Estados financieros consolidados al 30 de …...y sus subsidiarias al 30 de septiembre de 2014, y...

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Estados financieros consolidados al 30 de septiembre de 2014, con informe de auditores independientes (Traducción libre del original en Inglés)

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Índice

Informe de Auditores Independientes ............................................................................................................ 3 Estado de Posición Financiera Consolidado .................................................................................................. 4 Estado de Resultados Consolidado ................................................................................................................ 5

Estado de Resultados Integrales Consolidado ............................................................................................... 6 Estado de Flujo de Efectivo Consolidado ...................................................................................................... 7 Estado de Evolución del Patrimonio Neto Consolidado ................................................................................ 8 Notas explicativas .......................................................................................................................................... 9 1. La Compañía y sus operaciones ............................................................................................................. 9

2. Base de preparación de información financiera intermedia ................................................................... 9 3. La “Operación Lava Jato” y sus reflejos en la Compañía .................................................................... 10 4. Base de consolidación .......................................................................................................................... 20 5. Resumen de políticas contables significativas ..................................................................................... 20 6. Efectivo y equivalentes de efectivo ...................................................................................................... 21

7. Títulos y valores mobiliarios ................................................................................................................ 21 8. Cuentas a cobrar ................................................................................................................................... 21 9. Existencias ............................................................................................................................................ 23

10. Venta de activos y fusiones legales .................................................................................................. 24 11. Inversiones ........................................................................................................................................ 26 12. Activo fijo ......................................................................................................................................... 28 13. Activo intangible .............................................................................................................................. 29

14. Deterioro ........................................................................................................................................... 31 15. Actividades de exploración y evaluación de reservas de petróleo y gas .......................................... 31

16. Proveedores ....................................................................................................................................... 32 17. Financiaciones .................................................................................................................................. 32 18. Arrendamientos ................................................................................................................................. 34

19. Transacciones con partes relacionadas ............................................................................................. 35 20. Provisión para costos de desmantelamiento ..................................................................................... 36

21. Impuestos .......................................................................................................................................... 37 22. Beneficios concedidos a empleados (post-empleo) .......................................................................... 40

23. Patrimonio neto ................................................................................................................................. 43 24. Ingresos por ventas ........................................................................................................................... 44

25. Otros gastos, netos ............................................................................................................................ 44 26. Costos y gastos por naturaleza .......................................................................................................... 45

27. Resultado neto .................................................................................................................................. 45 28. Información complementaria al estado de flujo de efectivo ............................................................. 46 29. Información por segmento ................................................................................................................ 47 30. Provisiones para procesos judiciales, pasivos contingentes y activos contingentes ......................... 51 31. Compromiso de compra de gas natural ............................................................................................ 57

32. Garantías a los contratos de concesión para exploración de crudo .................................................. 57 33. Gestión de riesgos ............................................................................................................................. 57

34. Valor razonable de activos y pasivos financieros ............................................................................. 62 35. Eventos subsecuentes ........................................................................................................................ 63 36. Información relacionada a títulos y valores garantizados emitidos por subsidiarias ........................ 64

3

Informe de Auditores Independientes

Informe de los auditores independientes registrados Señores del Directorio y Accionistas Hemos efectuado una revisión del balance general consolidado condensado de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras

y sus subsidiarias al 30 de septiembre de 2014, y sus respectivos estados consolidados condensados de resultados,

de flujos de efectivo y de evolución del patrimonio neto correspondientes al trimestre terminado el 30 de

septiembre de 2014 y 30 de septiembre de 2013. Esta información financiera intermedia es responsabilidad de la

administración de la Compañía.

Nuestra revisión fue efectuada de acuerdo con las normas del Consejo de Supervisión de Contabilidad de

Compañías Abiertas de los Estados Unidos de América (Public Company Accounting Oversight Board - PCAOB).

Una revisión de información financiera intermedia consiste principalmente de la aplicación de procedimientos de

revisión analítica e indagaciones hechas a los responsables de asuntos contables y financieros. Su alcance es

sustancialmente menor al requerido en una auditoría realizada de acuerdo con las normas establecidas por el

Consejo de Supervisión de Contabilidad de Compañías Abiertas de los Estados Unidos de América, cuyo objetivo

es emitir una opinión sobre los estados contables considerados en su conjunto. En consecuencia, no emitimos tal

opinión.

Basados en nuestra revisión, no tenemos conocimiento que se requiera ninguna modificación significativa para

que la información financiera intermedia adjunta, esté de acuerdo con las Normas Internacionales de

Información Financiera (International Financial Reporting Standards) emitidas por el Comité de Normas

Internacionales de Contabilidad (International Accounting Standards Board - IASB).

Como fue mencionado en la Nota Explicativa 3 de las informaciones financieras intermedias, la Compañía registró

una baja de US$ 2,527 millones para gastos incorrectamente capitalizados en la adquisición de activos fijos, según

los testimonios obtenidos en el ámbito de las investigaciones criminales conducidas por las autoridades brasileñas.

Anteriormente hemos auditado, de acuerdo con las normas del PCAOB, el estado de situación financiera

consolidado al 31 de diciembre de 2013 y los correspondientes estados consolidados de resultados, de resultados

integrales, de flujos de efectivo (no presentado en este documento) y del patrimonio neto por el año terminado en

esa fecha, y en nuestro informe de fecha 25 de febrero de 2014, expresamos una opinión sin salvedades sobre

dichos estados financieros consolidados. En nuestra opinión, la información que se indica en el estado de situación

financiera resumido consolidado adjunto al 31 de diciembre de 2013, se presenta razonablemente, en todos sus

aspectos significativos, en relación con el estado de situación financiera consolidado de la que se deriva.

/s/

PricewaterhouseCoopers

Auditores Independientes

Rio de Janeiro - Brasil

22 de abril de 2015

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras

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Estado de Posición Financiera Consolidado 30 de septiembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013 (Expresado en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando se indique lo contrario)

Activo Nota 30/09/2014 31/12/2013 Pasivo Nota 30/09/2014 31/12/2013

Corriente Corriente Efectivo y equivalentes de efectivo 6 20.246 15.868 Proveedores 16 11.284 11.919 Títulos y valores mobiliarios 7 8.435 3.885 Financiaciones 17 11.507 8.001 Cuentas a cobrar, netas 8 8.792 9.670 Arrendamientos financieros 18.1 16 16 Existencias 9 13.234 14.225 Impuestos sobre las ganancias a pagar 21.1 336 281 Impuesto sobre las ganancias recuperable 21.1 935 1.060 Otros impuestos a pagar 21.2 4.957 4.669 Otros impuestos recuperables 21.2 2.575 3.911 Dividendos a pagar 23.2 − 3.970 Adelantos a proveedores 368 683 Nómina, participaciones y cargas relacionadas 3.235 2.052 Otros activos corrientes 1.676 946 Planes de pensión y salud 22 897 816

56.261 50.248 Otros pasivos corrientes 2.087 2.429

34.319 34.153

Activos clasificados como mantenidos para venta 10.2 2.061 2.407 Pasivos sobre activos clasificados como mantenidos para venta 10.2 241 1.073

58.322 52.655 34.560 35.226

No corriente No corriente Realizable a largo plazo Financiaciones no corrientes 17 123.744 106.235

Títulos y valores mobiliarios 8 5.185 4.532 Arrendamientos financieros 18.1 67 73 Títulos y valores mobiliarios 7 120 131 Impuestos sobre las ganancias diferidos 21.3 8.944 9.906 Depósitos judiciales 30.2 2.750 2.504 Planes de pensión y salud 22 16.722 11.757 Impuestos sobre las ganancias diferidos 21.3 992 1.130 Provisiones para procesos judiciales 30.1 1.623 1.246 Otros activos fiscales 21.2 4.582 5.380 Provisión para costos de desmantelamiento 20 6.526 7.133 Adelantos a proveedores 2.956 3.230 Otros pasivos no corrientes 936 724

Otros activos no corrientes 2.948 1.875

19.533 18.782 158.562 137.074

Total del Pasivo 193.122 172.300

Patrimonio neto 23

Inversiones 11 6.339 6.666 Capital social 107.380 107.371 Activo fijo 12 241.373 227.901 Capital suscripto adicional 359 395 Activos intangibles 13 7.251 15.419 Reservas de ganancias 78.588 75.689

274.496 268.768 Otros resultados acumulados integrales (déficit) (47.069) (34.928)

Atribuibles a los accionistas de Petrobras 139.258 148.527

Participación de accionistas no controlantes 438 596

Total del patrimonio neto 139.696 149.123

Total del Activo 332.818 321.423 Total del Pasivo y Patrimonio Neto 332.818 321.423

Las notas explicativas forman parte integrante de los estados financieros.


5

Estado de Resultados Consolidado 30 de septiembre de 2014 y de 2013 (Expresado en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando se indique lo contrario)

Nota Ene-Sep 2014 Ene-Sep 2013

Ingresos por ventas 24 110.248 105.869 Costo de ventas (84.717) (80.525)

Ganancia bruta 25.531 25.344

Ingresos (gastos) Gastos de ventas (5.356) (3.634) Gastos generales y administrativos (3.430) (3.713) Costos de exploración 15 (2.471) (2.193) Gastos de investigación y desarrollo (812) (882) Otros impuestos (521) (328) Baja - sobrepagos incorrectamente capitalizados 3 (2.527) − Otros gastos, netos 25 (5.209) (1.471) (20.326) (12.221)

Ingresos netos antes de resultados financieros, participación de ganancias de inversiones en patrimonio, participación en las utilidades o resultados e impuestos sobre las ganancias 5.205 13.123

Ingresos financieros 1.297 1.453 Gastos financieros (2.791) (1.761) Variaciones cambiarias y monetarias 572 (1.157)

Resultado neto 27 (922) (1.465) Participación de ganancias de inversiones en patrimonio 430 482 Participación en las utilidades o resultados 22.1 (338) (421) Ingresos netos antes de impuestos sobre las ganancias 4.375 11.719

Impuestos sobre las ganancias 21.4 (2.014) (3.502) Ingresos netos 2.361 8.217

Ganancia (pérdida) atribuible a: Accionistas de Petrobras 2.355 8.334 Participación de accionistas no controlantes 6 (117)

2.361 8.217

Ganancia básica y diluida por promedio ponderado de acción común y preferida – en dólares estadounidenses 23.3 0,18 0,64 Las notas explicativas forman parte integrante de los estados financieros.


6

Estado de Resultados Integrales Consolidado 30 de septiembre de 2014 y de 2013 (Expresado en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando se indique lo contrario)

Ene-Sep 2014 Ene-Sep 2013

Ingresos netos 2.361 8.217 Unidades que no serán reclasificadas al estado de resultados:

Ganancias (pérdidas) actuariales en planes de pensión definidos (5.234) (5) Impuestos sobre las ganancias diferidos 920 − Ajuste acumulado de conversiones (6.011) (13.077)

(10.325) (13.082) Unidades que pueden ser reclasificadas posteriormente al estado de resultados:

Ganancias/(pérdidas) no realizadas por títulos disponibles para venta Reclasificadas al estado de resultados − (45) Impuestos sobre las ganancias diferidos − 15

− (30) Ganancias/(pérdidas) no realizadas en el hedge de flujo de efectivo

Reconocidas en el patrimonio neto (2.430) (4.201) Reclasificadas al estado de resultados 458 169 Impuestos sobre las ganancias diferidos 674 1.378

(1.298) (2.654)

Participación de otros resultados integrales en inversiones de patrimonio (84) (191)

(1.382) (2.875)

Total de otros resultados integrales: (11.707) (15.957)

Total de resultados integrales (9.346) (7.740)

Resultados integrales atribuibles a: Accionistas de Petrobras (9.233) (7.528) Participación de accionistas no controlantes (113) (212)

Total de resultados integrales (9.346) (7.740)



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Estado de Flujo de Efectivo Consolidado 30 de septiembre de 2014 y de 2013 (Expresado en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando se indique lo contrario)


Flujos de efectivo de actividades operativas Ingresos netos atribuibles a los accionistas de Petrobras 2.355 8.334 Ajustes para:

Participación de accionistas no controlantes 6 (117) Participación de ganancias de inversiones en patrimonio (430) (482) Depreciación, agotamiento y amortización 9.563 9.892 Cargos de deterioro sobre activos fijos y otros activos 613 390 Baja - sobrepagos incorrectamente capitalizados 2.527 − Provisión para deterioro de cuentas a cobrar 1.831 21 Bajas de gastos de exploración 1.869 1.341 (Ganancias) pérdidas por venta de activos/baja de activos no corrientes, áreas de E&P devueltas y proyectos cancelados 1.669 (827) Variación cambiaria, monetaria y cargos financieros 2.410 2.009 Impuestos sobre las ganancias diferidos, netos 966 1.788 Planes de pensión y salud (gastos actuariales) 1.383 1.961

Incremento (disminución) de activos Cuentas a cobrar, netas (1.987) 300 Existencias 103 (2.216) Otros activos (2.666) (499)

Incremento (disminución) de pasivos Proveedores (491) 343 Impuestos a pagar (112) (1.388) Planes de pensión y salud (578) (537) Otros pasivos 1.716 1.242

Efectivo generado por actividades operativas 20.747 21.555

Flujos de efectivo de actividades de inversión Inversiones (26.191) (31.074) Inversiones en participadas (176) (77) Ingresos por venta de activos (desinversión) 584 2.064 Desinversión (inversiones) en títulos y valores mobiliarios (4.356) 1.461 Dividendos recibidos 334 93

Efectivo neto (utilizado en) actividades de inversión (29.805) (27.533)

Flujos de efectivo de actividades de financiación Adquisición de participación de accionistas no controlantes (22) (98) Financiaciones y préstamos, netos:

Ingresos por financiaciones a largo plazo 29.548 33.907 Amortización del capital principal (7.543) (15.699) Amortización del intereses (4.560) (4.186)

Dividendos pagados (3.924) (2.655)

Efectivo generado por actividades de financiación 13.499 11.269

Efecto de variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes de efectivo (63) (1.165)

Incremento neto de efectivo y equivalentes de efectivo 4.378 4.126

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio 15.868 13.520

Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período 20.246 17.646



8

Estado de Evolución del Patrimonio Neto Consolidado 30 de septiembre de 2014 y de 2013 (Expresado en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando se indique lo contrario)

Capital suscripto adicional Otros resultados acumulados integrales

(déficit) Reservas de ganancias

Capital

suscripto

Costos de emisión de

acciones

Cambio de participacione

s en subsidiarias

Ajuste acumulado de conversiones

Ganancias (pérdidas)

actuariales en planes de

pensión

Otros resultados integrales Legal Estatutaria

Incentivos fiscales

Retención de ganancias

Ganancias acumuladas

Patrimonio neto

atribuible a accionistas de

Petrobras

Participación de accionistas

no controlantes

Total del patrimonio

neto consolidado

Saldo al 1º de enero de 2013 107.362 (279) 628 (6.737) (7.600) 102 7.364 1.645 729 57.582 (82) 160.714 1.152 161.866

Aumento de capital con reservas 9 − − − − − − − (9) − − − − − Realización de costo atribuido − − − − − (3) − − − − 3 − − − Cambio de participaciones en subsidiarias − − 12 − − − − − − − − 12 (143) (131) Ingresos netos − − − − − − − − − − 8.334 8.334 (117) 8.217 Otros resultados integrales − − − (13.812) (5) (2.875) − − − − 830 (15.862) (95) (15.957) Aplicaciones: − −

Aplicación de ganancia neta − − − − − − − − − − − − − − Dividendos − − − − − − − − − − − − 5 5

107.371 (279) 640 (20.549) (7.605) (2.776) 7.364 1.645 720 57.582 9.085 153.198 802 154.000

Saldo al 30 de septiembre de 2013 107.371 361 (30.930) 76.396 153.198 802 154.000

Saldo al 1º de enero de 2014 107.371 (279) 674 (28.334) (2.505) (4.089) 7.919 2.182 729 64.859 − 148.527 596 149.123

Aumento de capital con reservas 9 − − − − − − − (9) − − − − − Realización de costo atribuido − − − − − (3) − − − − 3 − − − Cambio de participaciones en subsidiarias − − (36) − − − − − − − − (36) (22) (58) Ingresos netos − − − − − − − − − − 2.355 2.355 6 2.361 Otros resultados integrales − − − (6.442) (4.314) (1.382) − − − − 550 (11.588) (119) (11.707) Aplicaciones: − − −

Aplicación de ganancia neta − − − − − − − − − − − − − − Dividendos − − − − − − − − − − − − (23) (23)

107.380 (279) 638 (34.776) (6.819) (5.474) 7.919 2.182 720 64.859 2.908 139.258 438 139.696

Saldo al 30 de septiembre de 2014 107.380 359 (47.069) 78.588 139.258 438 139.696

Véanse las notas explicativas que acompañan los estados financieros.


