que la Acción Colectiva Consolidada y las acciones individuales serán resueltas por un jurado en único juicio que deberá durar, como máximo, 8 semanas; que la audiencia de juicio comenzará el 19 de septiembre de 2016; y que cualquier acción individual presentada después del 31 de diciembre de 2015 será suspendida para todos los efectos hasta el cierre del juicio previsto.


101

El 17 de marzo de 2016, una nueva acción fue iniciada por inversores individuales delante de la misma Corte Federal para el Distrito Sul de Nueva York, presentando alegaciones semejantes a las formuladas en la Acción Colectiva Consolidada. De acuerdo con decisión del Juez, esta acción permanecerá suspendida hasta la conclusión del juicio de las demás acciones.

Estas acciones están en etapa preliminar e involucran cuestiones muy complejas, sujetas a incertidumbres sustanciales y que dependen de factores como: tesis legales inéditas, la información producida en el procedimiento probatorio (discovery), el tiempo de las decisiones judiciales, la obtención de pruebas en poder de terceros o actores, la decisión de la corte sobre cuestiones clave del proceso, análisis de expertos, el potencial y la intención de las partes empezaren negociaciones de buena fe para un acuerdo.

Además, las pretensiones formuladas son amplias, cubren varios años e implican una variedad de actividades y los actores no indicaron un monto del daño alegado en la Acción Colectiva Consolidada o en las acciones individuales.

Las incertidumbres inherentes a todas estas cuestiones afectan el monto y el tiempo para la decisión final de estas acciones. Como resultado, la Compañía no es capaz de producir una estimativa fiable de la potencial pérdida en esas disputas.

Caso la decisión del proceso sea contraria o si haya un acuerdo, la Compañía podrá tener que pagar grandes valores, lo que podría tener un efecto material adverso en su situación financiera, en sus resultados o en su flujo de efectivo consolidados, en un periodo determinado.

La Compañía contrató una oficina de abogacía estadunidense especializada e está se defendiendo firmemente de las alegaciones hechas en estas acciones.

30.5. Contingencias activas

30.5.1. Recuperación de PIS y COFINS

La Compañía interpuso acciones ordinarias contra el Gobierno Federal, referentes a la recuperación, a través de compensación, de los valores recaudados a título de PIS incidentes sobre ingresos financieros y variaciones cambiarias activas, en el período comprendido entre febrero de 1999 y noviembre de 2002, y COFINS comprendido entre febrero de 1999 y enero de 2004, considerando la inconstitucionalidad del § 1º del art. 3º de la Ley 9.718/98.

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

El 18 de noviembre de 2010, el Superior Tribunal de Justicia juzgó procedente la acción de Petrobras, interpuesta en 2006 para recuperar los valores de COFINS del período de enero de 2003 a enero de 2004. Después del tránsito en juzgado de la acción, la Compañía reconoció el valor de R$ 497.

En relación a los valores de PIS y COFINS indebidamente pagados sobre los ingresos financieros en el período de febrero de 1999 hasta diciembre de 2002, cuya demanda fue presentada en 2005, la Compañía reconoció en septiembre de 2014 el valor de R$ 2.177 (R$ 820 en otros gastos netos y R$ 1.357 en resultado financiero), después de que el derecho a la recuperación ha sido reconocido definitivamente, y finalización de la encuesta del valor y los documentos que permitieron el pedido de liquidación judicial.

El 31 de diciembre de 2015, la Compañía posee R$ 2.960 valores de PIS y COFINS, ajustados por inflación, registrados en otros activos realizables a largo plazo, que están en fase de liquidación judicial, como se detalla en el cuadro siguiente:


102

31.12.2015

COFINS - enero 2003 a enero 2004 497 PIS / COFINS - febrero 1999 a noviembre 2002 2.209 Ajuste por inflación 254 Saldo actualizado registrados en el activo no corriente 2.960

31. Compromisos de compra de gas natural

El 18 de agosto de 2014, Petrobras firmó un acuerdo con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB, para solucionar las divergencias existentes en la ejecución del contrato de importación de gas natural boliviano para el mercado brasileño (Contrato GSA Petrobras-YPFB). El acuerdo contempla la solución para las diferentes interpretaciones del GSA, a través de pagos y compensaciones entre las partes, incluyendo la celebración de un contrato de suministro de gas natural buscando retomar la operación de la termoeléctrica - UTE Cuiabá a partir de abril de 2014, generando un desembolso de R$ 872. Después de las compensaciones realizadas por cada parte, este acuerdo fue capaz de generar un flujo de efectivo neto positivo a Petrobras durante el período de cálculo.

Al 31 de diciembre de 2015, el valor total del Contrato GSA para el período 2016-2019 es de aproximadamente 43,95 mil millones de m³ de gas natural equivalente a 30,08 millones de m³ por día, lo que corresponde a un valor total de US$ 6,46 mil millones.

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 en un total de R$ 6.229 para los Programas de Exploraciones Mínimas previstos en los contratos de concesión de las áreas de exploración, permaneciendo en vigor R$ 4.798 netos de los compromisos ya cumplidos. De dicho monto, R$ 4.153 corresponden a la entrega en garantía de petróleo de campos previamente identificados y ya en fase de producción, y R$ 645 se refieren a garantías bancarias.

33. Gestión de riesgos

Petrobras está expuesta a una serie de riesgos derivados de sus operaciones, tales como el riesgo relacionado con los precios de petróleo y derivados, con las tasas de cambio y de intereses, riesgo de crédito y de liquidez. En la Compañía, los riesgos deben ser considerados en todas las decisiones y a su gestión debe ser realizada de modo integrado, aprovechando los beneficios de la diversificación.

La Compañía instituyó el Directorio de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, con la misión de asegurar la conformidad procesual y mitigar riesgos en sus actividades, incluyendo los de fraude y corrupción. Las materias sometidas a la deliberación del Directorio Executiva cuentan, necesariamente, con previa manifestación favorable de este directorio cuanto a la gobernanza, gestión de riesgos y conformidad de los procedimientos.

La gestión de riesgos corporativos está de acuerdo con el compromiso de la Compañía de actuar de forma ética y en conformidad con os requisitos legales y regulatorios establecidos en los países donde actúa, siendo los riesgos considerados en todas las decisiones y su gestión realizada de manera integrada.

Para la gestión de riesgos de mercado/financiero son adoptadas acciones preferencialmente estructurales, creadas en consecuencia de una gestión adecuada del capital y del endeudamiento de la empresa.

Las tablas a continuación presentan un resumen de las posiciones de instrumentos financieros derivativos mantenidos por la Compañía al 31 de diciembre de 2015, 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:


103

Posición financiera consolidada

Valor referencia Valor razonable

Posición Activa (Pasiva) Vencimiento

31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014

Derivados no designados como hedge Contratos Futuros (*) (5.694) (4.314) 149 186

Compra/Petróleo y derivados 53.735 84.544 − − 2016 Venta/Petróleo y derivados (59.429) (88.858) − − 2016

Contratos de opciones (*) 123 (594) 38 2 Compra/Petróleo y derivados − (364) − (1) 2016 Venta/Petróleo y derivados 123 (230) 38 3 2016

Contratos a término 24 3 Compra/Cambio (ARS/USD) (**) USD 0 USD 10 − (3) 2016 Compra/Cambio (BRL/USD) (**) USD 217 USD 0 23 − 2016 Venta/Cambio (BRL/USD) (**) USD 50 USD 249 1 6 2016

Derivados designados como hedge Swap (130) (113)

Cambio - cross currency swap (**) USD 298 USD 298 (62) (59) 2016 Interés - Libor/Tasa Fija (**) USD 396 USD 419 (68) (54) 2017

Total reconocido en el Balance General 81 78 (*) Valor referencia en mil bbl (**) Valores em USD están en millones.

Ganancia/ (Pérdida) reconocido en los estados de

resultados (*)

Ganancia / (Pérdida) reconocido en el Patrimonio

Neto (**) Garantías dadas como

colaterales

2015 2014 2015 2014 31.12.2015 31.12.2014

Derivados de Commodity 927 910 − − 36 17 Derivados de moneda 90 (49) 30 22 − − Derivados sobre interés (31) (24) 5 (5) − − 986 837 35 17 36 17 Flujo de efectivo relacionado con las exportaciones (***) (7.088) (1.673) (61.651) (13.977) − − (6.102) (836) (61.616) (13.960) 36 17 (*) 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 33.2.

El análisis de sensibilidad con respecto a los diferentes tipos de riesgo de mercado a los cuales la Compañía está expuesta con base en su posición en instrumentos financieros derivados al 31 de diciembre de 2015 se presenta a continuación:


104

Consolidado

Operaciones Riesgo Escenario

Probable (*)

Escenario Posible

(∆ de 25%)

Escenario Remoto (∆

de 50%)

Derivados no designados como Hedge Contratos Futuros Petróleo y Derivados - Fluctuación de precios 149 (173) (494) Contratos a término Cambio - Desvalorización del BRL ante el USD 6 (163) (326) Contratos a término Cambio - Valorización del ARS ante el USD − − − Swap Intereses - Desvalorización de la tasa de interés en EUR − − − Opciones Petróleo y Derivados - Fluctuación de precios 37 36 35 192 (300) (785) Derivados designados como Hedge Swap (33) (232) (387) Deuda Cambio - Apreciación del JPY ante el USD 33 232 387 Efecto neto − − − Swap 15 (7) (11) Deuda Intereses - Valorización de la tasa LIBOR (15) 7 11 Efecto neto − − − (*) El escenario probable fue calculado considerando los siguientes riesgos: Real vs. Dólar - desvalorización del Real en 3,7% / Yen vs. Dólar - desvalorización del Yen en 2,9% / Peso vs. Dólar - desvalorización del Peso en 12%. Curva Futura de LIBOR - aumento del 0,31% a lo largo de la curva. Fuente: Focus y Bloomberg.

33.1. Gestión de riesgo de los precios de petróleo y derivados

Petrobras mantiene preferentemente la exposición al ciclo de precios, evitando usar derivados para proteger operaciones de compra o venta de mercancías cuyo objetivo sea satisfacer sus necesidades operativas. Las operaciones con derivados existentes se refieren, usualmente, a la protección de los resultados esperados de transacciones comerciales a corto plazo.

33.2. Gestión de riesgo cambiario

En lo que se refiere a la gestión de riesgos cambiarios, Petrobras busca identificarlos y tratarlos considerando un análisis integrado de los negocios mediante el aprovechamiento de los beneficios inherentes de la diversificación. A corto plazo, el tratamiento del riesgo se lleva a cabo mediante la asignación de las inversiones de efectivo entre real, dólar u otra moneda.

La estrategia de gestión de riesgos cambiarios puede involucrar el uso de instrumentos financieros derivados para minimizar la exposición cambiaria de ciertas obligaciones de la Compañía.

a) Hedge de flujo de efectivo involucrando las exportaciones futuras de la Compañía

La Compañía designa relaciones de hedge entre “exportaciones futuras altamente probables” (ítem protegido) y cuotas de ciertas obligaciones (instrumento de protección) en dólares estadounidenses, para que los efectos cambiarios de ambos sean reconocidos en el mismo instante en los estados de resultado.

Parcelas de los saldos de principal, interés de endeudamientos (no derivativos) y contratos de cambio a termo fueron designados como instrumentos de protección. Los derivativos vencidos durante el ejercicio fueron substituidos por saldos de principal e interés de deudas en las relaciones de hedge para los cuales habían sido designados.

Las relaciones de hedge individuales fueron establecidas en la proporción de un para un, es decir, para una parcela de “exportaciones futuras altamente probables” de cada mes fue designada una relación de hedge individual, protegida por una parcela del endeudamiento de Petrobras. La Compañía considera como “exportaciones futuras altamente probables” apenas una parcela del total de las exportaciones previstas.


105

Caso las exportaciones designadas en relación de hedge dejen de ser consideradas “altamente probables”, pero continúen previstas, la relación de hedge es revocada y la variación cambiaria acumulada hasta la fecha de la revocación es mantenida en el patrimonio neto, siendo reclasificada para el resultado en el instante en que las exportaciones ocurrieren.

También pueden ocurrir situaciones en que las exportaciones designadas en relación de hedge dejen de ser previstas. En estos casos, la variación cambiaria, referente a las deudas que superaron el total de exportaciones previstas, acumulada en el patrimonio neto hasta la fecha de la revocación, es reclasificada inmediatamente para el resultado.

En diciembre de 2015, exportaciones designadas en relaciones de hedge para algunos meses de 2016 dejaron de ser previstas, implicando en la revocación de la relación de hedge y en la reclasificación de la variación cambiaria acumulada en el patrimonio neto para el resultado. Esta parcela de variación cambiaria reconocida en el resultado de diciembre de 2015 fue de R$ 199.

Los valores de los instrumentos de protección al 31 de diciembre de 2015, además de la realización anual del saldo de variación cambiaria registrada en otros resultados integrales, tomando como base una tasa de BRL/USD de 3,9048, en el patrimonio neto, son presentados a continuación:

Instrumento de hedge Objeto de

hedge Tipo de riesgo

protegido Período Valor Principal (US$ millones)

Valor de los Instrumentos de Protección el 31.12.2015

Instrumentos financieros no derivados (deuda e interés) Parte de las exportaciones

mensuales previstas

altamente probables

Cambiario -Tasa Spot

R$ x US$

Enero de 2016 a Noviembre de

2026 61.520 240.222

Cambio del valor de referencia (principal e interés) US$ millones R$

Valores designadas el 31 de diciembre de 2014 50.858 135.088 Novas designaciones, revocaciones e re-designaciones 23.336 81.137 Realización de las exportaciones (5.401) (17.704) Amortización del endeudamiento (7.273) (27.038) Variación cambiaria − 68.739

Valores designadas el 31 de diciembre de 2015 61.520 240.222

La relación entre deudas designadas en relaciones de hedge y exportaciones futuras altamente probables sigue la distribución en el tiempo a continuación:

Consolidado

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 a 2026 Media

Valor protegido/Exportaciones futuras altamente probables (%) 82 83 80 78 71 61 57 55 49 60

A seguir son presentados los cambios de la variación cambiaria registrada en otros resultados integrales al 31 de diciembre de 2015, a ser realizadas por las exportaciones:

Variación cambiaria

Efecto tributario Total

Saldo el 1 de enero de 2015 (26.668) 9.067 (17.601) Reconocidos en el patrimonio neto (68.739) 23.371 (45.368) Transferidos para resultado por realización 6.889 (2.342) 4.547 Transferidos para resultado por exportaciones previstas que han dejado de ser esperadas 199 (68) 131 Saldo el 31 de diciembre de 2015 (88.319) 30.028 (58.291)


106

Cambios en las expectativas de realización de precios y volúmenes de exportación en futuras revisiones de los planes de negocios pueden venir a determinar necesidad de reclasificaciones adicionales de variación cambiaria acumulada en el patrimonio neto para resultado. Un análisis de sensibilidad con precio promedio del petróleo brent más bajo en US$ 10/barril que lo considerado en la última revisión del PNG 2015-2019, indicaría la necesidad de reclasificación de aproximadamente R$ 1.600 del patrimonio neto para el resultado.

A continuación es presentada la expectativa anual de realización del saldo de variación cambiaria acumulada en el patrimonio neto, al 31 de diciembre de 2015:

Consolidado

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 hasta

2026 Total

Expectativa de realización (10.708) (12.357) (12.795) (11.325) (9.516) (9.188) (9.413) (6.630) (6.387) (88.319)

b) Hedge del flujo de efectivo relacionado con contratos de swap - Yen x Dólar

La Compañía también mantiene una operación de hedge denominada cross currency swap para fijar en dólares los costos relacionados a Bonds emitidos en yenes, no habiendo la intención de liquidar tales contratos antes del plazo de vencimiento. La relación entre el derivado y el préstamo también fue designada como hedge de flujo de efectivo.


107

c) Análisis de sensibilidad de los instrumentos financieros sujetos a variación cambiaria

El escenario considerado probable y referenciado por fuente externa, además de los escenarios posible y remoto que tienen en cuenta la apreciación del cambio (riesgo) en el 25% y 50%, respectivamente, a excepción de los activos y pasivos en moneda extranjera de las controladas en el exterior, cuando hecho en moneda equivalente a sus respectivas monedas funcionales, están descritas a continuación:

Consolidado

Instrumentos Financieros Exposición en

31.12.2015 Riesgo Escenarios

Probable (*)

Escenarios Posible

(∆ de 25%)

Escenarios Remoto (∆

de 50%)

Activos 21.213 789 5.303 10.607 Pasivos (258.554) Dólar/ Real (9.614) (64.638) (129.277) Hedge de flujos de efectivo en exportaciones 240.222 8.933 60.056 120.111 2.881 108 721 1.441 Pasivos (**) (2.180) Yen/ Dólar 65 (545) (1.091) (2.180) 65 (545) (1.091) Activos 111 − 28 56 Pasivos (8.798) Euro/ Real (4) (2.199) (4.399) (8.687) (4) (2.171) (4.343) Activos 34.250 (1.256) 8.562 17.125 Pasivos (59.238) Euro/ Dólar 2.173 (14.809) (29.619) (24.988) 917 (6.247) (12.494) Activos 29 2 7 14 Pasivos (102) Libra/ Real (6) (25) (51) (73) (4) (18) (37) Activos 9.106 Libra/ Dólar 176 2.277 4.553 Pasivos (19.347) (375) (4.837) (9.674) (10.241) (199) (2.560) (5.121) Activos 2.331 Dólar/ Peso 259 583 1.165 Pasivos (2.476) (275) (619) (1.238) (145) (16) (36) (73) (43.433) 867 (10.856) (21.718) (*) El escenario probable fue calculado considerando los siguientes cambios en los riesgos: Real vs. Dólar - desvalorización del Real en 3,7% / Yen vs. Dólar - desvalorización del Yen en 2,9% / Peso vs. Dólar - desvalorización del Peso en 12,0% / Euro vs. Dólar - desvalorización del Euro en 3,5% / Libra vs. Dólar - valorización de la Libra en 1,9% / Real vs. Euro - desvalorización del Real en 0,1% / Real vs. Libra - desvalorización del Real en 5,7% . Fuente: Focus y Bloomberg. (**) Parte de la exposición está protegida por derivado Cross Currency Swap.