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Notas explicativas (Expresadas en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando se indique lo contrario)

1. La Compañía y sus operaciones

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras se dedica, directamente o por medio de sus subsidiarias (denominadas conjuntamente "Petrobras" o “la Compañía”) a la prospección, perforación, refinación, procesamiento, comercialización y transporte de crudo proveniente de producción de yacimientos de petróleo en tierra y en alto mar y de esquisto u otras rocas, así como sus productos derivados, gas natural y otros hidrocarburos líquidos. Además, Petrobras desarrolla actividades relacionadas con energía, tales como 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 Rio de Janeiro, estado de Rio de Janeiro, Brasil.

2. Base de preparación de información financiera intermedia

La información financiera intermedia consolidada ha sido preparada y se presenta de conformidad con la IAS 34 – Información Financiera Intermedia emitida por el International Accounting Standards Board (IASB). La información se presenta en dólares estadounidenses.

La presente información financiera intermedia presenta los cambios significativos en el período, evitando repetición de ciertas notas a los estados financieros previamente informados. Por lo tanto, debería leerse junto con los estados financieros anuales de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, que incluye un juego completo de notas.

En el período de tres meses finalizado el 30 de septiembre de 2014, la Compañía reclasificó los cargos para reducciones de existencias a valores realizables netos para el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2014 de US$ 485 (US$ 390 para el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013) de otros gastos a costo de ventas (nota 9). La Compañía cree que la clasificación de las bajas como costo de ventas es una base más apropiada para presentar los gastos por función y consistente con la práctica de la industria. Los ingresos netos no se vieron afectados en ninguno de los períodos presentados.

Petrobras ha elegido el dólar estadounidense como su moneda de presentación. Los estados financieros fueron convertidos de la moneda funcional (real) a la moneda de presentación (dólar estadounidense) de conformidad con la IAS 21 - Los efectos de cambios en tasas de cambio de moneda extranjera. Todos los activos y pasivos se convierten en dólares estadounidenses al cambio de cierre de la fecha de los estados financieros; ingresos y gastos, así como los flujos de efectivo se convierten a dólares estadounidenses utilizando las tasas de cambio promedio prevalecientes durante el ejercicio. Todas las diferencias de cambio resultantes de la conversión de los estados financieros consolidados de la moneda funcional en la moneda de presentación se reconocen como ajuste acumulado de conversiones (CTA) dentro de otros resultados acumulados integrales en los estados de evolución del patrimonio neto consolidado.

Real vs. Dólar estadounidense Mar 2014 Jun 2014 Sep 2014 Mar 2013 Jun 2013 Sep 2013 Dic 2013

Tasa de cambio trimestral promedio 2,36 2,23 2,28 2,00 2,07 2,29 2,28 Tasa de cambio al cierre del período 2,26 2,20 2,45 2,01 2,22 2,23 2,34

La tasa de cambio real vs. dólar estadounidense al 15 de abril de 2015 era de R$ 3,07 por dólar estadounidense.

El Consejo de Administración de la Compañía autorizó en reunión del 22 de abril 22 de 2015 autorizó que se emitiera la información financiera intermedia consolidada.

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas (Expresadas en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando se indique lo contrario)

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2.1. Estimativas contables

La preparación de información financiera intermedia requiere la utilización de estimativas y suposiciones para ciertos activos, pasivos y otras transacciones. Dichas estimativas incluyen: baja de sobrepagos indebidamente capitalizados, reservas de petróleo y gas, pasivos de planes de pensión y salud, depreciación, agotamiento y amortización, costos de desmantelamiento, deterioro de activos, contabilidad de hedge, provisiones para procesos legales, valor razonable de instrumentos financieros, ajustes al valor presente de cuentas a cobrar y pagar de transacciones relevantes, e impuestos sobre las ganancias (impuesto sobre las ganancias (IRPJ) y contribución social sobre ingresos netos (CSLL)). Aunque nuestra Administración utilice suposiciones y juicios que son revistos periódicamente, los resultados efectivos podrían diferir de las estimativas.

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

En el tercer trimestre de 2014, la Compañía dio de baja US$ 2.527 de costos capitalizados referentes a valores que Petrobras sobrepagó por la adquisición de activo fijo en ejercicios anteriores.

Según los testimonios obtenidos en el ámbito de las investigaciones penales conducidas por las autoridades brasileñas que se tornaron públicos a partir de octubre de 2014, altos ejecutivos de Petrobras conspiraron con contratistas, proveedores y otros de 2004 hasta abril de 2012 para establecer e implementar un cartel ilegal que sistemáticamente sobrefacturaba a la Compañía con relación a la adquisición de activo fijo. Dos directores y un gerente ejecutivo de Petrobras estaban involucrados en este esquema de pagos, ninguno de los cuales tiene afiliación con la Compañía desde abril de 2012; a continuación serán denominados “ex-empleados de Petrobras”. Los sobrepagos fueron utilizados para financiar pagos indebidos a partidos políticos, políticos elegidos u otros servidores públicos, personal de contratistas, a los ex-empleados de Petrobras y otros involucrados en el esquema de pagos. La propia Compañía no efectuó los pagos indebidos, que fueron efectuados por los contratistas y proveedores y por intermediarios por cuenta de los contratistas y proveedores.

Petrobras cree que de acuerdo con la IAS 16 los valores de los sobrepagos de acuerdo con este esquema de pagos no deberían haber sido incluidos en el costo histórico de su activo fijo. Sin embargo, Petrobras no puede identificar específicamente individualmente los pagos contractuales que incluyen sobrepagos ni el período de reporte en el cual ocurrieron los sobrepagos. Por lo tanto, Petrobras desarrolló una metodología para estimar el valor total que sobrepagó de acuerdo con el esquema de pagos para determinar el valor de la baja representando la sobrevaloración de sus activos como resultado de sobrepagos usados para financiar pagos indebidos. A continuación se describen las circunstancias y la metodología utilizadas.

Histórico

En 2009, la Policía Federal brasileña empezó una investigación llamada “Operación Lava Jato” con el fin de investigar organizaciones delictivas involucradas en lavado de dinero en varios estados brasileños. La Operación Lava Jato es extremadamente amplia e involucra numerosas investigaciones de varias prácticas delictivas que se concentran en delitos cometidos por individuos en diferentes partes de Brasil y sectores de su economía.

A lo largo del año de 2014, el Ministerio Público Federal de Brasil concentró parte de su investigación en irregularidades que involucraban a contratistas y proveedores de Petrobras y descubrió un amplio esquema de pagos que involucraba una amplia variedad de participantes, incluyendo los ex-empleados de Petrobras. En base a la información disponible para Petrobras, el esquema de pagos involucraba un grupo de 27 compañías que, entre 2004 y abril de 2012, confabuló para obtener contratos con Petrobras, sobrefacturar a la Compañía de acuerdo con esos contratos y utilizar el sobrepago recibido de acuerdo con los contratos para financiar pagos indebidos a partidos políticos, políticos elegidos u otros servidores públicos, personal de contratistas, los ex-empleados de Petrobras y otros involucrados en el esquema. Petrobras se refiere a este esquema como el “esquema de pagos” y a las compañías involucradas en el esquema como “miembros del cartel”.


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Además del esquema de pagos, las investigaciones identificaron varias instancias específicas de otros contratistas y proveedores que supuestamente sobrefacturaban a Petrobras y utilizaban el sobrepago recibidos de sus contratos con la Compañía para financiar pagos indebidos, sin relación con el esquema de pagos, para ciertos empleados de Petrobras, incluyendo los ex-empleados de Petrobras y un ex-director del área internacional. Dichos contratistas y proveedores no son miembros del cartel y actuaban individualmente. Petrobras se refiere a estos casos específicos como los “pagos no relacionados”.

Con relación a la investigación del esquema de pagos, Paulo Roberto Costa, un ex director de Abastecimiento de Petrobras, fue arrestado en marzo de 2014 y posteriormente acusado de lavado de dinero y corrupción pasiva. Otros exejecutivos de Petrobras, incluyendo Renato de Souza Duque (ex-director de Servicios), Nestor Cerveró (ex-director del Área Internacional de Servicios) y Pedro José Barusco Filho (ex-gerente ejecutivo de Servicios), así como exejecutivos de contratistas y proveedores de Petrobras, fueron o se espera que puedan ser acusados como resultado de la investigación.

Cuando la Compañía divulgó sus estados financieros auditados de 2013 el 27 de febrero de 2014, cuando presentó su formulario 20-F de 2013 el 30 de abril de 2014, y cuando emitió sus estados financieros intermedios para el semestre finalizado el 30 de junio de 2014 el 8 de agosto de 2014, no había evidencias disponibles para Petrobras relacionada con la investigación de la Operación Lava Jato que hubiera afectado las conclusiones de la Compañía con relación al hecho de que sus estados financieros presentaban razonablemente su posición financiera, y la extensión del esquema de pagos no se había hecho pública.

Información y fuentes disponibles para Petrobras

El 8 de octubre de 2014, Costa y Alberto Youssef declararon en el 13er Tribunal Federal Penal de Curitiba (“Tribunal de Paraná”) y describieron públicamente el esquema de pagos. Desde entonces, se han hecho públicos amplias declaraciones de participantes en el esquema de pagos que han celebrado acuerdos de colaboración premiada. El entendimiento de la Compañía del esquema de pagos y su metodología para medir su impacto en la Compañía se basan en dicha declaración, que incluye la declaración completa de dos ex-empleados de Petrobras (Costa y Barusco), la declaración completa de dos individuos que actuaron como intermediarios en el esquema de pagos (Youssef y Julio Gerin de Almeida Camargo), la declaración parcial de otro individuo que actuó como intermediario en el esquema de pagos (Shinko Nakandakari), y la declaración completa de un representante de una constructora (Augusto Ribeiro de Mendonça Neto).

El Ministerio Público Federal brasileño, que tiene en su poder el registro completo de la investigación a la fecha, presentó acciones de improbidad administrativa el 20 de febrero de 2015 contra cinco miembros del cartel en base al esquema de pagos y utilizó el mismo abordaje utilizado por la Compañía para medir los efectivos daños atribuibles al esquema de pagos, como se detalla a continuación.

Una parte significativa de la información antes mencionada se hizo pública después del 28 de enero de 2015, cuando la compañía emitió sus estados financieros intermedios al y por los nueves meses finalizados el 30 de septiembre de 2014 no revisados por auditores independientes, ampliando y corroborando la información que no estaba previamente disponible, es decir, las declaraciones de Barusco, Costa, Youssef y Nakandakari.

La información disponible para la Compañía es generalmente consistente con respecto a la existencia del esquema de pagos, las compañías involucradas en el esquema de pagos, los ex-empleados de Petrobras involucrado en el esquema de pagos, el período durante el cual el esquema de pagos operó, y los valores máximos involucrados en el esquema de pagos relativo a los valores contractuales de contratos afectados.


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Petrobras monitoreará los resultados de las investigaciones y la disponibilidad de otra información relativa al esquema de pagos. Si hay información disponible que indique con suficiente precisión que la estimativa antes descripta debe ser ajustada, Petrobras evaluará si el ajuste es importante y, si lo es, lo reconocerá. Sin embargo, la Compañía no espera que información adicional al respecto de dichos asuntos esté o se torne disponible por parte de fuentes internas.

Otra información obtenida en el transcurso de la investigación de la Operación Lava Jato, incluyendo partes de las declaraciones de Nakandakari, no se han vuelto públicas. Sin embargo, la Compañía cree que, en este momento, el riesgo de que surja nueva información que cause cambios importantes a los hechos conocidos y afecte significativamente el ajuste descripto a continuación es bajo. Esta convicción se basa ampliamente en el hecho de que una significativa cantidad de información se ha vuelto pública, no es probable que las autoridades brasileñas (en poder del registro completo de la investigación a la fecha) retenga información que sea inconsistente con la que han divulgado al público (se han apoyado en el mismo abordaje para medir los daños efectivos atribuibles al esquema de pagos en los procesos civiles y penales que ya han instaurado) y la información pública es consistente aunque provenga de una variedad de individuos con diferentes cargos y motivos, incluyendo dos ex-empleados de Petrobras, supuestos intermediarios in el esquema de pagos y representantes de contratistas y proveedores.

Se detalla a continuación la respuesta de la Compañía a los hechos descubiertos en la investigación de la Operación Lava Jato, una descripción del esquema de pagos y el tema contable con relación al esquema de pagos, así como el abordaje adoptado por la Compañía para explicar el impacto del esquema de pagos.

3.1. La respuesta de la Compañía a los hechos descubiertos en la investigación

Las investigaciones internas y externas todavía están en marcha, sin embargo la Compañía está tomando las medidas jurídicas necesarias ante las autoridades brasileñas para buscar resarcimiento por los perjuicios sufridos, incluyendo los relacionados a su reputación. En la medida que cualquiera de los procesos resultantes de la investigación de la Operación Lava Jato involucre acuerdos de clemencia con miembros del cartel o acuerdos de colaboración premiada con individuos con los que concuerden devolver fondos, Petrobras puede tener derecho a recibir una parte de dichos fondos.

Los procesos también incluirán procesos civiles contra miembros del cartel, en los cuales Petrobras tendría derecho a participar como demandante, y espera hacerlo. Los procesos civiles típicamente resultan en tres tipos de reparación: daños materiales, multas y daños morales. Petrobras tendría derecho a daños materiales y posiblemente a multas. Daños morales típicamente serían contribuidos a un fondo federal, aunque Petrobras pueda pleitear daños morales una vez que se haya unido a los procesos como demandante.

Petrobras no tolera corrupción ni ninguna práctica comercial ilegal de sus contratistas ni proveedores ni la participación de sus empleados en dichas prácticas, y por lo tanto ha realizado las siguientes iniciativas además de la investigación de irregularidades involucrando sus actividades comerciales y para mejorar su sistema de gobernanza corporativa:

- La Compañía ha establecido varios Comités de Investigación Interna (CIA) para investigar ocurrencias de incumplimiento de normas, procedimientos o reglamentos corporativos. Hemos hecho llegar los descubrimientos de las comisiones internas que han sido concluidas a las autoridades brasileñas.

- El 24 y 25 de octubre de 2014, la Compañía contrató dos estudios jurídicos independientes (el estudio estadounidense Gibson, Dunn & Crutcher LLP y el estudio brasileño Trench, Rossi e Watanabe Advogados) para conducir una investigación interna independiente.


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- La Compañía ha cooperado totalmente con la Policía Federal brasileña, el Ministerio Público Federal brasileño, el Poder Judicial brasileño, y otras autoridades brasileñas (el Tribunal de Cuentas del Estado (TCU), y la Contraloría General del Estado (CGU)).

- La Compañía estableció comités para analizar la aplicación de sanciones contra contratistas y proveedores, e impuso un bloqueo cautelar sobre contrataciones con los miembros del cartel (y entidades relacionadas a ellos) mencionados en la declaración que fue hecha pública.

- La Compañía desarrolló e implementó medidas para mejorar la gobernanza corporativa, gestión de riesgos y control, que están documentadas en normas y actas de reuniones del Consejo que establecen procedimientos, métodos y otros lineamientos para integrar dichas medidas a las prácticas de la Compañía.

- La Compañía creó el cargo de director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad, con el objeto de apoyar los programas de conformidad de la Compañía y mitigar riesgos en sus actividades, incluyendo fraude y corrupción. El nuevo director participa en las decisiones del Consejo Ejecutivo, y cualquier asunto enviado al Consejo Ejecutivo para aprobación debe ser previamente aprobado por dicho director, pues tienen relación con Gobernanza, Riesgo y Conformidad.

- El 13 de enero de 2015 el Consejo de Administración designó al Sr. João Adalberto Elek Junior para el cargo de director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad. El Sr. João Adalberto Elek Junior asumió el cargo el 19 de enero de 2015, tendrá un mandato de tres años, podrá ser reelegido y solamente podrá ser removido por voto del Consejo de Administración, incluyendo el voto de al menos un Consejero elegido por los accionistas no controlantes o por los accionistas tenedores de acciones preferidas.

- Se formó un Comité Especial para actuar independientemente y servir como interlocutor para el Consejo de Administración para las firmas que están conduciendo la investigación interna independiente. El Comité Especial está compuesto por Ellen Gracie Northfleet, ministra jubilada de la Suprema Corte brasileña (como presidenta del Comité), Andreas Pohlmann, Director de Conformidad de Siemens AG de 2007 a 2010, y el director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad, João Adalberto Elek Junior.