33.3. Gestión de riesgos de la tasa de interés

Petrobras, preferiblemente, no utiliza instrumentos financieros derivados para administrar la exposición a las fluctuaciones de las tasas de interés, pues estas no causan impacto significativo, excepto en situaciones específicas presentadas por controladas de Petrobras.

33.4. Gestión del capital

La gestión del capital de la Compañía tiene como objetivo mantener su estructura de capital en los niveles adecuados, destinados a la continuidad del negocio y el valor de aumento para los accionistas e inversores. Las principales fuentes de recursos de la empresa han sido la generación de efectivo operacional y fondos de terceros obtenidos a través de préstamos, emisiones de bonos en los mercados internacionales de capital y desinversiones. La Compañía mantiene un perfil de deuda adecuada a los plazos de vencimiento de las inversiones, con el periodo medio de amortización de alrededor de siete años.


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El endeudamiento neto se calcula a través de la suma del endeudamiento de corto y largo plazos, sustraído de efectivo y equivalentes al efectivo y de títulos públicos federales y de los time deposits con vencimiento superior a tres meses. El EBITDA ajustado es la ganancia neta antes del resultado financiero neto, impuesto sobre la renta/contribución social, depreciación/amortización, participación en inversiones y pérdida en el valor recuperable de activos (impairment). Tales medidas no son definidas según las normas internacionales de contabilidad (IFRS) y no deben ser consideradas aisladamente ni en reemplazo de las métricas de ganancia, endeudamiento y generación de efectivo operativa en IFRS, tampoco ser base de comparación con los indicadores de otras empresas.

Consolidado

31.12.2015 31.12.2014

Total de financiaciones (corrientes y no corrientes) 492.849 351.035 Efectivo y equivalentes al efectivo 97.845 44.239 Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses) 3.042 24.707 Endeudamiento neto 391.962 282.089 Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 60% 48% EBITDA ajustado 73.859 59.140 Índice de endeudamiento neto/EBITDA ajustado 5,31 4,77

El desarrollo de nuevos proyectos en la industria del petróleo y el gas implica un considerable tiempo para madurar y el uso intensivo de los recursos financieros, por lo que la Compañía pueda tener inversiones más grandes que el flujo de efectivo operativo durante ciertos períodos. El mantenimiento del precio de petróleo en los niveles actuales, durante un largo período, también puede afectar la capacidad de flujo de efectivo operativo. De este modo, la Compañía puede convivir temporalmente con el empeoramiento de los indicadores hasta que las inversiones estén generando efectivo y/u otros ajustes resultantes de la revisión del Plan de Negocio y Gestión en curso sean implementados.

Además, el plan de desinversiones para el bienio 2015-2016, en monto total de US$ 15,1 mil millones, es parte de la planificación financiera de la Compañía, que tiene como objetivo reducir el apalancamiento, preservar el efectivo y centrarse en las inversiones prioritarias, especialmente de la producción de petróleo y gas en Brasil en áreas de alta productividad y retorno.

Sin embargo, esta cartera de desinversión es dinámica, porque el desarrollo de las transacciones dependerá de las condiciones de negocio y de mercado, y puede haber cambios dependiendo del entorno externo y del análisis continuo de los negocios de la Compañía, sin cumplir, por estas razones, las condiciones de calificación para activos mantenidos para venta, como definido en la nota 4.12.

33.5. Riesgo de crédito

La política de gestión de riesgo de crédito busca minimizar la posibilidad de no recibir por las ventas y valores aplicados, depositados o garantizados por instituciones financieras y de contrapartes, mediante análisis, concesión y gestión de los créditos, utilizando parámetros cuantitativos y cualitativos adecuados a cada uno de los segmentos de mercado de actuación.

La cartera de crédito comercial de la Compañía es bastante diversificada, estando los créditos concedidos divididos entre clientes del mercado interno de Brasil y de mercados del exterior. El crédito concedido a instituciones financieras es utilizado en la aceptación de garantías, en la aplicación de excedentes de efectivo, y como contrapartes en operaciones de derivados, estando distribuido entre los principales bancos internacionales clasificados por las agencias de clasificación internacional de riesgos como “grado de inversión”, y los más importantes bancos brasileños.


109

33.5.1. Calidad del crédito de activos financieros

a) Cuentas a cobrar de clientes

La mayor parte de los clientes de Petrobras no tiene clasificación de riesgo concedida por agencias calificadoras. De esta forma, las comisiones de crédito evalúan la calidad del crédito tomando en cuenta entre otros aspectos el ramo de actuación del cliente, relacionamiento comercial, histórico financiero con Petrobras, su situación financiera, definiendo así límites de crédito, que son monitoreados regularmente.

b) Otros activos financieros

La calidad del crédito de activos financieros clasificados como efectivo y equivalentes al efectivo y títulos y valores mobiliarios tiene como base la clasificación de riesgo concedida por las agencias calificadoras Standard & Poor’s, Moody's y Fitch. Las informaciones sobre dichos activos financieros, que no están vencidos y sin evidencias de pérdidas, se disponen a continuación:

Consolidado

Efectivo y equivalentes al

efectivo Activos financieros

2015 2014 2015 2014

AAA − 55 − − AA 2.214 266 − − A 73.986 21.635 − 53 BBB 14.063 3.988 260 243 BB 653 − − − B 29 − − − AAA.br 6.590 13.867 3.043 24.655 AA.br 42 2.459 − − Otras clasificaciones 268 1.969 86 102 97.845 44.239 3.389 25.053

33.6. Riesgo de liquidez

Riesgo de liquidez es la posibilidad de insuficiencia de efectivo u otros activos financieros para liquidar las obligaciones en las fechas establecidas y es administrado por la Compañía a través de acciones como: centralización del efectivo del sistema, optimizando la disponibilidad y reduciendo la necesidad de capital de trabajo; efectivo mínimo robusto para asegurar la continuidad de las inversiones y el cumplimiento de obligaciones a corto plazo, mismo en caso de mercado adverso; ampliación de las fuentes de financiación, explorando la capacidad de financiación de los mercados nacionales e internacionales, manteniendo una fuerte presencia en los mercados de capitales, y buscando nuevas fuentes de financiación con nuevos productos para recaudar fondos y en nuevos mercados.

A lo largo de 2015, la Compañía utilizó las fuentes tradicionales de financiación (Export Credit Agency – ECAs, mercado bancario, mercado de capitales y bancos de desarrollo) para recaudar los fondos necesarios para la prórroga de la deuda y la financiación de las inversiones. En 2016, la Compañía espera contar con fuentes de financiación tradicionales, con nuevos mercados, y con fondos del programa de desinversión para la satisfacción de sus necesidades de liquidez.

El flujo nominal (no descontado) de principal e intereses de las financiaciones por vencimiento, es presentado a continuación:


110

Consolidado

Vencimiento 2016 2017 2018 2019 2020 2021 en

adelante 31.12.2015 31.12.2014

Principal 50.764 44.709 63.124 88.529 60.325 189.838 497.289 354.226 Interés 25.854 23.482 21.809 18.055 13.293 128.038 230.531 123.105 Total 76.618 68.191 84.933 106.584 73.618 317.876 727.820 477.331

33.7. Seguros (no auditado)

Para proteger su patrimonio, Petrobras transfiere, a través de la contratación de seguros, los riesgos que, caso vengan a suceder siniestros, puedan generar pérdidas que tengan impacto significativo sobre el patrimonio de la Compañía, así como también los riesgos sujetos a seguro obligatorio, sea por disposiciones legales o contractuales. Los demás riesgos son cubiertos por autoseguro, con Petrobras intencionalmente asumiendo el riesgo integral, mediante ausencia de seguro. Para los seguros contratados, la Compañía también asume una porción de su riesgo, a través de franquicias que pueden llegar al monto equivalente a US$ 25 millones.

Las premisas de riesgo adoptadas no son parte del alcance de una auditoría de estados financieros. En consecuencia, no fueron examinadas por nuestros auditores independientes.

Las principales informaciones sobre la cobertura de seguros en vigor al 31 de diciembre de 2015 son demostradas de la siguiente forma:

Importancia asegurada

Activo Tipos de cobertura Consolidado Controlante

Instalaciones, equipos y productos en inventarios Incendio, riesgos operativos

y riesgos de ingeniería 485.410 304.375 Navíos-tanque y embarcaciones auxiliares Cascos 10.094 Plataformas fijas, sistemas flotantes de producción y unidades de perforación marítimas Riesgos de petróleo 102.905 23.791 Total 598.409 328.166

Petrobras no hace seguros de lucros cesantes, control de pozos (operaciones en Brasil), coches y de la red de tuberías en Brasil.

34. Valor razonable de los activos y pasivos financieros

Los valores razonables son determinados con base en los precios de mercado, cuando disponibles o, en su ausencia, en el valor presente de los flujos de efectivo futuros esperados. Los valores razonables de efectivo y equivalentes de efectivo, de la deuda de corto plazo, así como de otros activos de largo plazo y los pasivos son equivalentes o no difieren significativamente de sus valores contables.

La jerarquía de los valores razonables de los activos y pasivos financieros registrados en base recurrente se demuestra a continuación:

Nivel I: precios cotizados (no ajustados) en mercados activos para activos o pasivos idénticos a los cuales la entidad puede acceder en la fecha de la medición.

Nivel II: son informaciones, que no los precios cotizados incluidos en el Nivel 1, observables para el activo o pasivo, directa o indirectamente.

Nivel III: son informaciones no observables para el activo o pasivo.


111

Valor justo medido con base en

Nivel I

Nivel II

Nivel III

Total del valor

razonable contabilizado

Activos Títulos y valores mobiliarios 3.068 − − 3.068 Derivados de Commodities 187 − − 187 Derivados de Moneda Extranjera − 24 − 24 Saldo al 31 de diciembre de 2015 3.255 24 − 3.279 Saldo al 31 de diciembre de 2014 7.390 6 − 7.396 Pasivos Derivados de Moneda Extranjera − (62) − (62) Derivados de intereses − (68) − (68) Saldo al 31 de diciembre de 2015 − (130) − (130) Saldo al 31 de diciembre de 2014 − (116) − (116)

No hay transferencias relevantes entre los niveles.

Al 31 de diciembre de 2015, 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 17.1.

35. Eventos subsecuentes

Revisión del Modelo de Gestión y Gobernanza de Petrobras

El 28 de enero de 2016, la Company anunció la nueva estructura de organización y el nuevo modelo de gestión y gobernanza, con el objetivo de alinear la organización con la nueva realidad del sector de petróleo y gas, y priorizar la rentabilidad y disciplina de capital. El nuevo modelo de gestión no prevé la suspensión de negocios de la Compañía, sino implica la unificación de actividades.

Por lo tanto, la estructura actual de información por segmentos será reevaluada, con el fin de proporcionar a los gestores información suficiente para evaluar el desempeño de los negocios, así como para la toma de decisiones sobre la asignación de recursos y / o inversiones.

Acciones en los Estados Unidos basadas en las alegaciones de la “Operación Lava Jato”

El 23 de febrero de 2016, el gestor de inversiones EIG Management Company (EIG) y los fondos administrados por EIG presentaron una petición conteniendo reivindicación de jurisprudencia de alegaciones de fraude y complicidad para fraude y conspiración civil alegando, entre otras cosas, que la Compañía aparentemente indujo los actores a invertir en Sete Brasil Participações S.A. (“Sete”) a través de memorandos, presentaciones y otras comunicaciones que fallaran en revelar el supuesto esquema de corrupción que la Compañía y “Sete” estaban supuestamente involucrados, y que las inversiones de los actores en “Sete” supuestamente permitieron Petrobras perpetuar y expandir el esquema de corrupción en detrimento de la parte demandante. Petrobras todavía no fue notificada en esta acción.

Financiación en el mercado bancario

El 26 de febrero de 2016, Petrobras firmó un Término de Compromiso (Term Sheet) con China Development Bank (CDB), referente a la captación de US$ 10 mil millones.

En paralelo a la firma del término de compromiso, ya están en negociación las minutas de los contratos de financiación, que prevén la ejecución de un acuerdo comercial de suministro de petróleo para empresas chinas, con condiciones similares a las que utilizaron las partes en 2009.


112

Rescisión del contrato de venta del 20% en las concesiones de Bijupirá y Salema

El 26 de febrero de 2016, fueron rescindidos por Petro Rio S.A. los contratos de venta firmados con la Compañía el 1 de julio de 2015, relativos a la venta del 20% de participación en las concesiones de los campos de Bijupirá y Salema (BJS), y en la compañía holandesa BJS Oil Operations B.V. (BJSOO BV). Petrobras permanece, por lo tanto, con el 20% de participación en Bijupirá y Salema, en sociedad con Shell Brasil Petróleo Ltda., que posee el 80% restante y opera los campos.

De acuerdo con las condiciones contractuales, con la aprobación del CADE el 10 de agosto de 2015, fue recibido por la Compañía el monto de US$ 5 millones en adelanto, que deberá ser devuelto en su totalidad.

Incentivo a la exploración y a la producción de petróleo y gas natural en territorio brasileño

El 3 de marzo de 2016, el Consejo Nacional de Política Energética - CNPE emitió la Resolución No. 2, autorizando la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles – ANP a prorrogar los plazos de vigencia de los Contratos de Concesión firmados en la Rodada Zero, estableciendo directrices para este proceso, así como determinó que ANP notifique las operadoras cuyos campos están sin producción en los últimos seis meses, solicitando una posición en cuanto a la retomada de la producción, transferencia de derechos o devolución del mismo. La Resolución también prorroga el régimen aduanero especial de bienes destinados a las actividades de investigación y exploración de petróleo y gas, REPETRO, y solicita al Ministerio de Minas e Energía que concluya los estudios para proposición de los parámetros para contratación en régimen de partilla de áreas unitizables en el Pré-Sal.

Desembolso del contrato de financiación con el ICBC Leasing (sale and leaseback)

El 8 de marzo de 2016, la Compañía informó que fue desembolsado en aquel día el monto de US$ 1 mil millones por ICBC Leasing (Industrial and Commercial Bank of China Leasing), proveniente de estructura financiera que envuelve la plataforma P-52, conforme anunciado al mercado el 13 de octubre de 2015.

En esta modalidad de financiación, P-52 fue enajenada al banco a cambio del desembolso del monto combinado. La deuda es paga por medio del alquiler de la unidad y, al final del repago de la deuda, la plataforma vuelve a ser de propiedad de la Compañía. La operación tiene plazo de diez años.


113

Información Complementaria (Expresados en millones de reales, excepto cuando indicado en contrario)

Balance Social (no auditado) Consolidado

1 - Base de Cálculo 2015 2014

Ingresos de ventas consolidados (RL) 321.638 337.260 Ganancias (Pérdida) antes de las participaciones e impuestos Consolidadas (RO) (41.229) (24.771) Nómina de pagos bruta consolidada (i) 30.637 31.671 % sobre % sobre

2 - Indicadores Sociales Internos Valor FPB RL Valor FPB RL

Alimentación 1.226 4,00 0,38 1.222 3,86 0,36 Cargas sociales obligatorias 6.162 20,11 1,92 5.774 18,23 1,71 Previsión privada 2.190 7,15 0,68 1.978 6,25 0,59 Salud 1.685 5,50 0,52 1.477 4,66 0,44 Seguridad y salud en el trabajo 233 0,76 0,07 225 0,71 0,07 Educación 263 0,86 0,08 242 0,76 0,07 Cultura 7 0,02 − 18 0,06 0,01 Capacitación y desarrollo profesional 309 1,01 0,10 365 1,15 0,11 Guarderías o asistencia guardería 79 0,26 0,02 58 0,18 0,02 Participación en las ganancias o resultados − − − 1.045 3,30 0,31 Otros 92 0,30 0,03 50 0,16 0,01 Total - Indicadores sociales internos 12.246 39,97 3,81 12.454 39,32 3,69 % sobre % sobre

3 - Indicadores Sociales Externos Valor RO RL Valor RO RL

Social y ambiental (I) 271 (0,66) 0,08 405 (1,63) 0,12 Cultura (II) 139 (0,34) 0,04 194 (0,78) 0,06 Deporte (III) 86 (0,21) 0,03 94 (0,38) 0,03 Total de las contribuciones para la sociedad 496 (1,20) 0,15 693 (2,80) 0,21 Tributos (excluidas las cargas sociales) 113.840 (276,12) 35,39 106.319 (429,21) 31,52 Total - Indicadores sociales externos 114.336 (277,32) 35,55 107.012 (432,00) 31,73 % sobre % sobre

4 - Indicadores Ambientales Valor RO RL Valor RO RL

Inversiones relacionadas con la producción/operación de la Compañia (i) 3.678 (8,92) 1,14 3.169 (12,79) 0,94 En cuanto al establecimiento de “metas anuales” para mitigar residuos, el consumo en general en la producción / operación y aumentar la eficacia en la utilización de recursos naturales, la Compañia:

( ) no tiene metas ( ) cumple del 51% al75% ( )cumple del 0 al 50% (X) cumple del 76 al 100%