3.2. Descripción del esquema de pagos y su impacto en los estados financieros de la Compañía

A continuación se discutirá la necesidad de ajustar el valor contable de ciertos activos fijos debido al impacto del esquema de pagos, así como la impracticabilidad de identificar efectivos pagos indebidos, vincular los sobrepagos a pagos de contratos específicos, o medir el valor exacto de los sobrepagos que deben ser corregidos. También discuten el abordaje adoptado por la Compañía para dar de baja costos capitalizados que representen valores que Petrobras sobrepagó por activo fijo La note 3.3 a continuación discute los dos abordajes alternativos considerados y rechazados por la Compañía como sustitutos para la medición de los valores exactos.

3.2.1. El esquema de pagos y la necesidad de ajustar el valor contable de ciertos activos fijos

Según la información disponible para la Compañía antes descripta, de acuerdo con el esquema de pagos, una gran cantidad de contratistas y proveedores confabuló con los ex-empleados de Petrobras para cobrarle de más a Petrobras de acuerdo con contratos de construcción y contratos para suministrarle a Petrobras bienes y servicios, y utilizaban los sobrepagos para hacer pagos indebidos a partidos políticos, políticos elegidos o servidores públicos, personal de contratistas, o al ex-empleados de Petrobras.


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En particular, el ex-director de Abastecimiento, el ex-director de Servicios y el ex-gerente ejecutivo de Servicios de Petrobras estaban involucrados en el esquema de pagos. Estos individuos, que estaban en posiciones de autoridad en Petrobras, no solamente dejaron de reportar la existencia del cartel, sino que también usaron su influencia para promover los objetivos del esquema de pagos, principalmente asegurándose de que los miembros del cartel serían seleccionados para participar en ruedas de licitación de contratos de bienes y servicios con Petrobras para que los miembros del cartel asegurasen contratos con la Compañía. Sin embargo, no hay información disponible que indique que dichos individuos controlaran o dirigieran el uso de los sobrepagos una vez que los fondos salían de Petrobras.

Además del esquema de pagos, las investigaciones identificaron varias instancias específicas en las que Petrobras fue sobrefacturada con relación a la adquisición de activo fijo. El valor por el que Petrobras fue sobrefacturada se utilizó para hacer pagos no relacionados a personal de Petrobras.

3.2.2. Impracticabilidad de determinar el valor efectivo de sobrepago y los períodos a corregir

Es impracticable identificar la fecha y valor exactos de cada sobrepago de la Compañía a los contratistas y proveedores debido a las limitaciones descriptas a continuación:

La información disponible para la Compañía en las declaraciones identifica a las compañías involucradas en el esquema de pagos y el período en que operó, pero no identifica todos los contratos afectados, individualmente los pagos contractuales que incluyen sobrepagos ni el período de reporte en el cual ocurrieron los sobrepagos.

La propia Petrobras no efectuó ni recibió ningún pago indebido. Los pagos fueron hechos por contratistas y proveedores externos, entonces los valores exactos que la Company sobrepagó para financiar dichos pagos no puede ser identificado. La información para determinar el valor por el cual la Compañía fue sobrefacturada por los miembros del cartel no está contenida en los registros contables de la Compañía. Dichos registros reflejan los términos del contrato celebrado por la Compañía, que conllevaban pagos que fueron inflados debido a la conspiración entre los miembros del cartel y los ex-empleados de Petrobras para sobrefacturarle a Petrobras. Como la Compañía no puede identificar el valor de sobrepagos para pagos contractuales específicos ni en períodos contables específicos, no puede determinar el período en el cual ajustar el activo fijo.

Dos estudios jurídicos independientes están conduciendo una investigación interna independiente bajo la dirección del Comité Especial antes mencionado. No se espera que la investigación interna independiente presente información cuantitativa adicional cuya naturaleza sea suficiente para efectuar un ajuste a los estados financieros de la Compañía. La información disponible para los investigadores se limita a información interna de Petrobras, entonces no se podrá producir información específica identificada sobre el valor por el cual la Compañía fue sobrefacturada. Las supuestas actividades de lavado de dinero que ocurrieron fueron proyectadas para esconder el origen y los valores de los fondos involucrados, por lo que no se debería esperar una contabilización específica.

Las investigaciones en curso realizadas por las autoridades brasileñas se concentrarán en la responsabilidad penal de individuos, no en establecer una contabilización completa de los valores por los que Petrobras fue sobrefacturada por los miembros del cartel ni de todos los pagos indebidos hechos por contratistas y proveedores a partir de los pagos contractuales de la Compañía. Estas investigaciones pueden tomar varios años antes de que se evalúen todas las pruebas y alegaciones.


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Las autoridades brasileñas instituyeron acciones contra contratistas y proveedores y sus respectivos representantes. En dichas acciones, los fiscales buscaron remediaciones judiciales por improbidad administrativa utilizando 3% de los precios de los contratos pagados a los contratistas y proveedores para medir los daños efectivos atribuibles al esquema de pagos, que es consistente con la metodología utilizada por la Compañía para explicar los efectos del esquema de pagos. No se espera que el alcance de este proceso produzca una contabilidad completa de todos los pagos indebidos, aún después de la significativa cantidad de tiempo que las investigaciones de las autoridades brasileñas pueda tomar. La legislación brasileña no prevé descubierta en procesos civiles, entonces, no se puede esperar que la información que se produzca en dichos procesos sea superior a la información producida en la investigación y los procesos penales.

Conforme a lo ya descripto, a pesar de las limitaciones citadas, la información disponible para la Compañía es, en general, consistente en términos de los individuos y las compañías involucrados en el esquema de pagos, el período durante el cual el esquema de pagos operó, y el porcentaje de sobrefacturación aplicado sobre los valores contractuales totales de acuerdo con contratos afectados y utilizados para financiar los pagos indebidos hechos por contratistas y proveedores.

3.2.3. Abordaje adoptado por la Compañía para ajustar su activo fijo por sobrepagos

Debido a la impracticabilidad de identificar períodos y valores específicos para los sobrepagos de la Compañía, la misma consideró toda la información disponible (como se describió anteriormente) para cuantificar el impacto del esquema de pagos.

Cuando la Compañía emitió sus estados financieros intermedios al y por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2014 no revisados por auditores independientes, la Compañía no estaba en poder aún de información robusta suficiente para hacer ajustes a sus estados financieros considerando varios documentos que sabía que existían pero que no habían sido puestos a disposición hasta entonces, tales como las declaraciones de los acuerdos de declaración premiada de Barusco, así como los de Costa y Youssef.

Desde el 28 de enero de 2015, se ha hecho pública prueba sustancial que amplifica y corrobora la información previamente disponible.

- Las declaraciones de Barusco se hicieron públicas.

- Las declaraciones hechas según acuerdo de declaración premiada de Costa y Youssef que se habían mantenido en sigilo se hicieron públicas.

- Partes de las declaraciones de Nakandakari se hicieron públicas.

- El Ministerio Público Federal brasileño registró quejas (acciones de improbidad administrativa) contra los miembros del cartel buscando resarcimiento por daños y perjuicios en base a los pagos indebidos.

- El Ministerio Público Federal brasileño registró quejas penales adicionales contra individuos involucrados en el esquema de pago como representantes de las constructoras, intermediarios o el ex-personal de Petrobras.

- Un acuerdo de indulgencia fue celebrado por una constructora involucrada en el cartel, Setal Engenharia e Construções, con autoridades brasileñas.

La Company incluyó en su costo histórico para activo fijo todos los valores pagados de acuerdo con los contratos afectados. Sin embargo, la Compañía cree que el valor de sus pagos contractuales representando sobrepagos a contratistas y proveedores de acuerdo con el esquema de pagos no debería haber sido capitalizado como activo fijo.


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Las declaraciones identificaron a 27 miembros del cartel (contratistas y proveedores brasileños involucrados en el esquema de pagos) y varias instancias adicionales donde un contratista o proveedor actuando individualmente sobrefacturaba para hacer pagos indebidos sin relación con el esquema de pagos.

Las declaraciones dicen que el cartel y el esquema de pagos estuvieron activos de 2004 hasta abril de 2012. La Compañía también evaluó si el esquema de pagos afectó períodos anteriores a 2004. Sin embargo, las declaraciones no indican que el esquema de pagos haya operado antes de 2004 y aunque lo hubiera hecho, el impacto de contratistas y proveedores sobrefacturando a la Compañía antes de 2004 no es significativo, como la mayor parte de los activos del activo fijo de la Compañía fue construida entre 2004 y 2014 (el saldo de activo fijo era de US$ 30,8 mil millones al 31 de diciembre de 2003) y los activos existentes al 31 de diciembre de 2003 fueron sustancialmente depreciados en 2014.

Con base en la información disponible antes descripta, la Compañía concluyó que la parte de los costos incurridos para construir su activo fijo que resultó de contratistas y proveedores en el cartel sobrefacturando a la Compañía para hacer pagos indebidos no debería haber sido capitalizado. Para explicar el impacto de sobrepagos, la Compañía desarrolló una metodología de estimativa para servir como representación para el ajuste que debería hacerse a activo fijo usando los cinco pasos descriptos a continuación:

(1) Identificar contrapartes contractuales: la Compañía listó todas las compañías identificadas en las declaraciones públicas y utilizando la información la Compañía identificó a todos los contratistas y proveedores que fueron así identificados o fueron consorcios que incluían entidades así identificadas.

(2) Identificar el período: la Compañía concluyó de los testimonios que el esquema de pagos estuvo operando de 2004 hasta abril de 2012.

(3) Identificar contratos: la Compañía identificó todos los contratos celebrados con las contrapartes identificadas en el paso 1 durante el período identificado en el paso 2, que incluyó contratos complementarios cuando el contrato original fue celebrado entre 2004 y abril de 2012. Identificó todo el activo fijo relacionado con dichos contratos.

(4) Identificar pagos: la Compañía calculó los valores contractuales totales de acuerdo con los contratos identificados en el paso 3.

(5) Aplicar un porcentaje fijo al valor determinado en el paso 4: la Compañía estimó el sobrepago total aplicando un porcentaje indicado en las declaraciones (3%) a los valores totales para contratos identificados.

El cálculo consideró todos los valores registrados en los registros contables de la Compañía de 2004 a Septiembre de 2014 con relación a contratos inicialmente celebrados entre 2004 y abril de 2012, y cualquier contrato complementario entre las compañías del grupo Petrobras y los miembros del cartel (individualmente o en consorcio). Se utilizó este alcance amplio para producir la mejor estimativa para cuantificar el valor total del sobrepago, aunque no haya habido prueba específica de sobrefacturación ni pagos indebidos de acuerdo con cada contrato afectado. La Compañía también identificó valores registrados en sus libros y registros con respecto a contratos con los no miembros del cartel para explicar los valores que dichas compañías sobrefacturaban a Petrobras para financiar los pagos indebidos que hacían, sin relación con el esquema de pagos ni el cartel.

En el caso de sobrepagos atribuibles a no miembros del cartel, sin relación con el esquema de pagos, la Compañía incluyó la baja para sobrepagos incorrectamente capitalizados los valores específicos de pagos indebidos o porcentajes de valores de contratos, como se describió en las declaraciones, que fueron utilizados por esos proveedores y contratistas para financiar pagos indebidos.


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La Compañía tiene varios proyectos en curso en los que se celebró el contrato original entre 2004 y abril de 2012. El abordaje adoptado por la Compañía considera que el sobrecargo se aplicó al total de los valores contractuales. Estos incluyen pagos contractuales a ser incurridos por Petrobras en períodos futuros porque es impracticable to asignar los sobrepagos totales a períodos específicos y la parte del sobrecargo que se relaciona con pagos contractuales futuros pueden haber sido cobrados a la Compañía en períodos anteriores. Por lo tanto, la baja - sobrepagos incorrectamente capitalizados toma en cuenta los valores contractuales totales y no solamente los pagos contractuales ya incurridos. Sin embargo, como se mencionó anteriormente, con base en la información disponible, la Compañía cree que el cartel y el esquema de pagos fueron desmantelados después de abril de 2012 y que, considerando todos los acontecimientos en la investigación penal en curso, los pagos indebidos relacionados con el esquema de pagos fueron interrumpidos.

Petrobras cree que esta metodología produce la mejor estimativa para el total de la sobrevaloración de su activo fijo resultante del esquema de pagos, en el sentido que representa el límite superior del rango de estimativas razonables. La estimativa asume que todos los contratos con las contrapartes identificadas fueron afectados y que 3% representa el valor que la Company sobrepagó sobre dichos contratos. Ambas suposiciones se basan en las declaraciones, aunque alguna declaración indicó porcentajes mejores con respecto a ciertos contratos, un período menor (2006 a 2011) o menos contratistas involucrados.

Junto con la baja para reducir el valor contable de ciertos activos fijos, el impacto en el período actual incluye bajas de créditos fiscales (IVA e impuestos correlacionados) y la provisión para créditos aplicada en períodos anteriores con respecto a activo fijo cuyo valor se ha reducido, así como la reversión de depreciación de activos afectados comenzando en la fecha que entraron en operación.

Conforme a lo ya descripto, las declaraciones no suministran suficiente información para permitir que la Compañía determine el período específico durante el cual la Compañía hizo sobrepagos específicos. De este modo, la baja - sobrepagos incorrectamente capitalizados se reconoció en el tercer trimestre de 2014 porque es impracticable determinar el efecto para cada período específico en cada período anterior. La Compañía cree que este abordaje es el más apropiado de acuerdo con los requisitos de IFRS para corrección de un error.

Además, la Compañía evaluó la materialidad del impacto del esquema de pagos en períodos anteriores presentado en sus estados financieros a efectos de comparación utilizando dos análisis diferentes: estimó la asignación de los sobrepagos a períodos anteriores específicos si todos los sobrepagos se hicieron prorrateados de cada uno de los efectivos pagos contractuales y capitalizaron de acuerdo; y también estimó la materialidad de pagos indebidos a períodos anteriores si los pagos indebidos habían sido efectuados en el origen (en la fecha que se firmaron los contratos). Ambos ejercicios de asignación indicaron baja del sobrepago que fue indebidamente capitalizado no habría sido material a ninguno de los períodos anteriores presentados a efectos de comparación.

La Compañía no ha recuperado ni puede estimar confiablemente ningún valor recuperable en este momento. Cualquier valor que sea finalmente recuperado sería registrado como resultado cuando sea recibido (o cuando su realización se torne virtualmente cierta).

Como se mencionó anteriormente, Petrobras cree que de acuerdo con la IAS 16, los valores de los sobrepagos de acuerdo con el esquema de pagos no se deberían haber incluido en el costo histórico del activo fijo. Por lo tanto, según la legislación impositiva brasileña, esta baja es considerada pérdida resultante de actividad ilícita y sujeta a la evolución de las investigaciones para establecer la efectiva extensión de las pérdidas antes de que puedan ser deducidas desde una perspectiva de Impuesto sobre las ganancias.

Por lo tanto, al 30 de septiembre de 2014, no es posible que la Compañía estime los valores que serán finalmente considerados deducibles ni el plazo para la deducción. Por lo tanto, no se reconocieron activos por impuestos diferidos para la baja - sobrepagos incorrectamente capitalizados.


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La Compañía consideró cuidadosamente toda la información disponible y, como se indicó anteriormente, no espera que nuevos acontecimientos en las investigaciones realizadas por las autoridades brasileñas, por los estudios jurídicos independientes que están conduciendo una investigación interna, ni por nuevas comisiones internas constituidas (ni una revisión de los resultados de investigaciones internas previas) podrían impactar significativamente ni cambiar la metodología antes descripta. No obstante esta expectativa, la Compañía monitoreará continuamente las investigaciones para información adicional y revisará su potencial impacto sobre el ajuste.

A continuación se detalla el impacto total de los ajustes antes descriptos por área de negocio.

“Baja – sobrepagos incorrectamente capitalizados” E&P RTM

GAS Y ENERGÍA DISTRIB. INTER. CORP. TOTAL

Esquema de pagos: Total de valores contractuales (*) 25.573 45.233 8.663 309 307 1.355 81.440 Estimativa de sobrepagos totales (3%) 767 1.358 260 9 9 41 2.444

Pagos no relacionados (fuera del cartel) 57 − 4 − − − 61

824 1.358 264 9 9 41 2.505 Reversión de depreciación de los bienes afectados (35) (81) (21) − − (4) (141)

Impacto en activo fijo 789 1.277 243 9 9 37 2.364 Reducción de créditos fiscales relacionados con los activos afectados (**) 15 121 23 − − 4 163 Baja – sobrepagos incorrectamente capitalizados 804 1.398 266 9 9 41 2.527

(*) De este valor, US$ 17.999 representa valores con pago programado para después del 30 de septiembre de 2014. (**) Reducción de créditos fiscales que no serán aplicables en el futuro.

3.3. Abordajes alternativos posibles considerados y rechazados

Las normas internacionales de información financiera (IFRS) permiten el uso de un modelo de revaluación de acuerdo con la IAS 16 para volver a medir el valor contable de activo fijo, pero el uso de modelos de revaluación no es permitido por la Ley de Sociedades brasileña. Por lo tanto, la Compañía no consideró ese abordaje como alternativa viable para tratar el impacto del sobrepago en el activo fijo afectado.