( ) no tiene metas ( ) cumple del 51% al75%

( )cumple del 0 al 50% (X) cumple del 76 al 100%


114

Balance Social (continuación) Consolidado

5 - Indicadores de la plantilla 2015 2014

Nº de empleados(as) al cierre del período 78.470 80.908 Nº de admisiones durante el período (IV) 804 3.786 Nº de empleados(as) subcontratados(as) (V) 158.076 203.705 Nº de pasantes (VI) 1.438 1.746 Nº de empleados(as) con más de 45 años (VII) 31.268 33.767 Nº de mujeres que trabajan en la Compañia 13.695 13.625 % de cargos de jefatura ocupados por mujeres (VII) 15,3% 15,2% Nº de negros(as) que trabajan en la Compañia (VIII) 20.098 19.959 % de cargos de jefatura ocupados por negros(as) (IX) 25,3% 20,3% Nº de portadores(as) de discapacidad o necesidades especiales (X) 444 286 6 - Informaciones significativas respecto al ejercicio de la ciudadanía 2015 Metas 2016

Relación entre la mayor y la menor remuneración de la Compañia (XI) 32,0 32,0 Número total de accidentes de trabajo (XII) 3.096 − Los proyectos sociales y ambientales desarrollados por la Compañia fueron definidos por: ( ) directorio

( X ) directorio y gerencias

( ) todos(as) los empleados(as) ( ) directorio

( X ) directorio y gerencias

( ) todos(as) los empleados(as)

Los estándares de seguridad y salubridad en el ambiente de trabajo fueron definidos por:

(X) directorio y gerencias


( ) todos(as) + Cipa

(X) directorio y gerencias


( ) todos(as) + Cipa

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

( ) no se envuelve

( ) sigue las normas de la

OIT (X) incentiva y sigue a la OIT

( ) no se envolverá

( ) seguirá las normas de la

OIT (X) incentivará e seguirá a la OIT

La previsión privada incluye: ( ) directorio

( ) directorio y gerencias

(X) todos(as) los empleados(as) ( ) directorio


(X) todos(as) los empleados(as)

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


(X) todos(as) los empleados(as) ( ) directorio


(X) todos(as) los empleados(as)

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

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

( ) no se considerarán ( ) se sugerirán (X) se exigirán

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

( ) no se envuelve ( ) apoya

(X) organiza e incentiva

( ) no se envolverá ( ) apoyará

(X) organizará e incentivará

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

en la Compañia 9.455 en el Procon 36

en la Justicia 30

en la Compañia 5.564

en el Procon -

en la Justicia 0

% de reclamaciones y críticas atendidas o solucionadas: en la Compañia 99,1%

en el Procon 47,2%

en la Justicia 40%

en la Compañia 98%

en el Procon -

en la Justicia 0%

Valor agregado total a distribuir (en miles de R$): Em 2015: 169.931 Em 2014: 146.440

Distribución del Valor Agregado (DVA): 65% gobierno 17% colaboradores(as) 0% accionistas 39% terceros -21% retido

70% gobierno 22% colaboradores(as) 0% accionistas 23% terceros -15% retido

7 - Otras informaciones I. A partir de 2015, incluye los importes asignados para apoyar los proyectos sociales, ambientales y de deportes educativos. Incluye las antiguas líneas de "Generación de renta y oportunidad de trabajo", "Educación para la calificación profesional", "Garantía de los derechos de los niños y adolescentes", "Otros" y "Inversiones en programas y / o proyectos externos", además parte de la línea "Deporte", dirigida a proyectos de deportes educativos. II. El valor se diferencia del año pasado Balance Social publicado, debido a las cifras publicadas inicialmente no incluían las inversiones en proyectos culturales disociados del programa de patrocinio de 2014, que totalizaron R$ 51,6. III. A partir de 2015, no se incluyen los valores de los proyectos deportivos educativos ya incluidos en la línea Socioambiental. El valor se diferencia del año pasado Balance Social publicado, debido a las cifras publicadas inicialmente no incluían las inversiones en proyectos culturales disociados del programa de patrocinio de 2014, que totalizaron R$25, 2, en proyectos deportivos. IV. Informaciones del Sistema Petrobras en Brasil relativas a las admisiones por proceso selectivo público. V. En 2015, comenzó a reflejar sólo los proveedores de servicios que trabajan en las instalaciones de Petrobras. El número 2014 se ha ajustado para propósitos de comparación. VI. Información relativa a los pasantes de Petrobras Controlante, Petrobras Distribuidora, Transpetro, Breitener y Gas Brasiliano. Las otras controladas no tienen programas de prácticas. VII. Información relativa a los empleados de Petrobras Controlante, Petrobras Distribuidora, Transpetro, Liquigas, Petrobras Biocombustible y filiales en el exterior VIII. Informaciones relativas a los empleados de Petrobras Controlante, Petrobras Distribuidora, Transpetro y Liquigas que se auto declaran negros (mulatos y negros). IX. Del total de los cargos de jefatura de Petrobras Controlante ocupados por los empleados que informaron color/raza, el 25,3% son ejercidos por personas que se auto declararon negras (mulatos y negros). X. Datos obtenidos a través de los registros en el Sistema de Información de Salud, a partir de la auto declaración del empleado y análisis médico durante los exámenes ocupacionales. XI. Informaciones relativas a Petrobras Controlante. XII. Se refiere al número de víctimas. No hay meta específica para el número total de accidentes de trabajo. Se estima que el número presentado en 2016 sobre la base del límite de alerta establecido para el indicador de TOR, que es 4,40 y HHER proyectado para el año (636,68 millones de horas-hombre de exposición al riesgo). XIII. Las informaciones en la Compañía incluyen el cuantitativo de reclamaciones y críticas recibidas por Petrobras Controlante, Petrobras Distribuidora y Liquigás. Las metas para 2016 incluyen solamente Petrobras Controlante y Liquigás. (i) Compuesto por los salarios, beneficios, FGTS, Seguridad Social y otros beneficios a los empleados.

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria (Expresados en millones de reales, excepto cuando indicado en contrario)

115

Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas)

De acuerdo con el Tópico de Codificación 932 – Actividades Extractivas – Petróleo y Gas, emitidos por la Securities

and Exchange Commission (SEC), este capítulo proporciona información suplementaria sobre las actividades de producción y exploración de petróleo y gas de la Compañía. Los ítems (a) a (c) proveen información sobre costo histórico, relativa a los costos habidos por exploración, adquisiciones y desarrollo de áreas, costos capitalizados y resultados de operaciones. Los ítems (d) y (e) presentan información sobre las cantidades de reservas comprobadas netas estimadas de Petrobras, la medida estandarizada de los flujos de efectivo netos futuros descontados estimados relacionados a las reservas comprobadas y los cambios en las estimativas de los flujos de efectivo netos futuros descontados.

La Compañía mantiene, el 31 de diciembre de 2015, actividades en América del Sur, que comprende Argentina, Colombia y Bolivia; América del Norte, que incluye México y Estados Unidos de América; y Turquía (Otros). La información presentada relativa a invertidas por el método de equivalencia patrimonial se refiere a las operaciones de Petrobras Oil and Gas BV (PO&G) na África, con destaque para Nigeria, e de empresas en Venezuela actuantes en actividades de exploración y producción. Sin embargo, solamente en Argentina, Estados Unidos de América, Nigeria e Venezuela, la Compañía registra reservas.

a) Costos capitalizados relativos a actividades de producción de petróleo y gas

La tabla a continuación resume los costos capitalizados de las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, yunto con la depreciación, la amortización y el agotamiento acumulados, y obligación de desmantelamiento:

Consolidado Inversiones por

Equivalencia Patrimonial

Brasil

Extranjero

Total América del

Sur América del

Norte África Otras Total

31 de diciembre de 2015 Reservas de petróleo y gas no comprobadas 26.239 520 1.547 − − 2.067 28.306 − Reservas de petróleo y gas comprobadas 276.544 7.872 16.037 − − 23.909 300.453 11.318 Equipos de soporte 276.972 4.164 256 − 16 4.436 281.408 345 Costos capitalizados brutos 579.755 12.556 17.840 − 16 30.412 610.167 11.663 Depreciación y agotamiento (159.173) (7.955) (6.146) − (16) (14.117) (173.290) (5.006) Costos capitalizados, netos 420.582 4.601 11.694 − − 16.295 436.877 6.657 31 de diciembre de 2014 Reservas de petróleo y gas no comprobadas 24.698 192 1.788 − − 1.980 26.678 24 Reservas de petróleo y gas comprobadas 256.376 5.332 11.281 − − 16.613 272.989 12.065 Equipos de soporte 211.159 3.136 206 − 9 3.351 214.510 69 Costos capitalizados brutos 492.233 8.660 13.275 − 9 21.944 514.177 12.158 Depreciación y agotamiento (124.020) (4.656) (3.383) − (9) (8.048) (132.068) (4.831) Costos capitalizados, netos 368.213 4.004 9.892 − − 13.896 382.109 7.327 31 de diciembre de 2013 Reservas de petróleo y gas no comprobadas 49.806 1.936 1.342 51 − 3.329 53.135 − Reservas de petróleo y gas comprobadas 193.003 5.646 14.102 − − 19.748 212.751 9.304 Equipos de soporte 190.773 842 (642) (35) 10 175 190.948 2 Costos capitalizados brutos 433.582 8.424 14.802 16 10 23.251 456.833 9.306 Depreciación y agotamiento (104.541) (4.790) (2.221) − (9) (7.020) (111.561) (3.408) Costos capitalizados, netos 329.041 3.634 12.581 16 1 16.232 345.273 5.898