La Compañía consideró si podría desarrollar un cálculo sustituto para cuantificar los errores que deberán ser corregidos. El sustituto propuesto involucraría determinar el valor razonable de cada activo afectado (medido individualmente) y estimar el valor de sobrepagos como diferencia entre el valor razonable de cada activo afectado y su valor contable.

El abordaje propuesto sería diferente de un cargo para deterioro porque los activos serían valuados individualmente y no como un grupo de activos incluidos en una unidad generadora de efectivo. El valor recuperable de dichos activos tampoco estaría determinado por el valor más alto entre su valor razonable y su valor en uso, sino que se consideraría que es su valor razonable.

La Compañía contrató dos firmas globales internacionalmente conocidas como valuadores independientes para determinar el valor razonable de la mayor parte de los activos afectados en base a la técnica de valuación que sea más apropiada para las especificidades de cada activo y para el cual hubiera datos relevantes disponibles.

Para 31 activos individuales, el valor contable superó al valor razonable por un valor total de US$ 36,1 mil millones, mientras que el valor contable de los otros 21 activos individuales ascendió a un total de US$ 11,1 mil millones inferiores al valor razonable. Conforme a lo ya descripto, la diferencia entre el valor razonable y el valor contable de dichos activos sería atribuible conceptualmente a pagos indebidos.


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Sin embargo, después de haber medido la diferencia, la Compañía concluyó que el déficit entre el valor razonable y el valor contable de los activos fue significativamente mayor que cualquier estimativa razonable de los pagos indebidos descubiertos en el contexto de la investigación de la Operación Lava Jato. Los déficits de valor razonable se originan no principalmente en pagos indebidos, sino en diferentes fuentes (ambas relacionadas con el método de medición del valor razonable y con cambios en el contexto de negocios), que no pueden ser cuantificados individual ni separadamente, tales como:

- El valor razonable de los activos se midió individualmente y no consideró el valor que sería agregado a los activos al utilizarlos de forma integrada, en cuyo valor se transfiere de un activo a otro, dependiendo de cómo la compañía opere los activos porque la Administración busca lograr el óptimo global de la cartera de activos en vez del óptimo individual (especialmente para los activos de refinación). Dichas ganancias son capturadas cuando dichos activos se evalúan dentro de unidades generadoras de efectivo (UGE) para prueba de deterioro y muchos de los activos afectados están en una sola UGE;

- La tasa de descuento utilizada por los valuadores consideró una prima de riesgo relativa a la adquisición de un único activo por un tercero dentro de un mercado altamente concentrado en un único player de gran escala (Petrobras). Esto sería aplicable para evaluar la adquisición de nuevos activos fijos, pero no para determinar el valor en uso de activos que ya pertenecen a la cartera de la Compañía;

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

- Cambios en estimativas de precios y márgenes de insumos;

- Cambios en proyecciones de precio, margen y demanda de productos vendidos a la luz de recientes cambios en condiciones de mercado;

- Cambios en precios de equipos e insumos, salarios y otros costos correlacionados;

- El impacto de requisitos de contenido local; y

- Deficiencias en la planificación de proyectos (especialmente en las áreas de Ingeniería y Abastecimiento).

Por lo tanto, la Compañía concluyó que utilizar el valor razonable como sustituto para ajustar su activo fijo no habría sido apropiado, ya que el ajuste incluiría elementos sin relación directa con los sobrepagos.

3.4. Cambios en el contexto actual de negocios

Cambios en el contexto de negocios de la Compañía y el impacto de la investigación de la Operación Lava Jato estimularon la revisión de los futuros prospectos de la Compañía y finalmente llevó a la reducción del ritmo de las Inversiones de la Compañía.

La capacidad de Petrobras de invertir sus fondos disponibles ha sido limitada como resultado de la reducción de los ingresos operativos futuros previstos después de la baja de los precios del petróleo, junto a la devaluación del real, que ha aumentado los egresos de caja de la Compañía para servir deuda a corto plazo, cuya mayor parte está denominada en monedas extranjeras. Por diversas razones, incluyendo el ambiente político y económico actual de Brasil, Petrobras no puede acceder a los mercados de capital. Otras fuentes de financiación disponibles son limitadas y, de cualquier modo, serían insuficientes para suplir las necesidades de inversión de Petrobras. Petrobras también enfrenta una carencia de proveedores y contratistas calificados como resultado de las dificultades creadas para los proveedores por la investigación de la Operación Lava Jato.


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Por lo tanto, Petrobras recientemente decidió postergar o suspender la conclusión de algunos activos y proyectos incluidos en su plan de inversiones que se prevé que contribuyan poco a su generación de efectivo de sus operaciones o que presentan complicaciones debido a insolvencia de contratistas o a la falta de disponibilidad de proveedores calificados (como resultado de la investigación de la Operación Lava Jato o por otros motivos).

3.5. Investigaciones involucrando a la Compañía

Petrobras no es objeto de la investigación de la Operación Lava Jato. El 21 de noviembre de 2014, Petrobras recibió una citación de la Comisión de Valores Mobiliarios de Estados Unidos (SEC) requiriendo ciertos documentos e información de la Compañía. La Compañía cumplió con la citación y pretende continuar haciéndolo trabajando con los estudios jurídicos independientes brasileños y estadounidenses que fueron contratados para conducir una investigación interna independiente.

3.6. Acciones judiciales involucrando a la Compañía

Véase la nota 30 para información sobre acciones colectivas y las otras acciones judiciales materiales de la Compañía.

4. Base de consolidación

La información financiera intermedia consolidada incluye la información trimestral de Petrobras, sus subsidiarias, operaciones conjuntas y entidades estructuradas consolidadas.

No hubo cambios significativos en las entidades consolidadas en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2014.

La principal venta de activos y fusiones legales se detallan en la nota 10.

5. Resumen de políticas contables significativas

Las políticas y los métodos contables seguidos en la preparación de los estados financieros anuales de la Compañía para el ejercicio finalizado 31 de diciembre de 2013 fueron seguidas consistentemente en la preparación de dichos estados financieros intermedios consolidados.

La vida útil estimada de equipos y otros activos fue revisada en 2014 en base a informes de valuadores internos como se detalla a continuación:

Promedio ponderado de vida útil

Tipo de activos Anterior Revisada

Plantas y equipo de refinación 10 años 20 años Unidades de procesamiento y tratamiento de gas natural 10 años 20 años Equipo de boca de pozo de alto mar 5 años 10 años Herramientas de perforación – alto mar 5 a 10 años 8 años Herramientas de perforación – en tierra 5 a 10 años 3 a 10 años Herramientas secundarias 10 a 31 años 6 a 10 años Instalaciones de producción en alto mar 10 a 30 años 25 años Edificaciones 25 años 50 años


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6. Efectivo y equivalentes de efectivo

30/09/2014 31/12/2013 Efectivo y bancos 818 951 Inversiones financieras a corto plazo

- En Brasil Fondos unipersonales (Depósito Interbancario) y otros depósitos a corto plazo 5.012 3.493 Otros fondos de inversión 39 53

5.051 3.546

- En el exterior 14.377 11.371

Total de inversiones financieras a corto plazo 19.428 14.917

Total de efectivo y equivalentes de efectivo 20.246 15.868

7. Títulos y valores mobiliarios

30/09/2014 31/12/2013

Para negociación 3.203 3.878 Títulos y valores disponibles para venta 19 17 Títulos y valores mantenidos hasta su vencimiento 5.333 121

8.555 4.016

Corrientes 8.435 3.885 No corrientes 120 131

Títulos y valores se refiere principalmente a inversiones en títulos públicos brasileños y títulos y valores mobiliarios mantenidos hasta su vencimiento están compuestos principalmente por depósitos a plazo fijo en instituciones financieras altamente calificadas.

Estas inversiones financieras tienen vencimiento superior a tres meses y están clasificadas como activo corriente debido a su vencimiento o a la expectativa de realización a corto plazo.

8. Cuentas a cobrar

8.1. Cuentas a cobrar, netas

30/09/2014 31/12/2013

Cuentas a cobrar Terceros 11.286 10.153 Partes relacionadas (nota 19.1)

Participadas 678 658 Cuentas a cobrar del sector eléctrico 2.561 1.849 Cuentas de petróleo y alcohol - Gobierno Federal 343 357

Otras 2.215 2.591

17.083 15.608 Provisión para deterioro de cuentas a cobrar (3.106) (1.406)

13.977 14.202

Corrientes 8.792 9.670 No corrientes 5.185 4.532


22

8.2. Cambios en la provisión para deterioro de cuentas a cobrar

30/09/2014 31/12/2013

Saldo inicial 1.406 1.452 Adiciones (*) 1.921 133 Bajas (48) (68) Ajuste acumulado de conversiones (173) (111)

Saldo final 3.106 1.406

Corriente 1.193 800 No corriente 1.913 606 (*) Corresponde principalmente al sector eléctrico (véase nota 8.4).

8.3. Cuentas a cobrar vencidas - Terceros

30/09/2014 31/12/2013

Hasta 3 meses 445 911 De 3 a 6 meses 198 272 De 6 to 12 meses 271 395 Más de 12 meses 2.311 1.827

3.225 3.405

8.4. Cuentas a cobrar – sector eléctrico (sistema aislado de energía en la región norte de Brasil)

30/09/2014 31/12/2013

A vencer Vencido Total A vencer Vencido Total Clientes Grupo Eletrobras (nota 19.1) 435 2.126 2.561 663 1.186 1.849 Companhia de Gás do Amazonas (CIGÁS) 1.056 200 1.256 − 682 682 Otros 50 341 391 43 264 307

1.541 2.667 4.208 706 2.132 2.838 (-) Provisión para deterioro de cuentas a cobrar (798) (749) (1.547) − (15) (15)

Total 743 1.918 2.661 706 2.117 2.823

Partes relacionadas 434 1.812 2.246 663 1.180 1.843 Terceros 309 106 415 43 937 980

Al 30 de septiembre de 2014, US$ 3.973 de las cuentas a cobrar de la Compañía del sistema aislado de energía en la región norte de Brasil fueron clasificados como activo no corriente. El saldo de dichas cuentas a cobrar fue de US$ 4.817 al 31 de diciembre de 2014 (US$ 2.838 al 31 de diciembre de 2013) y comprende:

(i) US$ 3.892 (US$ 2.659 al 31 de diciembre de 2013) de fuel oil, gas natural y otros productos vendidos a centrales termoeléctricas (que son subsidiarias de Eletrobras), distribuidoras de gas natural del estado y productores independientes de energía (PIE) localizados en la región norte de Brasil.

(ii) US$ 315 (US$ 179 al 31 de diciembre de 2013) de un contrato de suministro eléctrico celebrado por Petrobras y una subsidiaria de Eletrobras en 2005 clasificados como arrendamiento financiero de dos centrales termoeléctricas en la región norte de Brasil. Las centrales termoeléctricas serán transferidas a la subsidiaria de Eletrobras al fin del plazo de arrendamiento (20 años) sin costo. Estas cuentas a recibir no están vencidas.

Una parte de los costos relacionados con el fuel oil suministrado a esas centrales termoeléctricas es arcada por fondos provenientes de la Cuenta de Consumo de Combustible (CCC), que es administrada por Eletrobras.


23

Los fondos transferidos de la CCC a las compañías eléctricas en la región norte de Brasil no han sido suficientes para que ellos cumplan sus obligaciones financieras y, consecuentemente, algunas de dichas compañías están experimentando dificultades financieras y no han podido pagar los productos suministrados por Petrobras. La Compañía celebró un contrato de reconocimiento de deuda con subsidiarias de Eletrobras el 31 de diciembre de 2014 con respecto al saldo de sus cuentas a cobrar al 30 de noviembre de 2014. Eletrobras reconoció estar endeudada por el valor de US$ 3.509. Este valor se actualizará en base a la tasa de interés SELIC (tasa de interés brasileña a corto plazo) mensualmente. De acuerdo con el contrato, se prevé que los valores sean pagados en 120 cuotas mensuales a partir de febrero de 2015.

De acuerdo con el contrato de reconocimiento de deuda, las cuentas a cobrar adeudadas a Petrobras por el valor de US$ 2.483 fueron garantizadas por cuentas a cobrar del CCC que fueron prendadas como garantía. Las cuentas a pagar garantizadas de esta forma corresponden a los valores a pagar de la Cuenta de Desarrollo de Energía (CDE) a la CCC. Uno de los objetivos de la CDE es reembolsar los costos incurridos por la CCC para apoyar la generación y distribución de energía eléctrica en el sistema aislado de energía. El contrato de reconocimiento de deuda fue dejado como garantía cuando la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) reconoció en febrero de 2015 una deuda de cuentas a pagar de la CDE a la CCC.

La Administración de la Compañía determinó que se requería una provisión para deterioro de cuentas a cobrar para cubrir las cuentas a cobrar sin garantías, incluyendo los saldos de contratos de reconocimiento de deuda anteriores y de compañías que no formaban parte del contrato de reconocimiento de deuda más reciente con Eletrobras. Se reconoció una provisión para deterioro de cuentas a cobrar de US$ 1.532 en el trimestre finalizado 30 de septiembre de 2014 (US$ 1.651 cargados a gastos de ventas, parcialmente compensados por un ajuste acumulado de conversiones (efecto CTA) por US$ 119.

A partir de 2015 el Gobierno Brasileño implementó una nueva política tarifaria para el sector eléctrico y ya implementó aumentos de precios en el primer trimestre de 2015. La nueva política fortalecerá la situación financiera de las compañías del sector eléctrico y reducirá su insolvencia sobre cuentas a pagar de fuel oil y otros productos suministrados. La Compañía prevé que el impacto de los precios de energía más altos resultantes de la nueva política será más significativo después del primer trimestre de 2015, particularmente porque los fondos recibidos del consumidor final serán transferidos a la CCC uy utilizados para reembolsar a las compañías generadoras de energía.

9. Existencias

30/09/2014 31/12/2013

Petróleo crudo 4.565 5.849 Productos derivados de petróleo 5.299 4.985 Productos intermedios 872 924 Gas natural y GNL (*) 455 401 Biocombustibles 215 158 Fertilizantes 34 26

11.440 12.343 Materiales, suministros y otros 1.846 1.935

13.286 14.278

Corrientes 13.234 14.225 No corrientes 52 53 (*) Gas natural licuado


24

Las existencias se presentan netas de una provisión de US$ 63 reduciendo existencias al valor de realización neto (US$ 88 al 31 de diciembre de 2013), principalmente debido a la volatilidad de los precios internacionales del crudo y productos derivados del petróleo. El valor de reducción de existencias al valor de realización neto reconocido como costo de ventas en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2014 es de US$ 485 (US$ 390 en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013).

Una parte de las existencias de crudo y/o productos derivados del petróleo han sido prendadas como garantía de los Términos de Compromiso Financiero (TCF) firmados por Petrobras and Petros por el valor de US$ 2.766 (US$ 2.976 al 31 de diciembre de 2013), como se detalla en la nota 22.

10. Venta de activos y fusiones legales

10.1. Venta de activos

Brasil PCH S.A.

El 14 de junio de 2013, Petrobras celebró un contrato con Cemig Geração e Transmissão S.A. (que posteriormente cedió el contrato de compra y venta a Chipley SP Participações) para la venta de toda su participación accionaria en Brasil PCH S.A., equivalente a 49% de su capital votante, por una contraprestación de US$ 304, antes de los ajustes tarifarios contractuales.

El 14 de febrero de 2014, las condiciones remanentes precedentes para esta transacción se cumplieron y la venta se concluyó por un valor total de US$ 301, después de los ajustes tarifarios contractuales. En otros ingresos se reconoció una ganancia antes de los impuestos de US$ 274.

Petrobras Colombia Limited (PEC)

El 13 de septiembre de 2013, el Consejo de Administración de Petrobras aprobó la venta de 100% del capital suscripto de Petrobras Colombia Limited (PEC), subsidiaria de Petrobras International Braspetro B.V. (PIB BV), a Perenco Colombia Limited por una contraprestación de US$ 380, sujeta a ajustes tarifarios hasta el cierre de la transacción.

El 30 de abril de 2014, se concluyó la transacción, los respectivos activos y pasivos se transfirieron a Perenco y se reconoció en otros ingresos una ganancia de US$ 101.

UTE Norte Fluminense S.A.

El 11 de abril de 2014, Petrobras vendió su participación de 10% en la Central Termoeléctrica Norte Fluminense (UTE - NF) al grupo Électricité de France (EDF) por US$ 82. Se reconoció una ganancia de US$ 37 en otros ingresos. No hay condiciones precedentes para la transacción.

Transierra S.A.

El 5 de agosto de 2014, Petrobras vendió su participación de 44,5% en Transierra S.A. a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por US$ 107. Se reconoció una ganancia de US$ 32 en otros ingresos. No hay condiciones precedentes para la transacción.

Innova S.A.

El 16 de agosto de 2013, el Consejo de Administración de Petrobras aprobó la venta de 100% del capital suscripto de Innova S.A. a Videolar S.A. y su accionista mayoritario a una contraprestación de US$ 369, sujeta a ajustes tarifarios hasta el cierre de la transacción.


25

La transacción fue aprobada en una Asamblea General Ordinaria el 30 de septiembre de 2013 y su conclusión está sujeta a ciertas condiciones, incluyendo la aprobación del Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE).

Debido a las condiciones pendientes precedentes para conclusión de esta transacción, los activos y pasivos asociados involucrados en esta transacción fueron clasificados como mantenidos para venta.

Petrobras Energia Peru S.A.

El 12 de noviembre de 2013, el Consejo de Administración de Petrobras aprobó la venta de 100% de Petrobras Energia Peru S.A. por Petrobras de Valores Internacional de España S.L. (PVIE) y Petrobras International Braspetro B.V. – PIB BV a China National Petroleum Corporation (CNPC) por US$ 2.643, sujeta a ajustes tarifarios hasta el cierre de la transacción.

Esta transacción está sujeta a ciertas condiciones precedentes, incluyendo aprobación de los gobiernos chino y peruano, así como la conformidad con los procedimientos de acuerdo con el "Acuerdo de Operación Conjunta” (OAC)", cuando sea aplicable.

Debido a las condiciones precedentes pendientes para la conclusión de esta transacción, los activos y pasivos correspondientes fueron clasificados como mantenidos para venta.

Companhia de Gás de Minas Gerais

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

Debido a las condiciones precedentes pendientes para la conclusión de esta transacción, los activos y pasivos correspondientes fueron clasificados como mantenidos para venta.

10.2. Activos clasificados como mantenidos para venta

Activos clasificados como mantenidos para venta y pasivos asociados, clasificados en activo corriente y pasivo corriente se presentan por principal segmento de negocio como se muestra a continuación:

30/09/2014 31/12/2013

Exploración y

Producción

Refinación, Transporte y

Marketing Gas y Energía Internacional Otros Total Total

Activos clasificados como mantenidos para venta Activo fijo 48 116 − 1.340 − 1.504 1.780 Cuentas a cobrar − 108 − 29 − 137 136 Existencias − 78 − 11 − 89 121 Inversiones − 9 163 11 − 183 54 Efectivo y equivalentes de efectivo − 2 − 55 − 57 121 Otros − 20 − 71 − 91 195

48 333 163 1.517 − 2.061 2.407

Pasivos sobre activos clasificados como mantenidos para venta Proveedores − (22) − (18) − (40) (164) Provisión para costos de desmantelamiento − − − (9) − (9) (30) Deuda financiera no corriente − (19) − − − (19) (612) Otros − (18) − (155) − (173) (267)

− (59) − (182) − (241) (1.073)


26

10.3. Fusiones legales

El 2 de abril de 2014, la Asamblea General Extraordinaria de Petrobras aprobó las fusiones de Termoaçu S.A., Termoceará Ltda. y Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos (CLEP) en Petrobras. Dichas fusiones no afectaron el capital suscripto.

El objetivo de estas fusiones es simplificar la estructura societaria de la Compañía, reducir costos y capturar sinergias. Dichas fusiones no afectaron los estados financieros consolidados de la Compañía.

11. Inversiones

11.1. Inversiones en asociados y joint ventures

30/09/2014 31/12/2013

Inversiones medidas utilizando el método de equivalencia Braskem S.A. 2.074 2.201 Petrobras Oil & Gas B.V. - PO&G 1.774 1.707 Guarani S.A. 479 510 Distribuidoras de gas natural controladas por el Estado 372 533 Petroritupano S.A. 195 198 Petrowayu S.A. 183 185 Nova Fronteira Bioenergia S.A. 172 170 Otras participadas del sector petroquímico 86 84 UEG Araucária Ltda 82 59 Transierra S.A. − 68 Petrokariña S.A. 66 66 Otros asociados 838 863

6.321 6.644 Otras participadas 18 22

6.339 6.666

11.2. Inversiones en compañías que cotizan en bolsa

Lote de mil acciones Cotización en bolsa

(US$ por acción) Valor de mercado

Compañía 30/09/2014 31/12/2013 Tipo 30/09/2014 31/12/2013 30/09/2014 31/12/2013

Subsidiaria indirecta Petrobras Argentina S.A. 1.356.792 1.356.792 Ordinaria 1,15 0,80 1.567 1.083

1.567 1.083

Asociada Braskem S.A. 212.427 212.427 Ordinaria 4,77 7,04 1.014 1.496 Braskem S.A. 75.793 75.793 Preferida A 6,61 8,96 501 680

1.515 2.176

El valor de mercado de estas acciones no refleja necesariamente el valor de realización a la venta de un lote grande de acciones.


27

Braskem S.A. – Inversiones en asociado de capital abierto:

Las acciones de Braskem se negocian públicamente en bolsas de valores en Brasil y el exterior. El valor de mercado de la inversión al 30 de septiembre de 2014 era de US$ 1.515, en base a los valores cotizados de ambas participaciones de Petrobras en las acciones ordinarias de Braskem (47% de las acciones en circulación) y de las preferidas (22% de las acciones en circulación). Sin embargo, hay negociación extremadamente limitada de las acciones ordinarias porque los no signatarios del acuerdo de accionistas tienen tan solo aproximadamente 3% de las acciones ordinarias.

Además, dada la relación operativa entre Petrobras y Braskem, el valor recuperable de las inversiones, a efectos de prueba de reducción al valor recuperable de activos, se determinó en base a valor en uso considerando la participación de la Compañía en el flujo de efectivo futuro de la Compañía proyectado para Braskem. Como el valor recuperable fue superior al valor contable, no se reconocieron pérdidas de reducción al valor recuperable de activos para esta inversión.

Las principales suposiciones sobre las que se basaron las proyecciones de flujo de efectivo para determinar el valor en uso de Braskem se describen en la nota 14 a nuestros estados financieros consolidados auditados para el ejercicio finalizado 31 de diciembre de 2013. El valor contable de la inversión al 30 de septiembre de 2014 era de US$ 2.074 (US$ 2.201 al 31 de diciembre de 2013).


28

12. Activo fijo

12.1. Por tipo de activo

Terrenos, edificaciones

y mejoras Equipos y

otros activos

Activos en construcción

(*)

Costos de exploración y

desarrollo (Propiedades de petróleo y

gas en producción) Total

Saldo al 1º de enero de 2013 8.164 81.708 81.663 33.366 204.901

Adiciones 68 1.794 36.125 663 38.650 Adiciones a/revisión de estimativas de costos de desmantelamiento − − − (629) (629) Costos de préstamos capitalizados − − 3.909 − 3.909 Combinación de negocios 17 31 16 − 64 Bajas (4) (121) (2.399) (25) (2.549) Transferencias (***) 1.224 23.626 (29.620) 25.896 21.126 Depreciación, amortización y agotamiento (518) (7.513) − (4.939) (12.970) Reconocimiento de deterioro (****) − (11) (6) (85) (102) Reversión de deterioro (****) − 49 − 72 121 Ajuste acumulado de conversiones (1.083) (9.158) (9.930) (4.449) (24.620) Saldo al 31 de diciembre de 2013 7.868 90.405 79.758 49.870 227.901

Costo 10.729 133.368 79.758 77.117 300.972 Depreciación, amortización y agotamiento acumulados (2.861) (42.963) − (27.247) (73.071) Saldo al 31 de diciembre de 2013 7.868 90.405 79.758 49.870 227.901

Adiciones 16 1.357 22.978 311 24.662 Adiciones a/revisión de estimativas de costos de desmantelamiento − − − (13) (13) Costos de préstamos capitalizados − − 2.789 − 2.789 Bajas (11) (45) (3.461) (130) (3.647) Baja - sobrepagos incorrectamente capitalizados (35) (1.160) (1.078) (91) (2.364) Transferencias (***) 1.301 17.053 (22.767) 16.354 11.941 Depreciación, amortización y agotamiento (422) (5.345) − (3.636) (9.403) Reconocimiento de deterioro (****) (44) (90) − − (134) Ajuste acumulado de conversiones (404) (3.997) (2.880) (3.078) (10.359) Saldo al 30 de septiembre de 2014 8.269 98.178 75.339 59.587 241.373

Costo 11.404 143.579 75.339 88.925 319.247 Depreciación, amortización y agotamiento acumulados (3.135) (45.401) − (29.338) (77.874) Saldo al 30 de septiembre de 2014 8.269 98.178 75.339 59.587 241.373

Tiempo de vida útil promedio ponderado en años 40 (25 a 50 )

(excepto terrenos) 20 (3 a 31) (**)

Método de unidad de

producción

(*) Véase la nota 29 para activos en construcción por área de negocio. (**) Incluye activos de exploración y producción depreciados por el método de unidad de producción. (***) Incluye US$ 22.134 y US$ 8.035, reclasificados de Activo intangible a Activo fijo en 2014 como resultado de la declaración de comercialidad de áreas del Contrato de Cesión (Franco and Sul de Tupi in 2013 y Florim, Sul de Guará y Nordeste de Tupi in 2014), como se detalla en la nota 13.2. (****) Los cargos y reversiones de deterioro se reconocen en el estado de resultados como otros gastos, netos.

Al 30 de septiembre de 2014, activo fijo incluye activos bajo arrendamientos financieros de US$ 77 (US$ 86 al 31 de diciembre de 2013).

Refinerías Premium I y Premium II

El 22 de enero de 2015, la Compañía decidió abandonar los proyectos de construcción de Refinerías Premium I y Premium II.

En base a la proyección prevista de la demanda en los mercados nacionales e internacionales de productos derivados del petróleo y la ausencia de un socio de apoyo financiero de la etapa de construcción (una de las suposiciones en el Plan de Negocio y Gestión (BMP) 2014-2018, la Compañía decidió abandonar estos proyectos.


29

La decisión de abandonar los proyectos resultó en el cargo de US$ 1.190 reconocidos en otros gastos en el trimestre finalizado 30 de septiembre de 2014 para dar de baja todos los costos capitalizados con respecto a dichos proyectos.

13. Activo intangible

13.1. Por tipo de activo

Software

Derechos y

concesiones Adquirido Desarrollado

internamente Plusvalía Total

Saldo al 1º de enero de 2013 38.513 188 577 461 39.739

Adiciones 2.931 33 128 − 3.092 Costos de préstamos capitalizados − − 12 − 12 Bajas (80) (2) (3) − (85) Transferencias (**) (22.222) (15) (14) (17) (22.268) Amortizaciones (38) (47) (133) − (218) Reconocimiento de deterioro (***) (524) − − − (524) Ajuste acumulado de conversiones (4.199) (15) (71) (44) (4.329)

Saldo al 31 de diciembre de 2013 14.381 142 496 400 15.419

Costo 14.804 607 1.442 400 17.253 Amortización acumulada (423) (465) (946) − (1.834)

Saldo al 31 de diciembre de 2013 14.381 142 496 400 15.419

Adiciones 86 26 85 − 197 Costos de préstamos capitalizados − − 6 − 6 Bajas (94) (5) (7) − (106) Transferencias (**) (8.035) 6 3 − (8.026) Amortizaciones (27) (44) (89) − (160) Reversión de deterioro (***) 6 − − − 6 Ajuste acumulado de conversiones (47) (3) (23) (12) (85) Saldo al 30 de septiembre de 2014 6.270 122 471 388 7.251

Costo 6.700 614 1.345 388 9.047 Amortización acumulada (430) (492) (874) − (1.796) Saldo al 30 de septiembre de 2014 6.270 122 471 388 7.251

Vida útil estimada - años (*) 5 5 Indefinida

(*) Véase la nota 3.9 (activos intangibles) de los estados financieros del 31 de diciembre de 2013. (**) Incluye US$ 22.134 y US$ 8.035, reclasificados de Activos intangibles a Activo fijo en 2014 como resultado de la declaración de comercialidad de áreas del Contrato de Cesión (Franco y Sul de Tupi en 2013 y Florim, Sul de Guará y Nordeste de Tupi en 2014). Véase la nota 13.2. (***) Cargos y reversiones de deterioro se reconocen en el estado de resultados como otros gastos, netos.

13.2. Concesión para exploración de petróleo y gas natural - Contrato de Cesión (“Cessão Onerosa”)

Al 30 de septiembre de 2014, los activos intangibles de la Compañía incluyen US$ 2.504 (US$ 10.424 al 31 de diciembre de 2013) relativos al Contrato de Cesión, neto de valores pagados como premio de firma por Franco (ahora Campo de Búzios), Sul de Tupi (ahora Campo de Sul de Lula), Florim (ahora Campo de Itapu), Sul de Guará (ahora Campo Sul de Sapinhoá) y Nordeste de Tupi (ahora Campo de Sepia), que fueron transferidos a activos fijos.

Petrobras, el Gobierno Federal (cedente) y la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) -ente regulador e inspector- celebró el Contrato de Cesión en 2010, que le concede a la Compañía derecho a llevar a cabo actividades de prospección y perforación de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos localizados en bloques en el área del pre-sal (Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Entorno de Iara, Sul de Guará y Sul de Tupi) limitándose a la producción de cinco mil millones de barriles de petróleo equivalente en hasta 40 (cuarenta) años renovables por 5 (cinco) años más sujeto a ciertas condiciones.


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El 29 de diciembre de 2014, la Compañía envió la declaración de comercialidad de acumulaciones de petróleo crudo y gas natural localizadas en el bloque Entorno de Iara (ahora Campo Norte de Berbigão, Campo Sul de Berbigão, Campo Norte de Sururu, Campo Sul de Sururu y Campo de Atapu) a la ANP.

Después de la declaración de comercialidad de Entorno de Iara, se concluirá la fase de exploración del Contrato de Cesión y continuarán los procedimientos de revisión formal para cada bloque, en base a suposiciones económicas y técnicas para cada área.

Si la revisión determina que el valor de derechos adquiridos es mayor que el pagado inicialmente, a la Compañía se le puede requerir que pague la diferencia al Gobierno Federal o puede reducir proporcionalmente el volumen total de barriles adquiridos de acuerdo con el contrato. Si la revisión determina que el valor de los derechos adquiridos es inferior al inicialmente pagado por la Compañía, el Gobierno Federal le reembolsará a la Compañía la diferencia en efectivo o bonos sujetos a las regulaciones presupuestarias.

Una vez que los efectos de la revisión antes mencionada se tornen probables y puedan ser medidos de forma confiable, la Compañía hará los respectivos ajustes a los precios de compra de los derechos.

El contrato también establece un programa obligatorio de exploración para cada bloque y compromisos mínimos relacionados con la adquisición de bienes y servicios de proveedores brasileños en las etapas de exploración y desarrollo, que estarán sujetos a la certificación de la ANP. En caso de incumplimiento, la ANP podrá aplicar sanciones administrativas de acuerdo con los términos del contrato.

En base a los resultados de perforación obtenidos, se confirmaron las expectativas con referencia al potencial de producción de las áreas y la Compañía continuará desarrollando su programa y actividades de inversiones como lo establece el contrato.


31

14. Deterioro

El valor recuperable de la unidad generadora de efectivo (UGE) Araucária Nitrogenados S.A. (una planta de fertilizantes) se mide por su valor en uso a efectos de prueba de deterioro. El cálculo del valor en uso de la UGE refleja proyecciones futuras que consideran: una estimativa de la vida útil del grupo de activos en la UGE; presupuestos, previsiones y suposiciones financieras aprobados por la Administración; y una tasa de descuento pre-impuesto derivada del costo promedio ponderado de capital (WACC).

Se reconoció un cargo de deterioro de US$ 134 en otros gastos para Araucária Nitrogenados S.A. resultante de los aspectos operativos que requerían más inversiones durante 2014.

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 de la obtención de derechos legales para explorar un área específica hasta la declaración de viabilidad técnica y comercial de las reservas.

Los cambios en los saldos de costos capitalizados directamente asociados a pozos exploratorios pendiente determinación de reservas comprobadas y el saldo de valores pagados para la obtención de derechos y concesiones para exploración de petróleo y gas natural (costos de adquisición capitalizados) se detallan en el cuadro a continuación:

Costos de Pozos Exploratorios Capitalizados/Costos de Adquisición Capitalizados (*) 30/09/2014 31/12/2013

Activo fijo Saldo inicial 8.802 10.649

Adiciones a costos capitalizados pendiente determinación de reservas comprobadas 3.295 4.981 Costos exploratorios capitalizados cargados a gastos (1.270) (1.251) Transferencias en el reconocimiento de reservas comprobadas (1.738) (4.174) Ajuste acumulado de conversiones (404) (1.403)


Activo intangible (**) 5.783 13.880

Costos de pozos exploratorios capitalizados/Costos de adquisición capitalizados 14.468 22.682

(*) Los valores capitalizados y posteriormente registrados como gastos en el mismo período fueron excluidos del cuadro anterior. (**) El saldo de activo intangible comprende valores relacionados con el Contrato de Cesión (nota 13.2).