116

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:



Brasil

Extranjero

Total América del

Sur América del


31 de diciembre de 2015 Adquisiciones de propiedades

Comprobadas − − − − − − − − No comprobadas − − − − − − − −

Costos de exploración 9.989 179 275 − − 454 10.443 34 Costos de desarrollo 47.906 1.486 1.310 − − 2.796 50.702 1.420 Total 57.895 1.665 1.585 − − 3.250 61.145 1.454 31 de diciembre de 2014 Adquisiciones de propiedades

Comprobadas − 209 − − − 209 209 − No comprobadas 120 − − − − − 120 −

Costos de exploración 12.833 288 317 36 − 641 13.474 − Costos de desarrollo 42.726 1.285 983 − − 2.268 44.994 1.501

Total 55.679 1.782 1.300 36 − 3.118 58.797 1.501 31 de diciembre de 2013 Adquisiciones de propiedades

Comprobadas − − − − − − − − No comprobadas 6.538 − − − − − 6.538 −

Costos de exploración 13.206 429 830 3 2 1.264 14.470 − Costos de desarrollo 39.197 1.576 2.765 660 6 5.007 44.204 556 Total 58.941 2.005 3.595 663 7 6.271 65.212 556

c) Resultados de las actividades de producción de petróleo y gas

Los resultados operativos de la Compañía provenientes de las actividades de producción de petróleo y gas para los ejercicios concluidos el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 se demuestran en el cuadro a continuación. La Compañía transfiere substancialmente toda su producción brasileña de petróleo crudo y gas al segmento de Abastecimiento en Brasil. Los precios de transferencia calculados por el modelo de la Compañía pueden no ser indicativos del precio que la Compañía habría obtenido si esta producción hubiera sido vendida en un mercado al contado no regulado. Además, los precios internos de transferencia calculados por el modelo de la Compañía pueden no ser indicativos de los precios futuros a ser realizados por la Compañía. Los precios del gas natural utilizados son aquellos contratados con terceros.

Los costos de producción son aquellos de lifting habidos para la operar y mantener los pozos productivos y los correspondientes equipos e instalaciones, incluyendo los costos con mano de obra operativa, materiales, suministros, combustible consumido en las operaciones y el costo operativo de unidades de procesamiento de gas natural.

Los gastos de exploración incluyen los costos de actividades geológicas y geofísicas y de proyectos sin viabilidad económica. Los gastos por depreciación, agotamiento y amortización se refieren a los activos utilizados en las actividades de exploración y desarrollo. De acuerdo con el Tópico de codificación 932 SEC – Actividades Extractivas – petróleo y gas natural, el impuesto sobre la renta es basado en las tasas estatutarias, considerando las deducciones permitidas. Gastos e ingresos financieros no están incluidos en los resultados reportados en la tabla a continuación.


117



Brasil

Extranjero

Total América del

Sur América del


31 de diciembre de 2015 Ingresos operativos netos:

Ventas a terceros 2.076 1.002 1.949 − − 2.951 5.027 1.853 Intersegmentos 108.846 3.225 − − − 3.225 112.071 62

110.922 4.227 1.949 − − 6.176 117.098 1.915 Costos de producción (53.863) (1.853) (629) − − (2.482) (56.345) (698) Gastos de exploración (5.262) (66) (1.139) − − (1.205) (6.467) (110) Depreciación, agotamiento y amortización (24.735) (1.005) (823) − − (1.828) (26.563) (624) Pérdidas de valor de propiedades de petróleo y gas (35.739) (796) (1.757) − − (2.553) (38.292) (1.077) Otros gastos operativos (6.581) 182 (352) − (618) (788) (7.369) (166) Resultados antes de los impuestos a las ganancias (15.258) 689 (2.751) − (618) (2.680) (17.938) (760) Impuestos a las ganancias 5.188 (261) 5 − 53 (203) 4.985 (286) Resultados de las operaciones (excluyendo gastos generales corporativos y costos de interés) (10.070) 428 (2.746) − (565) (2.883) (12.953) (1.046) 31 de diciembre de 2014 Ingresos operativos netos:

Ventas a terceros 1.190 1.975 2.144 − − 4.119 5.309 1.578 Intersegmentos 152.515 2.903 − − − 2.903 155.418 3.279

153.705 4.878 2.144 − − 7.022 160.727 4.857 Costos de producción (64.366) (2.459) (489) − − (2.948) (67.314) (1.398) Gastos de exploración (6.720) (69) (308) (38) − (415) (7.135) (675) Depreciación, agotamiento y amortización (18.091) (852) (1.208) − − (2.060) (20.151) (421) Pérdidas de valor de propiedades de petróleo y gas (5.665) (230) (4.183) (16) − (4.429) (10.094) (180) Otros gastos operativos (6.722) 2.610 (276) 6 279 2.619 (4.103) (20) Resultados antes de los impuestos a las ganancias 52.141 3.878 (4.320) (48) 279 (211) 51.930 2.163 Impuestos a las ganancias (17.728) (1.206) (10) − 41 (1.175) (18.903) (1.576) Resultados de las operaciones (excluyendo gastos generales corporativos y costos de interés) 34.413 2.672 (4.330) (48) 320 (1.386) 33.027 587 31 de diciembre de 2013 Ingresos operativos netos:

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

147.281 5.826 1.093 1.867 − 8.786 156.067 2.816 Costos de producción (57.050) (3.057) (381) (141) − (3.580) (60.630) (423) Gastos de exploración (6.057) (132) (189) (61) (7) (388) (6.445) (4) Depreciación, agotamiento y amortización (16.867) (1.117) (693) (192) (1) (2.004) (18.871) (565) Pérdidas de valor de propiedades de petróleo y gas (9) 2 (30) (1.205) − (1.233) (1.242) − Otros gastos operativos (2.883) (552) (161) (108) 3.763 2.943 60 − Resultados antes de los impuestos a las ganancias 64.415 969 (361) 160 3.756 4.524 68.939 1.823 Impuestos a las ganancias (21.901) (304) (3) (790) (1) (1.099) (23.000) (750) Resultados de las operaciones (excluyendo gastos generales corporativos y costos de interés) 42.514 665 (365) (630) 3.754 3.425 45.939 1.073


118

d) Informaciones sobre reservas

Las reservas comprobadas netas de petróleo y gas estimadas por la Compañía y los respectivos cambios en los ejercicios 2015, 2014 y 2013 se demuestran en la tabla a continuación. Las reservas comprobadas son estimadas por profesionales de geoingeniería especialistas de la Compañía, según las definiciones de reservas previstas por la Securities and Exchange Commission.

Reservas comprobadas de petróleo y gas son las cantidades de petróleo y gas natural que, de acuerdo con los análisis de datos geocientíficos y de ingeniería, pueden ser estimadas con certeza razonable que serán económicamente recuperables a partir de una determinada fecha, provenientes de reservorios conocidos y bajo las condiciones económicas, métodos operativos y reglamentaciones gubernamentales existentes, hasta el vencimiento de los contratos que prevén el derecho de operación, a menos que evidencias indiquen que existe una certeza razonable de renovación, independientemente de cuales sean los métodos de determinación o probabilidad utilizados para la estimativa. El proyecto para la extracción de los hidrocarburos debe haber comenzado o el operador debe tener una certeza razonable de que comenzará el proyecto en un período de tiempo razonable.

Reservas desarrolladas de petróleo y gas son reservas de cualquier categoría que se espera recuperar: (i) por medio de los pozos, equipos y métodos operativos existentes, o en las cuales el costo de los equipos necesarios es relativamente inferior em comparación al costo de un nuevo pozo; y (ii) por medio de los equipos de extracción instalados y de la infraestructura que se encuentre en operación en el momento de la estimación de las reservas, caso la extracción se realice por medio que no envuelva un pozo.

En algunos casos, hay la necesidad de nuevas inversiones sustanciales en pozos adicionales y equipos para recuperar tales reservas comprobadas. Debido a las incertidumbres inherentes y a la naturaleza limitada de los datos de reservorios, las estimaciones de reservas están sujetas a cambios cuando se tengan informaciones adicionales.