Los gastos de exploración reconocidos en el estado de resultados y efectivo utilizado en actividades de exploración de petróleo y gas y evaluación se detallan en el cuadro a continuación:

Costos de exploración reconocidos en ganancias o pérdidas Ene-Sep 2014 Ene-Sep 2013

Gastos de geología y geofísica 568 772 Bajas de gastos de exploración (incl. pozos secos y primas por firma) 1.869 1.341 Otros gastos de exploración 34 49

Total de gastos 2.471 2.162

Efectivo utilizado en: Ene-Sep 2014 Ene-Sep 2013

Actividades operativas 601 946 Actividades de inversión 3.748 4.333

Total de efectivo utilizado 4.349 5.279


32

16. Proveedores

30/09/2014 31/12/2013 Terceros

En Brasil 5.158 5.346 En el exterior 5.529 6.061

Partes relacionadas 597 512 11.284 11.919

17. Financiaciones

Agencias de crédito a la

exportación Mercado bancario

Mercado de capital Otros Total

No corriente En Brasil

Saldo inicial al 1º de enero de 2013 − 30,977 1.255 64 32.296 Adiciones (nueva financiación obtenida) − 10.463 237 − 10.700 Intereses incurridos durante el período − 86 16 3 105 Cargos por tasa de cambio/indexación de inflación − 1.510 54 2 1.566 Transferencia de largo plazo a corto plazo − (9.894) (181) (13) (10.088) Transferencia a pasivos asociados a activos clasificados como mantenidos para venta − (14) − − (14) Ajuste acumulado de conversiones (CTA) − (4.128) (170) (7) (4.305)

Saldo al 31 de diciembre de 2013 − 29.000 1.211 49 30.260 En el exterior

Saldo inicial al 1º de enero de 2013 5.045 19.484 31.031 629 56.189 Adiciones (nueva financiación obtenida) 1.557 9.178 10.990 87 21.812 Intereses incurridos durante el período 1 14 36 8 59 Cargos por tasa de cambio/indexación de inflación 159 893 280 30 1.362 Transferencia de largo plazo a corto plazo (671) (1.310) (418) (42) (2.441) Transferencia a pasivos asociados a activos clasificados como mantenidos para venta − (393) − − (393) Ajuste acumulado de conversiones (CTA) (286) (958) 653 (22) (613)

Saldo al 31 de diciembre de 2013 5.805 26.908 42.572 690 75.975 Saldo total al 31 de diciembre de 2013 5.805 55.908 43.783 739 106.235

No corriente En Brasil

Saldo inicial al 1º de enero de 2014 − 29.000 1.211 49 30.260 Adiciones (nueva financiación obtenida) − 4.043 359 − 4.402 Intereses incurridos durante el período − 142 18 − 160 Cargos por tasa de cambio/indexación de inflación − 369 44 1 414 Transferencia de largo plazo a corto plazo − (1.091) (107) (8) (1.206) Ajuste acumulado de conversiones (CTA) − (1.428) (85) (2) (1.515)

Saldo al 30 de septiembre de 2014 − 31.035 1.440 40 32.515

En el exterior Saldo inicial al 1º de enero de 2014 5.805 26.908 42.572 690 75.975 Adiciones (nueva financiación obtenida) 281 6.421 13.766 − 20.468 Intereses incurridos durante el período 3 17 35 6 61 Cargos por tasa de cambio/indexación de inflación 33 133 (918) 7 (745) Transferencia de largo plazo a corto plazo (603) (2.360) (1.260) (39) (4.262) Ajuste acumulado de conversiones (CTA) (54) (321) 114 (7) (268)

Saldo al 30 de septiembre de 2014 5.465 30.798 54.309 657 91.229 Saldo total al 30 de septiembre de 2014 5.465 61.833 55.749 697 123.744

Deuda corriente 30/09/2014 31/12/2013

Deuda a corto plazo 3.656 3.654 Parte corriente de deuda a largo plazo 6.428 3.118 Intereses devengados 1.423 1.229

11.507 8.001


33

17.1. Información resumida de financiaciones corrientes y no corrientes

Vencimiento en 2014 2015 2016 2017 2018 2019 y en adelante Total (*)

Valor razonable

Financiaciones en reales (BRL): 704 1.538 3.000 2.583 2.760 15.154 25.739 23.167

Deuda a interés variable 644 1.203 2.701 1.993 2.214 12.511 21.266 Deuda a interés fijo 60 335 299 590 546 2.643 4.473 Tasa de interés promedio 6,2% 8,1% 9,7% 8,9% 9,0% 9,2% 9,1%

Financiaciones en dólares estadounidenses (USD): 3.997 5.925 8.984 8.753 11.344 47.563 86.566 87.283

Deuda a interés variable 3.780 4.433 4.315 5.067 8.887 20.597 47.079 Deuda a interés fijo 217 1.492 4.669 3.686 2.457 26.966 39.487 Tasa de interés promedio 2,4% 2,4% 3,1% 2,9% 2,9% 4,2% 3,6%

Financiaciones en BRL indexadas a USD: 65 78 391 702 700 6.812 8.748 9.651

Deuda a interés variable 4 16 19 20 18 62 139 Deuda a interés fijo 61 62 372 682 682 6.750 8.609 Tasa de interés promedio 4,2% 3,8% 6,7% 6,5% 6,5% 7,3% 7,1%

Financiaciones en libras esterlinas (£): 57 46 − − − 2.784 2.887 2.949

Deuda a interés fijo 57 46 − − − 2.784 2.887 Tasa de interés promedio 6,2% 6,2% − − − 6,2% 6,2%

Financiaciones en yenes (¥): 542 94 428 104 94 − 1.262 1.274

Deuda a interés variable 49 94 94 94 94 − 425 Deuda a interés fijo 493 − 334 10 − − 837 Tasa de interés promedio 0,9% 0,7% 1,8% 0,8% 0,7% − 1,2%

Financiaciones en Euro (€): 48 229 14 14 3.469 6.262 10.036 10.655

Deuda a interés variable 7 13 13 13 13 209 268 Deuda a interés fijo 41 216 1 1 3.456 6.053 9.768 Tasa de interés promedio 3,2% 1,9% 2,0% 2,0% 3,7% 4,2% 4,0%

Financiaciones en otras monedas: 10 1 2 − − − 13 13

Deuda a interés fijo 10 1 2 − − − 13 Tasa de interés promedio 13,0% 15,3% 15,3% − − − 13,5%

Total al 30 de septiembre de 2014 5.423 7.911 12.819 12.156 18.367 78.575 135.251 134.992

Total Tasa de interés promedio 2,8% 3,5% 4,7% 4,4% 4,1% 5,5% 4,9%

Total al 31 de diciembre de 2013 8.001 7.266 12.692 8.679 16.051 61.547 114.236 115.238

* El vencimiento promedio de deuda pendiente al 30 de septiembre de 2014 es de 6,26 años.

El valor razonable de las financiaciones de la Compañía es determinado principalmente por los precios cotizados en mercados activos para pasivos idénticos (nivel 1), cuando sea aplicable. Cuando un precio cotizado para un pasivo idéntico no esté disponible, el valor razonable es determinado en base a la curva de rendimiento de Los bonos más líquidos de la Compañía (nivel 2).

El análisis de sensibilidad para instrumentos financieros sujetos a variación cambiaria se detalla en la nota 33.2.

17.2. Tasa de capitalización promedio ponderada utilizada para costos de préstamos

La tasa de capitalización utilizada para determinar el valor de costos de préstamos elegibles para capitalización fue el promedio ponderado de los costos de préstamos aplicable a los préstamos que estaban pendientes durante el período, que no sean préstamos hechos específicamente con el fin de obtener un activo calificado. En el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2014 la tasa de capitalización fue de 4,3% p.a. (4,2% p.a. en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013). Esta tasa se aplicó al saldo de activos en construcción como base para capitalizar costos de préstamos, cuando fue elegible.


34

17.3. Líneas de crédito – Saldo pendiente

Compañía Disponible (línea

de crédito) Utilizado Saldo

En el exterior PGT 1.500 700 800 Petrobras 2.500 530 1.970 En Brasil Transpetro 4.144 992 3.152 Petrobras 5.836 5.066 770 PNBV 4.030 310 3.720 Liquigás 58 54 4

17.4. Garantías

Las instituciones financieras que han concedido financiamiento no requirieron que Petrobras presentara garantías relativas a préstamo, excepto para ciertos instrumentos de financiación específicos para promover el desarrollo económico, que son garantizados por activos tangibles.

Los préstamos obtenidos por entidades estructuradas son garantizados en base a los activos de los proyectos, así como gravámenes sobre cuentas a cobrar y acciones de las entidades estructuradas. Ciertas subsidiarias emiten títulos valores total e incondicionalmente garantizados por Petrobras (nota 36).

La financiación de mercados de capital de la Compañía se relaciona principalmente a bonos globales no garantizados.

18. Arrendamientos

18.1. Pagos/cobranzas mínimos – arrendamientos financieros

Cobranzas mínimas

Pagos mínimos

2014 109 9 2015-2018 802 73 2019 y posteriores 1.984 258

Cobranzas/pagos de arrendamiento estimados 2.895 340 Menos gastos de intereses (1.257) (257)

Valor presente de las cobranzas/pagos de arrendamiento 1.638 83

2014 59 7 2015-2018 415 42 2019 y posteriores 1.164 34

Valor presente de las cobranzas/pagos de arrendamiento 1.638 83

Corrientes 61 16 No corrientes 1.577 67

Al 30 de septiembre de 2014 1.638 83

Corrientes 58 16 No corriente 1.463 73

Al 31 de diciembre de 2013 1.521 89


35

18.2. Pagos futuros mínimos - arrendamientos operativos

Los arrendamientos operativos incluyen unidades de producción de petróleo y gas, plataformas de perforación y otros equipos de exploración y producción, buques y buques de apoyo, helicópteros, terrenos y arrendamientos inmobiliarios.

2014 2.468 2015-2018 42.798 2019 y posteriores 76.150 Al 30 de septiembre de 2014 121.416

Al 31 de diciembre de 2013 125.851

Al 30 de septiembre de 2014, el saldo de pagos de arrendamiento mínimo futuro estimado por arrendamientos operativos US$ 75.290 (US$ 81.044 en 2013) con relación a activos en construcción, para los que no ha comenzado un plazo de arrendamiento.

En el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2014, la Compañía reconoció gastos de US$ 7.877 (US$ 8.500 En el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013) por cuotas de arrendamiento operativo.

19. Transacciones con partes relacionadas

La Compañía realiza transacciones comerciales con sus subsidiarias, acuerdos conjuntos, entidades de estructuras consolidadas y asociados a precios de mercado y condiciones de mercado.

19.1. Transacciones con joint ventures, asociados, entidades gubernamentales y fondos de pensión

Los saldos de transacciones significativas se detallan en el cuadro a continuación:

Ene-Sep 2014 Ene-Sep 2013 30/09/2014 31/12/2013

Resultado Resultado Activo Pasivo Activo Pasivo Joint ventures y asociados

Distribuidoras de gas controladas por el Estado 3.405 3.088 485 197 424 209 Empresas del sector petroquímico 5.721 6.040 21 10 94 120 Otros asociados y joint ventures 777 705 172 437 140 193

9.903 9.833 678 644 658 522

Entidades gubernamentales Títulos públicos 508 829 6.653 − 6.247 − Bancos controlados por el Gobierno Federal (2.239) (1.938) 3.620 29.920 2.801 29.791 Cuentas a cobrar del sector eléctrico (nota 8.4) 351 561 2.561 − 1.849 − Cuenta de petróleo y alcohol - cuentas a cobrar del Gobierno Federal (nota 19.2) − − 343 − 357 − Gobierno Federal – dividendos e intereses sobre el capital (26) (21) − − − 834 Otros (15) 80 277 310 210 334

(1.421) (489) 13.454 30.230 11.464 30.959

Planes de pensión − − − 66 − 156

8.482 9.344 14.132 30.940 12.122 31.637

Ingresos (principalmente ingresos por ventas) 10.242 10.480 Variaciones cambiarias y monetarias, netas (656) (1.093) Ingresos (gastos) financieros, netos (1.104) (43) Corrientes 8.426 2.023 7.572 3.568 No corrientes 5.706 28.917 4.550 28.069

8.482 9.344 14.132 30.940 12.122 31.637


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19.2. Cuentas de Petróleo y Alcohol - Cuentas a cobrar del Gobierno Federal

Al 30 de septiembre de 2014, el saldo de cuentas a cobrar referentes a las Cuentas de Petróleo y Alcohol era de US$ 343 (US$ 357 al 31 de diciembre de 2013). De acuerdo con la Medida Provisoria 2.181 del 24 de agosto de 2001, el Gobierno Federal puede liquidar este saldo utilizando Bonos del Tesoro Nacional por un monto igual al saldo pendiente o permitir que la Compañía compense el saldo pendiente contras valores a pagar al Gobierno Federal, incluyendo impuestos a pagar, o ambas opciones.

La Compañía suministró toda la información requerida por la Secretaría del Tesoro Nacional (STN) para resolver disputas entre las partes y concluir la liquidación con el Gobierno Federal.

Después de varios intentos de negociación a nivel administrativo, la Compañía entabló una demanda en julio de 2011 para recibir el pago de las cuentas a cobrar. Se encuentra en curso pericia ordenada por el tribunal.

19.3. Remuneración de empleados y directores

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

30/09/2014 30/09/2013

Consejo Dirección Total Consejo Dirección Total

Remuneración a corto plazo 4,7 0,4 5,1 3,8 0,4 4,2 Remuneración a largo plazo (beneficios post-jubilación) 0,2 − 0,2 0,2 − 0,2

Total de remuneraciones 4,9 0,4 5,3 4,0 0,4 4,4

Cantidad de miembros 7 10 17 7 10 17

En el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2014, la remuneración de los directores y consejeros para el grupo consolidado Petrobras ascendió a US$ 22,1 (US$ 20,3 en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013).

20. Provisión para costos de desmantelamiento

Pasivo no corriente 30/09/2014 31/12/2013

Saldo inicial 7.133 9.441 Ajuste a provisión (27) (902) Pagos efectuados (472) (506) Intereses devengados 156 199 Otros (*) 29 59 Ajuste acumulado de conversiones (293) (1.158)


(*) Incluye valores referentes a pasivos corrientes asociados a activos clasificados como mantenidos para venta, como se detalla en la nota 10.2.


37

21. Impuestos

21.1. Impuestos sobre las ganancias

30/09/2014 31/12/2013

Activo corriente Impuestos en Brasil 891 951 Impuestos en el exterior 44 109

935 1.060

Pasivo corriente Impuestos en Brasil 242 158 Impuestos en el exterior 94 123

336 281

21.2. Otros impuestos

Activo corriente 30/09/2014 31/12/2013

Impuestos en Brasil: ICMS (IVA) 1.746 1.623 PIS/COFINS (impuestos sobre ingresos) 650 2.069 CIDE 14 20 Otros 105 151

2.515 3.863 Impuestos en el exterior 60 48

2.575 3.911

Activo no corriente Impuestos en Brasil:

ICMS (IVA) diferido 863 879 PIS y COFINS (impuestos sobre ingresos) diferidos 3.443 4.197 Otros 266 292

4.572 5.368

Impuestos en el exterior 10 12

4.582 5.380

Pasivo corriente Impuestos en Brasil:

ICMS (IVA) 1.475 1.164 PIS/COFINS (impuestos sobre ingresos) 433 230 CIDE 13 16 Impuestos por producción 2.208 2.432 Retención de impuestos sobre las ganancias 385 256 Otros 300 350

4.814 4.448

Impuestos en el exterior 143 221

4.957 4.669


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21.3. Impuestos sobre las ganancias diferidos – no corrientes

Los impuestos sobre las ganancias en Brasil comprenden Impuesto sobre las ganancias corporativo (IRPJ) y contribución social sobre la ganancia neta (CSLL). Tasas de impuestos corporativos estatutarias brasileñas are 25% and 9%, respectivamente. Los cambios en los Impuestos sobre las ganancias diferidos se presentan a continuación:

a) Movimiento de impuestos sobre las ganancias diferidos

Activo

Gastos de exploración de petróleo y gas Otros

Préstamos, cuentas a cobrar/a

pagar y financiaciones

Arrendamientos financieros

Provisión para acciones

judiciales Pérdidas

fiscales Existencias

Intereses sobre el

capital Otros Total

Saldo al 1º de enero de 2013 (12.677) (3.111) 561 (588) 346 1.109 467 1.050 2.144 (10.699)

Reconocido en el estado de resultados para el año (2.567) (1.487) 330 (53) 133 3.481 177 351 (767) (402) Reconocidas en el patrimonio neto − − 1.407 53 − 71 − − (1.504) 27 Ajuste acumulado de conversiones 1.842 427 (221) 72 (63) (330) (77) (50) (350) 1.250 Otros (*) (4) 165 (93) (2) (7) 480 8 (8) 509 1.048

Saldo al 31 de diciembre de 2013 (13.406) (4.006) 1.984 (518) 409 4.811 575 1.343 32 (8.776)

Reconocido en el estado de resultados para el período (1.509) (749) 819 (115) 162 2.421 (34) (1.418) (543) (966) Reconocidas en el patrimonio neto − − 742 (41) − (120) − − 949 1.530 Ajuste acumulado de conversiones 692 258 (165) 34 (31) (394) (30) 68 (114) 318 Otros (*) − 141 (600) (66) 1 (3) 1 − 468 (58)

Saldo al 30 de septiembre de 2014 (14.223) (4.356) 2.780 (706) 541 6.715 512 (7) 792 (7.952)

Activos por impuestos diferidos 1.130 Pasivos por impuestos diferidos (9.906)

Saldo al 31 de diciembre de 2013 (8.776)

Activos por impuestos diferidos 992 Pasivos por impuestos diferidos (8.944) Saldo al 30 de septiembre de 2014 (7.952)

(*) Se refiere principalmente a venta de participaciones en participadas o fusiones.

Los activos por impuestos se realizarán en la proporción a la realización de las provisiones y a la resolución final de eventos futuros, ambos basados en estimativas.


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21.4. Conciliación entre tasa de cambio estatutaria y gastos de impuestos

La conciliación entre gastos de impuestos y el producto de “resultado antes de impuestos sobre las ganancias” multiplicado por las tasas de impuestos corporativos estatutarias brasileñas se detalla en el cuadro a continuación:


Resultado antes de impuestos sobre las ganancias 4.375 11.719

Impuestos sobre las ganancias nominales computados en base a tasas de impuestos corporativos estatutarias brasileñas (34%) (1.488) (3.984) Ajustes para cálculo de la tasa efectiva:

· Tasas diferenciadas para compañías con sede en el exterior 839 658 · Incentivos fiscales 20 24 · Deducciones de pérdidas fiscales (pérdidas fiscales no reconocidas) (396) (151) · Baja - sobrepagos incorrectamente capitalizados (907) − · Resultado no imponible (gastos deducibles), neto (*) (98) (205) · Créditos fiscales de compañías con sede en el exterior en etapa de exploración (1) (2) · Otros 17 158

Gasto de impuestos sobre las ganancias (2.014) (3.502)

Impuestos sobre las ganancias diferidos (966) (1.788) Impuestos sobre las ganancias corrientes (1.048) (1.714)

(2.014) (3.502)

Tasa efectiva 46,0% 29,9% (*) Incluye participación de ganancias en participadas.


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22. Beneficios concedidos a empleados (post-empleo)

La compañía patrocina beneficios definidos y planes de pensión de contribución variable en Brasil y para determinadas subsidiarias internacionales, así como planes de salud de beneficios definidos para empleados en Brasil (activos y jubilados) y sus dependientes.

Al 30 de septiembre de 2014, la Compañía, con la ayuda de un actuario calificado, llevó a cabo una revisión de valuación interina de sus obligaciones de planes de pensión y salud (planes de pensión Petros y de salud AMS), actualizando suposiciones y estimativas actuariales de beneficios futuros previstos, resultando en un aumento de US$ 4.858 en su obligación y un cargo de US$ 5.234 en el trimestre finalizado 30 de septiembre de 2014 para otros resultados integrales en el patrimonio (además de un crédito de US$ 376 en el CTA).

Los eventos y cambios de circunstancias que dispararon la necesidad de un cálculo intermedio incluyeron: i) suposiciones actuariales: la mortalidad y edad de jubilación se revisaron en base a estudios y pruebas de consistencia que se realizaron, que suministraron la mejor estimativa de beneficios futuros previstos; y, ii) aumentos de salario de acuerdo con los Convenios Colectivos de Trabajo de Petrobras de 2004, 2005 y 2006 (que se habían concedido a empleados activos), que se incluyeron en los beneficios de pensión de jubilados según lo aprobado por el Consejo Ejecutivo de la Fundación Petros.

En 2014, la Compañía revisó la suposición de mortalidad para sus beneficios en base a nuevas tablas. La tabla de mortalidad general EX-PETROS 2013 reemplazó a la AT 2000 (que se usaba para calcular la obligación actuarial de la Compañía en 2013) para ambos sexos. La tabla de mortalidad EX-PETROS tiene características bidimensionales que indican datos para aumentos de mortalidad por edad y longevidad. Esta tabla, que es reconocida por los órganos técnicos actuariales, fue proyectada en base a datos extensivos de un largo período para los participantes del Plan Petros de Petrobras. El actuario independiente de la Fundación Petrobras usó la posición de 2013 de la tabla EX-PETROS, que es considerada como la más consistente estadísticamente en la serie tiempo con respecto a la población de participantes del Plan Petros.

A continuación se detallan los cambios en los planes de pensión y salud a empleados:

Plan Petros Plan de salud

Petros Petros 2 A M S Otros planes Total Saldo al 31 de diciembre de 2012 11.141 547 8.390 146 20.224 Efectos de nueva medición reconocidos en otros resultados integrales (OCI) (5.733) (600) (910) (5) (7.248) Costos incurridos en el ejercicio 1.396 218 927 25 2.566 Contribuciones pagadas (255) − (364) (24) (643) Pagos relativos al Término de Compromiso Financiero (TFC) (153) − − − (153) Otros − − − (13) (13) Ajuste acumulado de conversiones (1.054) (44) (1.044) (18) (2.160) Saldo al 31 de diciembre de 2013 5.342 121 6.999 111 12.573

Corriente 456 − 357 3 816 No corriente 4.886 121 6.642 108 11.757

5.342 121 6.999 111 12.573

Efecto de revisión de valuación intermediaria reconocido en OCI (*) 2.707 − 2.527 − 5.234 Costos incurridos en el período 534 37 792 20 1.383 Contribuciones pagadas (173) − (297) (11) (481) Pagos relativos al Término de Compromiso Financiero (TFC) (100) − − − (100) Otros − − − (6) (6) Ajuste acumulado de conversiones (445) (8) (523) (8) (984) Saldo al 30 de septiembre de 2014 7.865 150 9.498 106 17.619

Corriente 520 − 375 2 897 No corriente 7.345 150 9.123 104 16.722 7.865 150 9.498 106 17.619

(*) La revisión de la valuación intermediaria de los planes de pensión y salud de la Compañía al 30 de septiembre de 2014 no incluye el plan Petros 2 y se hizo solamente para Petrobras y Petrobras Distribuidora.


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A continuación se detallan los gastos de pensión planes de salud:

Plan de pensión Plan de salud Petros Petros 2 AMS Otros planes Total

Costo del servicio 37 25 102 11 175 Intereses sobre pasivos (activos) netos 497 12 677 9 1.195 Otros − − 13 − 13 Costos netos para el período Ene-Sep 2014 534 37 792 20 1.383

Relativos a empleados activos: Incluidos en el costo de ventas 181 20 264 − 465 Gastos operativos en el estado de resultados 96 16 130 20 262 Relativos a jubilados 257 1 398 − 656 Gastos netos para el período Ene-Sep 2014 534 37 792 20 1.383

Gastos netos para el período Ene-Sep 2013 1.064 169 715 13 1.961

A continuación se detallan las suposiciones actuariales:

Suposición 30/09/2014 31/12/2013

Tasa de descuento - (tasa real –excluyendo inflación) 6,10% (1)/6,11% (2) 6,56% (1)/6,58% (2) Inflación prevista (índice de precios brasileño -IPCA) 6,30% (1) (2) (3) 5,93% (1) (2) Tasa de descuento nominal (tasa real + inflación) 12,78% (1)/12,79% (2) 12,88% (1)/12,90% (2) Previsión de crecimiento salarial - tasa real 1,761% (1) (2) 1,981% (1) (2) Previsión de crecimiento salarial - nominal (tasa real + inflación) 8,17% (1) (2) 8,03% (1) (2) Tasa de rotación de planes de salud 0,642% p.a. (4) 0,590% p.a. (4) Tasa de rotación de planes de pensión Nula Nula Previsión de cambios en costos médicos y hospitalarios 14,47% a 3,00% p.a. (5) 11,62% a 4,09% p.a. (5)

Tabla de mortalidad EX-PETROS 2013 (ambos sexos) (1) (2) AT 2000 básico, sexo específico, 20% de coeficiente de

alisado (1) (2) Tabla de discapacidad TASA 1927 (1) (2) TASA 1927 (1) (2) Tasa de mortalidad para participantes discapacitados AT 49 masculino, 10% de aumento de coeficiente (1) (2)

Winklevoss, sexo específico, 20% de coeficiente de alisado (1) (2)

Edad de jubilación Hombre: 57 años/Mujer: 56 años (1) (2) Hombre: 56 años/Mujer: 55 años (1) Hombre: 53 años/Mujer: 48 años (2)

(1) Plan Petros para el Grupo Petrobras. (2) Plan AMS. (3) La inflación refleja proyecciones de mercado: 6,30% para 2015 y convergiendo hacia 3,00% en 2030. (4) Tasa de rotación promedio (solamente de Petrobras, el patrocinador) de acuerdo con edad y tiempo de servicio. (5) Tasa decreciente, convergiendo en 30 años hacia la inflación a largo plazo prevista. Sólo se refiere a tasa de Petrobras (patrocinador).

Al 30 de septiembre de 2014, la Compañía tenía crudo y productos derivados de US$ 2.766 prendados como garantía para los Términos de Compromiso Financiero (TFC) firmados por Petrobras y Petros en 2008.

En el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2014, la contribución de la Compañía a la parte de contribución definida del Plan Petros 2 era de US$ 244 (US$ 225 en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013).

El 30 de junio de 2014, Petrobras Transporte S.A. - Transpetro expandió sus beneficios de salud (Programa de Assistência Multidisciplinar de Saúde - AMS) para cubrir el plan de salud post-empleo para empleados activos y jubilados, como se establece en el Convenio Colectivo de Trabajo 2013-2015. La adopción inicial resultó en un cargo de US$ 77 al estado de resultados.


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22.1. Participación en las utilidades o resultados

Los beneficios de participación en las utilidades o resultados cumplen con los requisitos legales brasileños y los del Departamento de Coordinación y Gobernanza de Empresas Estatales (DEST), del Ministerio de la Planificación, Presupuesto y Gestión, y del Ministerio de Minas y Energía, y son computados en base a la ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras.

En marzo de 2014, la Compañía y los sindicatos llegaron a un acuerdo sobre una nueva participación en las utilidades o resultados, siguiendo negociaciones iniciadas en el contexto del Convenio Colectivo de Trabajo 2013/2015.

De acuerdo con las nuevas reglas, la participación en los beneficios de las utilidades o resultados serán computados en base a los resultados de seis indicadores corporativos, cuyas metas anuales son definidas por la Administración.

Los resultados de las seis metas individuales se factorizan en un resultado consolidado que determinará el porcentaje de la ganancia que se distribuirá como participación en los beneficios de utilidades o resultados a empleados.

De acuerdo con las nuevas reglas, en caso que la Compañía registre una pérdida neta para el ejercicio, la participación en los beneficios de utilidades o resultados será la mitad del beneficio pagado el año anterior además de medio salario para cada empleado.

Participación en los beneficios de utilidades o resultados 2013

Las nuevas reglas se aplicaron para determinar la participación en los beneficios de utilidades o resultados para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, que se pagaron el 2 de mayo de 2014, resultando en un gasto adicional de participación en las utilidades o resultados de US$ 164, reconocido en otros gastos.

En base al resultado consolidado de los indicadores corporativos para 2013, se aplicó una distribución de 6,25% a la ganancia neta expresada en reales.

2014 participación en los beneficios de utilidades o resultados

Para el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2014 se alcanzaron las metas anuales de los seis indicadores corporativos y, de acuerdo con las nuevas reglas, la Compañía reconoció una participación en los gastos de utilidades o resultados de US$ 338.

22.2. Plan de Incentivo al Retiro Voluntario

En enero de 2014, la Compañía lanzó un Plan de Incentivo al Retiro Voluntario (PIDV), desarrollado en el contexto de su Plan de Optimización de la Productividad (POP) para contribuir al logro de las metas establecidas en el Plan de Negocio y Gestión.

Hubo un total de 8.298 empleados ingresados durante el período de inscripción, que finalizó el 31 de marzo de 2014. Dichos empleados se dividieron en cinco categorías, que determinan cuándo ocurrirá su retiro entre 2014 y 2017 en base a un plan de gestión de conocimiento o plan de sucesión de la Administración relacionado con los procesos y actividades del negocio en los que participan dichos empleados.


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Los empleados que se suscribieron al PIDV tenían 55 años de edad o más y haberse jubilado a través del Instituto Nacional de Seguridad Social (INSS) antes del cierre del período de inscripción (31 de marzo de 2014). Los empleados que se retiren en cualquier momento antes de las fechas acordadas no tienen derecho a los incentivos del programa de retiro.

El plan determina dos tipos de incentivos al retiro: pagos adicionales fijos de 10 salarios mensuales, entre un piso equivalente a US$ 80 mil y un techo de equivalente a US$ 265 mil; pagos adicionales variables entre 15% y 25% de un salario mensual por cada mes trabajado después del séptimo mes de trabajo, hasta la fecha de retiro.

El 31 de marzo de 2014, la Compañía reconoció en otros gastos una provisión para los cargos estimados. Los valores están sujetos a cambios resultantes de empleados que cancelen sus solicitudes de retiro voluntario, impactos de Convenios Colectivos de Trabajo, que podrían aumentar los salarios antes del retiro, inflación-indexación del piso y del techo en base al Índice de Precios al Consumidor (IPCA), así como incentivos adicionales variables ganados por empleados.

De abril a septiembre de 2014, se efectuaron 3.817 retiros y 370 cancelaciones de pedidos de retiro voluntario de empleados que se suscribieron al PIDV. El movimiento de la provisión se detalla a continuación:

Saldo inicial al 31 de marzo de 2014 1.059 Revisión de provisión (*) 26 Retiros en el período (466) Ajuste acumulado de conversiones (43)

Saldo final al 30 de septiembre de 2014 576

Corriente 357 No corriente 219 (*) Incluye cancelación de solicitudes de retiro voluntario, aumentos de remuneraciones y cargos de indexación de inflación de los valores del piso y del techo.

23. Patrimonio neto

23.1. Capital social

Al 30 de septiembre de 2014, el capital suscrito e integrado ascendió a US$ 107.380 (US$ 107.371 al 31 de diciembre de 2013), representado por 7.442.454.142 acciones ordinarias en circulación y 5.602.042.788 acciones preferidas en circulación, todas las cuales son nominativas, escriturales y sin valor nominal.

Aumento de capital con reservas

La Asamblea General Extraordinaria, realizada junto a la Asamblea General Ordinaria el 2 de abril de 2014, aprobó un aumento de capital a través de la capitalización de una parte de la reserva de ganancias relativa a incentivos fiscales, establecida en 2013 por el valor de US$ 9.

23.2. Dividendos

Dividendos – 2013

La Asamblea General Ordinaria del 2 de abril de 2014 aprobó la distribución de dividendos en la forma de intereses sobre el capital de US$ 3.970, que corresponde a US$ 0,2227 por acción ordinaria y US$ 0,4129 por acción preferida (convertidas a dólares estadounidenses utilizando la tasa de cierre para 2013). Dichos dividendos fueron pagados el 25 de abril de 2014 y la fecha de registro fue 2 de abril de 2014. Los valores pagados fueron ajustados de acuerdo con el índice en base a la tasa SELIC del 31 de diciembre de 2013 a la fecha de pago.


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23.3. Ganancia por acción


Ganancias netas atribuibles a accionistas de Petrobras 2.355 8.334 Cantidad promedio ponderada de acciones comunes y preferidas en circulación 13.044.496.930 13.044.496.930

Ganancia básica y diluida por acción común y preferida (US$ por acción) 0,18 0,64

24. Ingresos por ventas

Ene-Sep 2014 Ene-Sep 2013 Ventas brutas sales 133.267 128.922 Impuestos sobre las ventas (23.019) (23.053)

Ingresos por ventas (*) 110.248 105.869

Mercado nacional 84.906 80.285 Exportaciones 11.098 11.240 Ventas internacionales (**) 14.244 14.344 110.248 105.869

(*) Análisis de ingresos por ventas por segmento de negocio se detalla en la nota 29. (**) Ingresos por ventas de operaciones fuera de Brasil que no sean exportaciones.