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


119

Consolidado

Inversiones por


Reservas comprobadas desarrolladas y no desarrolladas

Brasil

Extranjero **

Total América del

Sur América del


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 de control * − − − (140,2) (140,2) − (140,2) 140,2 Revisiones de estimativas previas (110,0) 13,4 21,9 − 35,4 1,3 (73,4) 1,8 Extensiones y hallazgos 818,3 − 33,0 − 33,0 − 851,4 − Perfeccionamiento de recuperación 124,2 − − − − − 124,2 − Ventas de reservas (42,3) − (1,5) − (1,5) − (43,8) (65,4) Producción del ejercicio (671,0) (22,8) (4,3) − (27,1) (0,8) (698,9) (16,5) Reservas al 31 de diciembre de 2013 10.658,4 166,0 123,1 − 289,2 8,8 10.956,4 84,5 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 − 186,5 7,9 11.045,1 72,1 Revisiones de estimativas previas (1.968,9) (3,5) (18,1) − (21,6) 0,1 (1.990,4) 3,1 Extensiones y hallazgos 407,1 4,8 − − 4,8 − 411,9 − Perfeccionamiento de recuperación 0,4 0,7 − − 0,7 − 1,1 16,2 Ventas de reservas (2,3) (4,5) − − (4,5) − (6,8) − Compras de reservas − − − − − − − − Producción del ejercicio (743,1) (11,7) (11,2) − (22,8) (1,0) (767,0) (10,9) Reservas al 31 de diciembre de 2015 8.544,1 52,3 90,6 − 142,9 6,9 8.693,9 80,4 (*) 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. Las reservas probadas de Bolivia no se incluyen debido a restricciones de acuerdo con la Constitución boliviana.

El resumen de los cambios anuales de las reservas comprobadas de gas natural se muestra a continuación (en miles de millones de pies cúbicos):


120

Consolidado

Inversiones por


Reservas comprobadas desarrolladas y no desarrolladas

Brasil

Extranjero **

Total América del

Sur América del


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 de control * − − − (45,5) (45,5) − (45,5) 45,5 Revisiones de estimativas previas (291,2) 75,2 2,6 − 77,8 (0,1) (213,5) (8,0) Extensiones y hallazgos 1.113,0 − 80,4 − 80,4 − 1.193,4 − Perfeccionamiento de recuperación 916,0 − − − − − 916,0 − Ventas de reservas (17,3) − (13,4) − (13,4) − (30,7) (22,8) Compras de reservas 0,4 − − − − − 0,4 − Producción del ejercicio (773,8) (100,4) (4,4) − (104,8) (1,4) (880,0) (0,6) 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 Revisiones de estimativas previas (1.178,3) 16,8 (17,0) − (0,2) 0,2 (1.178,3) (13,1) Extensiones y hallazgos 417,6 74,6 − − 74,6 − 492,2 − Perfeccionamiento de recuperación 0,2 27,7 − − 27,7 − 27,9 − Ventas de reservas (1,3) (90,2) − − (90,2) − (91,5) − Compras de reservas − − − − − − − − Producción del ejercicio (820,8) (79,2) (24,5) − (103,7) (1,4) (925,9) (0,3) Reservas al 31 de diciembre de 2015 9.587,7 680,5 138,5 − 819,1 9,3 10.416,1 33,5 * 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.

Las diferencias aparentes en la suma de las partes se deben a redondeos. Las reservas probadas de Bolivia no se incluyen debido a restricciones de acuerdo con la Constitución boliviana.


121

Las tablas siguientes presentan los volúmenes de reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas, netos:

2015 2014 2013

Petróleo

Crudo Petróleo Sintético Gas Natural Gas Sintético

Petróleo Crudo

Petróleo Sintético Gas Natural Gas Sintético

Petróleo Crudo

Petróleo Sintético Gas Natural Gas Sintético

(millones de barriles) (miles millones pies cúb.) (millones de barriles) (miles millones pies cúb.) (millones de barriles) (miles millones pies cúb.)

Reservas comprobadas desarrolladas, netas: Entidades Consolidadas Brasil 4.266,5 6,9 5.320,5 9,3 7.002,7 7,9 6.661,0 10,6 6.509,3 8,8 6.578,9 11,8

América del Sur 39,7 − 366,3 − 52,0 − 358,2 − 86,0 − 368,4 − América del Norte 53,6 − 122,5 − 63,6 − 146,2 − 46,2 − 9,9 −

Extranjero 93,3 − 488,8 − 115,6 − 504,3 − 132,2 − 378,3 −

Total Entidades Consolidadas 4.359,8 6,9 5.809,3 9,3 7.118,3 7,9 7.165,4 10,6 6.641,6 8,8 6.957,3 11,8

Entidades no Consolidadas América del Sur 6,6 − 8,0 − 9,4 − 15,7 − 12,4 − 14,9 − África 28,0 − 10,4 − 30,8 − 14,4 − 37,3 − 15,7 −

Extranjero 34,6 − 18,4 − 40,2 − 30,1 − 49,8 − 30,5 −

Total Entidades no Consolidadas 34,6 − 18,4 − 40,2 − 30,1 − 49,8 − 30,5 −

Total Entidades Consolidadas y no Consolidadas 4.394,4 6,9 5.827,7 9,3 7.158,5 7,9 7.195,5 10,6 6.691,4 8,8 6.987,8 11,8

Reservas comprobadas y no desarrolladas, netas: Entidades Consolidadas Brasil 4.277,7 − 4.267,2 − 3.848,2 − 4.509,2 − 4.149,1 − 4.712,7 −

América del Sur 12,5 − 314,2 − 14,6 − 372,5 − 80,1 − 690,1 − América del Norte 37,0 − 16,0 − 56,4 − 33,8 − 77,0 − 123,1 −

Extranjero 49,5 − 330,3 − 71,0 − 406,3 − 157,1 − 813,2 −

Total Entidades Consolidadas 4.327,2 − 4.597,5 − 3.919,2 − 4.915,5 − 4.306,2 − 5.525,9 −

Entidades No Consolidadas América del Sur 7,9 − 8,9 − 8,6 − 11,9 − 8,8 − 26,4 − África 37,8 − 6,2 − 23,3 − 4,9 − 25,9 − 4,9 −

Extranjero 45,7 − 15,1 − 31,9 − 16,8 − 34,7 − 31,3 −

Total Entidades no Consolidadas 45,7 − 15,1 − 31,9 − 16,8 − 34,7 − 31,3 −

Total Entidades Consolidadas y no Consolidadas 4.372,9 − 4.612,6 − 3.951,1 − 4.932,3 − 4.340,8 − 5.557,2 − Las diferencias aparentes en la suma de las partes se deben a redondeos.

Las reservas probadas de Bolivia no se incluyen debido a restricciones de acuerdo con la Constitución boliviana.


122

e) Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a las cantidades de petróleo y gas comprobadas y sus cambios

La medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos, respecto a las reservas de petróleo y gas comprobadas anteriormente mencionadas, es calculada 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 son calculadas aplicándose el precio promedio durante el período de 12 meses anterior al cierre del ejercicio cubierto por el informe, determinado como la media aritmética no ponderada del precio del primer día de cada mes dentro del referido período, a menos que los precios sean definidos por determinación contractual, excluyéndose los aumentos basados en futuras condiciones. Los cambios futuros en los precios se limitan a los acuerdos contractuales vigentes al cierre de cada año de reporte. Los costos futuros de desarrollo y producción corresponden a los gastos futuros necesarios para desarrollar y producir las reservas comprobadas estimadas al cierre del ejercicio con base en indicaciones de costo al cierre del ejercicio, asumiendo como premisa la continuidad de las condiciones económicas al cierre del ejercicio. El impuesto sobre la renta futuro estimado es calculado aplicándose las alícuotas oficiales vigentes al cierre del ejercicio. En Brasil, juntamente con el impuesto sobre la renta, son incluidas contribuciones sociales futuras. Los valores presentados como gastos futuros de impuesto sobre la renta incluyen deducciones permitidas, sobre las cuales se aplican las alícuotas oficiales. Los flujos de efectivo futuros descontados netos son calculados utilizándose factores de descuento del 10%, aplicados en el medio del año. Este flujo de efectivo futuro descontado requiere estimación de cuándo serán incurridos los gastos futuros, y de cuándo serán producidas las reservas, año a año.

La evaluación prevista en el Tópico de Codificación 932 SEC – Actividades Extractivas – Petróleo y Gas requiere la adopción de con relación al momento y al valor de los costos de desarrollo y producción futuros. Los cálculos son hechos al 31 de diciembre de cada ejercicio y no deben ser utilizados como indicativos de los flujos de efectivo futuros de Petrobras o del valor de sus reservas de petróleo y gas.

La información relativa a la medida estandarizada de flujos de efectivo netos futuros descontados se presentan originalmente en dólares estadounidenses en el Form 20-F de SEC, y se convirtieron a reales con fines de presentación en estos estados financieros. Por lo tanto, con el fin de mantener la coherencia con los criterios utilizados en la medición de las estimaciones de futuras entradas de efectivo, como descrito anteriormente, el tipo de cambio utilizado para la conversión de cada período sigue el precio promedio del dólar estadounidense durante el periodo de 12 meses anteriores a la fecha de cierre, determinado como una media aritmética no ponderada del precio del primer día laborable de cada mes dentro de ese período. Las diferencias de cambio surgidas en la conversión se demuestran como ajustes acumulados de conversión en las tablas de movimiento flujos de los flujos, conforme a continuación.

Los flujos de caja netos futuros descontados:


123



Brasil

Extranjero**

Total Al 31 de diciembre de 2015 América del

Sur América del

Norte África Total

Ingresos de efectivo futuros 1.524.183 21.563 15.560 − 37.123 1.561.306 12.995 Costos de producción futuros (844.332) (10.434) (8.847) − (19.281) (863.613) (4.629) Costos de desarrollo futuros (215.751) (3.481) (3.272) − (6.753) (222.504) (4.050) Gastos por impuestos a las ganancias futuros (202.433) (1.736) (76) − (1.812) (204.245) (1.151) Flujos de efectivo netos futuros no descontados 261.667 5.912 3.365 − 9.277 270.944 3.165 Descuento del 10% a mediados de año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados * (120.677) (1.939) (488) − (2.427) (123.104) (1.480) Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados 140.990 3.973 2.877 − 6.850 147.840 1.685 Al 31 de diciembre de 2014 Ingresos de efectivo futuros 2.529.273 16.770 26.530 − 43.300 2.572.573 14.704 Costos de producción futuros (1.098.425) (8.762) (8.630) − (17.392) (1.115.817) (4.456) Costos de desarrollo futuros (164.084) (2.798) (5.504) − (8.302) (172.386) (3.775) Gastos por impuestos a las ganancias futuros (441.802) (1.447) (955) − (2.402) (444.204) (2.152) Flujos de efectivo netos futuros no descontados 824.962 3.763 11.441 − 15.204 840.166 4.321 Descuento del 10% a mediados de año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados * (418.349) (1.230) (3.703) − (4.933) (423.282) (1.296) Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados 406.613 2.533 7.738 − 10.271 416.884 3.025 Al 31 de diciembre de 2013 Ingresos de efectivo futuros 2.444.936 36.145 26.017 − 62.162 2.507.098 18.802 Costos de producción futuros (1.011.789) (18.843) (7.509) − (26.351) (1.038.140) (6.576) Costos de desarrollo futuros (156.636) (4.626) (6.025) − (10.651) (167.287) (4.153) Gastos por impuestos a las ganancias futuros (443.858) (3.649) (365) − (4.014) (447.872) (2.633) Flujos de efectivo netos futuros no descontados 832.653 9.028 12.118 − 21.146 853.799 5.441 Descuento del 10% a mediados de año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados * (426.231) (3.093) (4.931) − (8.024) (434.256) (1.768) Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados 406.422 5.935 7.187 − 13.122 419.543 3.673 (*) Capitalización semestral (**) En 2013 incluye el monto de R$ 3.790 de activos clasificados como mantenidos para la venta, realizadas en 2014. Las reservas probadas de Bolivia no se incluyen debido a restricciones de acuerdo con la Constitución boliviana.


124

Movimiento de los flujos de efectivo futuros descontados netos:



Brasil

Extranjero

Total América del

Sur América del

Norte África Otros Total

Saldo al 1º de enero de 2015 406.613 2.532 7.739 − − 10.271 416.884 3.025 Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción (57.037) (1.845) (1.329) − − (3.174) (60.211) (818) Costos de desarrollo habidos 47.906 1.486 1.310 − − 2.796 50.702 1.420 Cambio neto debido a compras y ventas de minerales em el local (113) (191) − − − (191) (304) − Cambio neto debido a extensiones, hallazgos y mejoras en recuperación, menos costos relacionados 21.499 1.068 − − − 1.068 22.567 1.606 Revisiones de las estimativas de cantidades previas (97.550) 6 (2.161) − − (2.155) (99.705) 441 Cambio neto de precios, precios de transferencia y costos de producción (610.081) 499 (9.258) − − (8.759) (618.840) (5.728) Cambio em costos futuros de desarrollo estimados (22.904) (1.221) 1.775 − − 554 (22.350) (399) Intereses del descuento 40.661 517 1.035 − − 1.552 42.213 429 Cambio neto en impuestos sobre la renta 226.167 220 305 − − 525 226.692 1.110 Otros - no especificados − (133) 303 − − 170 170 599 Ajuste acumulado de conversión 185.829 1.035 3.158 − − 4.193 190.022 − Saldo al 31 de diciembre de 2015 140.990 3.973 2.877 − − 6.850 147.840 1.685


125



Brasil

Extranjero

Total América del

Sur América del

Norte África Otros Total

Saldo al 1º de enero de 2014 406.422 5.935 7.186 − − 13.121 419.543 3.672 Transferencias por la pérdida de control * − − − − − − − − Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción (89.330) (1.525) (1.638) − − (3.163) (92.493) (2.228) Costos de desarrollo habidos 42.726 1.285 983 − − 2.268 44.994 1.501 Cambio neto debido a compras y ventas de minerales em el local − (2.555) 249 − − (2.306) (2.306) − Cambio neto debido a extensiones, hallazgos y mejoras en recuperación, menos costos relacionados 16.847 427 − − − 427 17.274 − Revisiones de las estimativas de cantidades previas 39.241 (64) 498 − − 434 39.675 (71) Cambio neto de precios, precios de transferencia y costos de producción (78.114) (599) (884) − − (1.483) (79.597) (1.347) Cambio em costos futuros de desarrollo estimados (27.679) (846) 90 − − (756) (28.435) (273) Intereses del descuento 40.642 308 803 − − 1.111 41.753 412 Cambio neto en impuestos sobre la renta 17.720 (266) (220) − − (486) 17.234 202 Otros - no especificados − (71) 57 − − (14) (14) − Ajuste acumulado de conversión 38.138 503 615 − − 1.118 39.256 1.157 Saldo al 31 de diciembre de 2014 406.613 2.532 7.739 − − 10.271 416.884 3.025

Saldo al 1º de enero de 2013 366.823 6.223 4.795 7.303 − 18.321 385.144 800 Transferencias por la pérdida de control * − − − (7.303) − (7.303) (7.303) 7.303 Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción (73.254) (2.499) (857) − − (3.356) (76.610) (1.584) Costos de desarrollo habidos 36.063 1.538 390 660 6 2.594 38.657 512 Cambio neto debido a compras y ventas de minerales em el local (2.173) 587 (249) − − 338 (1.835) (4.047) Cambio neto debido a extensiones, hallazgos y mejoras en recuperación, menos costos relacionados 71.493 − 1.451 − − 1.451 72.944 − Revisiones de las estimativas de cantidades previas (8.783) 60 2.016 − − 2.076 (6.707) 180 Cambio neto de precios, precios de transferencia y costos de producción (20.927) (804) (756) (660) (5) (2.225) (23.152) (897) Cambio em costos futuros de desarrollo estimados (41.285) (870) (745) − − (1.615) (42.900) (185) Intereses del descuento 36.682 962 584 − − 1.546 38.228 541 Cambio neto en impuestos sobre la renta (1.891) 407 (27) − − 380 (1.511) 586 Otros - no especificados − (343) 65 − − (278) (278) − Ajuste acumulado de conversión 43.674 674 519 − (1) 1.192 44.866 463 Saldo al 31 de diciembre de 2013 406.422 5.935 7.186 − − 13.121 419.542 3.672 (*) Incluye el monto transferido de PO&G que dejó de ser consolidada. (**) En 2013 incluye el monto de R$ 3.790 de activos clasificados como mantenidos para la venta, realizadas en 2014. Las reservas probadas de Bolivia no se incluyen debido a restricciones de acuerdo con la Constitución boliviana.

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Consejo de Administración y Directorio Ejecutivo

Consejo de Administración y Directorio Ejecutivo

LUIZ NELSON GUEDES DE CARVALHO

PRESIDENTE

ALDEMIR BENDINE LUCIANO GALVÃO COUTINHO LUIZ AUGUSTO FRAGA

NAVARRO DE BRITTO FILHO SEGEN FARID ESTEFEN

CONSEJERO CONSEJERO (*)

CONSEJERO CONSEJERO

GUILHERME AFFONSO FERREIRA WALTER MENDES DE OLIVEIRA FILHO

ROBERTO DA CUNHA CASTELLO BRANCO

DEYVID SOUZA BACELAR DA SILVA

CONSEJERO CONSEJERO

CONSEJERO CONSEJERO

DIRECTORIO EJECUTIVO

ALDEMIR BENDINE

PRESIDENTE

HUGO REPSOLD JÚNIOR JOÃO ADALBERTO ELEK JÚNIOR ANTÔNIO SÉRGIO OLIVEIRA SANTANA ROBERTO MORO

DIRECTOR DE GAS Y ENERGÍA DIRECTOR DE GOBERNANZA, RIESGO Y CUMPLIMIENTO

DIRECTOR CORPORATIVO Y DE SERVICIOS

DIRECTOR DE INGENIERÍA, TECNOLOGÍA Y MATERIALES

IVAN DE SOUZA MONTEIRO JORGE CELESTINO RAMOS SOLANGE DA SILVA GUEDES PAULO JOSÉ ALVES

DIRECTOR FINANCIERO Y DE RELACIONES CON INVERSORES

DIRETOR DE ABASTECIMIENTO DIRECTORA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

CONTADOR-CRC-RJ-060.073/O-0

(*) Abstención de aprobación de los estados contables.

ESTADOS FINANCIEROS - Latibex. Mercado de … · Estado de Resultados ... que incluyen el balance...

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