25. Otros gastos, netos

Ene-Sep 2014 Ene-Sep 2013 Ganancias/(pérdidas) por venta/baja de activos (1.447) 827 Plan de Incentivo al Retiro Voluntario PIDV (nota 22.2) (1.040) − Paradas no programadas y gastos pre-operativos (791) (506) Planes de pensión y salud - jubilados (656) (682) Relaciones institucionales y proyectos culturales (584) (558) Convenio Colectivo de Trabajo (435) (382) Áreas de E&P devueltas y proyectos cancelados (222) − Deterioro (128) − Salud, seguridad y medio ambiente (111) (184) Procesos judiciales, administrativos y de arbitraje (74) (543) Subvenciones del gobierno 52 98 Reembolsos de operaciones de alianzas de E&P 237 188 Otros * (10) 271

(5.209) (1.471)

(*) En 2014 incluye participación adicional en los beneficios de utilidades o resultados de 2013, como se detalla en la nota 22.1.


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26. Costos y gastos por naturaleza

Ene-Sep 2014 Ene-Sep 2013 Materia prima/productos para reventa (47.322) (44.738) Impuestos por producción (10.843) (10.732) Remuneración de empleados (10.400) (9.794) Depreciación, agotamiento y amortización (9.563) (9.892) Movimiento de existencias (400) 1.786 Materiales, fletes, alquileres, servicios de terceros y otros costos relacionados (16.748) (17.143) Provisión para deterioro de cuentas a cobrar (1.831) (21) Bajas de gastos de exploración (incl. pozos secos y primas por firma) (1.869) (1.341) Otros impuestos (521) (328) Baja - sobrepagos incorrectamente capitalizados (2.527) − Procesos judiciales, administrativos y de arbitraje (74) (543) Relaciones institucionales y proyectos culturales (584) (558) Paradas no programadas y gastos pre-operativos (791) (506) Salud, seguridad y medio ambiente (111) (184) Deterioro (128) − Ganancias/(pérdidas) por venta/baja de activos (1.447) 827 Áreas de E&P devueltas y proyectos cancelados (222) −

(105.381) (93.167)

Costo de ventas (84.717) (80.525) Gastos de ventas (5.356) (3.634) Gastos generales y administrativos (3.430) (3.713) Costos de exploración (2.471) (2.193) Gastos de investigación y desarrollo (812) (882) Otros impuestos (521) (328) Otros gastos, netos (5.209) (1.471) Participación en las utilidades o resultados (338) (421) Baja - sobrepagos incorrectamente capitalizados (2.527) −

(105.381) (93.167)

27. Resultado neto

Ene-Sep 2014 Ene-Sep 2013 Ganancia/(pérdida) variación cambiaria y cargos de indexación de inflación sobre deuda (*) (7) (898) Interés y cargos de deudas (5.108) (4.062) Ingresos por inversiones y títulos y valores mobiliarios 774 1.007

Resultado financiero sobre deuda neta (4.341) (3.953) Costos de préstamos capitalizados 2.795 2.869 Ganancias (pérdidas) sobre derivados, netas 91 (120) Ingresos por intereses de títulos y valores mobiliarios (16) 6 Otros gastos e ingresos financieros, netos (36) (48) Otras ganancias/(pérdidas) variación cambiaria y cargos de indexación, netas 585 (219)

Ingresos (gastos) financieros, netos (922) (1.465)

Ingresos 1.297 1.453 Gastos (2.791) (1.761) Ganancias/(pérdidas) variación cambiaria y cargos de indexación, netas 572 (1.157)

(922) (1.465)

(*) Incluye deuda de origen local indexada al dólar estadounidense.


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28. Información complementaria al estado de flujo de efectivo

Ene-Sep 2014 Ene-Sep 2013 Valores pagados/cobrados durante el período: Impuestos sobre las ganancias pagados 699 1,075 Retención Impuesto sobre las ganancias pagado por cuenta de terceros 1.476 1.349 Transacciones de inversiones y financiación que no involucran efectivo: Compra de activo fijo a crédito 4 89 Reconocimiento (reversión) de provisión para costos de desmantelamiento (13) −


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29. Información por segmento

Activo Consolidado por Área de Negocio - 30/09/2014

Exploración y

Producción


Marketing Gas y Energía Biocombustibles Distribución Internacional Corporativo Eliminaciones Total

Corriente 6.742 17.321 3.984 70 3.859 4.233 27.116 (5.003) 58.322 No corriente 152.504 73.430 23.706 1.051 5.492 12.462 6.937 (1.086) 274.496

Realizable a largo plazo 6.955 4.007 1.568 3 2.819 1.803 3.395 (1.017) 19.533 Inversiones 153 2.189 579 828 16 2.441 133 − 6.339 Activo fijo - total 139.743 67.101 21.210 220 2.380 7.672 3.116 (69) 241.373

Activos operativos 101.523 39.024 16.757 201 1.819 4.450 2.329 (69) 166.034 En construcción 38.220 28.077 4.453 19 561 3.222 787 − 75.339

Activo intangible 5.653 133 349 − 277 546 293 − 7.251

Total del Activo 159.246 90.751 27.690 1.121 9.351 16.695 34.053 (6.089) 332.818

Activo Consolidado por Área de Negocio - 31/12/2013* Corriente 5.902 19.141 3.864 77 2.380 5.089 21.643 (5.441) 52.655 No corriente 146.805 73.393 23.839 1.119 4.874 13.034 6.897 (1.193) 268.768

Realizable a largo plazo 6.251 4.411 1.853 2 2.229 1.987 3.168 (1.119) 18.782 Inversiones 94 2.318 749 895 6 2.511 93 − 6.666 Activo fijo - total 126.716 66.522 20.882 222 2.350 7.971 3.312 (74) 227.901

Activos operativos 90.888 32.635 16.698 205 1.687 3.792 2.312 (74) 148.143 En construcción 35.828 33.887 4.184 17 663 4.179 1.000 − 79.758

Activo intangible 13.744 142 355 − 289 565 324 − 15.419

Total del Activo 152.707 92.534 27.703 1.196 7.254 18.123 28.540 (6.634) 321.423

* A partir de 2014, la Administración de Liquigás (una subsidiaria) fue asignada al segmento RTM (anteriormente Distribución). Los valores previamente reportados por 2013 fueron representados a efectos de comparabilidad y los resultados previamente atribuibles al segmento de Distribución ahora se presentan en el segmento RTM, de acuerdo con la Administración y la premisa de responsabilidad adoptada para los estados financieros por segmento de negocio.


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Estado de Resultados Consolidado por Área de Negocio Ene-Sep 2014

Exploración y

Producción



Ingresos por ventas 51.835 86.649 13.336 192 31.827 11.005 − (84.596) 110.248

Intersegmentos 51.510 30.267 1.183 167 880 589 − (84.596) − Terceros 325 56.382 12.153 25 30.947 10.416 − − 110.248

Costo de ventas (26.503) (91.682) (11.735) (230) (29.231) (9.854) − 84.518 (84.717)

Ganancia (pérdida) bruta 25.332 (5.033) 1.601 (38) 2.596 1.151 − (78) 25.531 Ingresos (gastos) (5.122) (5.856) (2.508) (52) (2.072) (673) (4.213) 170 (20.326)

Gastos de ventas, generales y administrativos (276) (2.293) (1.886) (36) (1.925) (590) (1.952) 172 (8.786) Costos de exploración (2.354) − − − − (117) − − (2.471) Investigación y desarrollo (414) (138) (63) (11) − − (186) − (812) Otros impuestos (32) (72) (85) − (9) (77) (246) − (521) Baja - sobrepagos incorrectamente capitalizados (804) (1.398) (266) − (9) (9) (41) − (2.527) Otros gastos, netos (1.242) (1.955) (208) (5) (129) 120 (1.788) (2) (5.209)

Ganancia (pérdida) antes de los resultados financieros e impuestos sobre las ganancias 20.210 (10.889) (907) (90) 524 478 (4.213) 92 5.205 Resultado neto − − − − − − (922) − (922) Participación de ganancias de inversiones en patrimonio (4) 137 162 (42) − 174 3 − 430 Participación en las utilidades o resultados (116) (94) (16) − (20) (8) (84) − (338)

Ganancia (pérdida) antes de los impuestos sobre las ganancias 20.090 (10.846) (761) (132) 504 644 (5.216) 92 4.375 Impuestos sobre las ganancias (7.104) 3.258 223 31 (174) (176) 1.959 (31) (2.014)

Ganancia (pérdida) neta 12.986 (7.588) (538) (101) 330 468 (3.257) 61 2.361

Ganancia neta atribuible a: Accionistas de Petrobras 12.989 (7.582) (549) (101) 330 400 (3.193) 61 2.355 Participación de accionistas no controlantes (3) (6) 11 − − 68 (64) − 6

12.986 (7.588) (538) (101) 330 468 (3.257) 61 2.361


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Estado de Resultados Consolidado por Área de Negocio * Ene-Sep 2013

Exploración y

Producción



Ingresos por ventas 50.714 83.383 11.008 311 29.945 12.289 − (81.781) 105.869

Intersegmentos 49.937 28.053 911 261 772 1.847 − (81.781) − Terceros 777 55.330 10.097 50 29.173 10.442 − − 105.869

Costo de ventas (25.471) (89.281) (9.312) (383) (27.357) (10.523) − 81.802 (80.525)

Ganancia (pérdida) bruta 25.243 (5.898) 1.696 (72) 2.588 1.766 − 21 25.344 Ingresos (gastos) (3.284) (2.828) (848) (56) (1.499) (7) (3.827) 128 (12.221)

Gastos de ventas, generales y administrativos (321) (2.372) (799) (41) (1.500) (641) (1.794) 121 (7.347) Costos de exploración (2.073) − − − − (120) − − (2.193) Investigación y desarrollo (442) (162) (42) (19) (1) (2) (214) − (882) Otros impuestos (34) (53) (61) (1) (11) (105) (63) − (328) Otros gastos, netos (414) (241) 54 5 13 861 (1.756) 7 (1.471)

Ganancia (pérdida) antes de los resultados financieros e impuestos sobre las ganancias 21.959 (8.726) 848 (128) 1.089 1.759 (3.827) 149 13.123 Resultado neto − − − − − − (1.465) − (1.465) Participación de ganancias de inversiones en patrimonio 2 80 132 (18) 1 287 (2) − 482 Participación en las utilidades o resultados (151) (108) (19) − (25) (10) (108) − (421)

Ganancia (pérdida) antes de los impuestos sobre las ganancias 21.810 (8.754) 961 (146) 1.065 2.036 (5.402) 149 11.719 Impuestos sobre las ganancias (7.414) 3.006 (281) 44 (362) (535) 2.090 (50) (3.502)

Ganancia (pérdida) neta 14.396 (5.748) 680 (102) 703 1.501 (3.312) 99 8.217

Ganancia neta atribuible a: Accionistas de Petrobras 14.369 (5.748) 636 (102) 703 1.448 (3.071) 99 8.334 Participación de accionistas no controlantes 27 − 44 − − 53 (241) − (117)

14.396 (5.748) 680 (102) 703 1.501 (3.312) 99 8.217

* A partir de 2014, la Administración de Liquigás (una subsidiaria) fue asignada al segmento RTM (anteriormente Distribución). Los valores previamente reportados por 2013 fueron representados a efectos de comparabilidad y los resultados previamente atribuibles al segmento de Distribución ahora se presentan en el segmento RTM, de acuerdo con la Administración y la premisa de responsabilidad adoptada para los estados financieros por segmento de negocio.


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Estado de Resultados – Detalle del Área de Negocio Internacional Ene-Sep 2014

Exploración y

Producción


Marketing Gas y Energía Distribución Corporativo Eliminaciones Total Estado de Resultados Ingresos por ventas 2.400 5.949 377 3.816 21 (1.558) 11.005

Intersegmentos 949 1.158 26 1 13 (1.558) 589 Terceros 1.451 4.791 351 3.815 8 − 10.416

Resultado antes de resultados financieros, participación en las utilidades o resultados e impuestos sobre las ganancias 545 (62) 67 113 (176) (9) 478 Resultado neto atribuibles a accionistas de Petrobras 628 (31) 80 105 (373) (9) 400

Ene-Sep 2013

Exploración y

Producción


Marketing Gas y Energía Distribución Corporativo Eliminaciones Total

Estado de Resultados Ingresos por ventas 3.345 6.319 419 3.871 − (1.665) 12.289

Intersegmentos 1.925 1.553 28 6 − (1.665) 1.847 Terceros 1.420 4.766 391 3.865 − − 10.442

Resultado antes de resultados financieros, participación en las utilidades o resultados e impuestos sobre las ganancias 1.860 (21) 42 76 (195) (3) 1.759 Resultado neto atribuibles a accionistas de Petrobras 1.653 (15) 31 69 (287) (3) 1.448

Exploración y

Producción


Marketing Gas y Energía Distribución Corporativo Eliminaciones Total

Total del Activo – Detalle del Área de Negocio Internacional

Al 30/09/2014 12.858 2.287 470 992 2.516 (2.428) 16.695 Al 31/12/2013 13.656 2.652 602 1.085 1.970 (1.842) 18.123


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30. Provisiones para procesos judiciales, pasivos contingentes y activos contingentes

A continuación se detallan las provisiones para procesos judiciales, pasivos contingentes y depósitos judiciales.

30.1. Provisiones para procesos judiciales

La Compañía reconoció provisiones por la mejor estimativa de los costos de procesos por los cuales es probable que se requiera un egreso de recursos que representen beneficios económicos y que puedan ser estimados de forma razonable. Dichos ingresos están principalmente compuestos por demandas laborales, procesos fiscales relacionados con la retención de Impuesto sobre las Ganancias por resultados de bonos emitidos en el exterior, procesos por daños y perjuicios resultado de la cancelación de una cesión de créditos del impuesto al consumo (IPI) a un tercero y pescadores buscando indemnización de la Compañía por un derrame de petróleo de enero de 2000 en el estado de Rio de Janeiro.

Las provisiones para procesos judiciales se detallan a continuación:

Pasivo no corriente 30/09/2014 31/12/2013

Demandas laborales 748 569 Demandas fiscales 108 94 Demandas civiles 717 545 Demandas ambientales 41 26 Otras demandas 9 12 1.623 1.246

30/09/2014 31/12/2013

Saldo inicial 1.246 1.265

Nuevas provisiones, netas 673 415 Pagos efectuados (247) (249) Devengos y cargos 49 77 Otros (10) (57) Ajuste acumulado de conversiones (88) (205) Saldo final 1.623 1.246

30.2. Depósitos judiciales

Los depósitos judiciales hechos con relación a acciones judiciales y garantías se detallan en el cuadro a continuación de acuerdo con la naturaleza de los procesos correspondientes:

Activo no corriente 30/09/2014 31/12/2013

Laborales 961 882 Fiscales 1.066 1.002 Civiles 634 529 Medio Ambiente 86 83 Otros 3 8

2.750 2.504


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30.3. Pasivos contingentes

Los pasivos contingentes para los cuales la probabilidad de pérdida se considere posible o que no sean razonablemente estimables no se reconocen en los estados financieros pero se divulgan a menos que se prevea un egreso de recursos que representen beneficios económicos se considere remoto.

Los pasivos contingentes estimados para acciones judiciales al 30 de septiembre de 2014 para las cuales la probabilidad de pérdida se considera posible se detallan en el cuadro a continuación.

Naturaleza Estimativa

Fiscal 39.194 Civil - General 4.343 Laboral 4.978 Civil – Medio Ambiente 1.589 Otras 1 50.105

En el cuadro a continuación se detalla una breve descripción de la naturaleza de los principales pasivos contingentes (fiscales, civiles, de medio ambiente y laborales).

a) Procesos fiscales

Descripción de asuntos fiscales Estimativa

Demandante: Secretaría Nacional de Hacienda de Brasil 1) Falta de retención y pago de Impuesto sobre las ganancias (IRRF) y Contribución de Intervención en el Dominio Económico (CIDE) sobre remesas para pago de fletamentos de plataformas. Estado actual: Esta demanda involucra litigios en diversos niveles administrativos y judiciales, en los que la Compañía está tomando acciones legales para asegurar sus derechos. 8.508

2) Falta de pago de impuesto sobre operaciones financieras (IOF) sobre préstamos inter-empresariales celebrados con, PifCo, Brasoil y BOC en 2007, 2008, 2009 y 2010. Estado actual: Aguardando audiencia de apelación a nivel administrativo. 2.865

3) Deducción de ingresos imponibles de ganancias de subsidiarias y asociados domiciliadas en el exterior en 2005, 2006, 2007, 2008 y 2009. Estado actual: Aguardando audiencia de apelación a nivel administrativo. 2.721

4) Deducción de ingresos imponibles de gastos de renegociación y penalidades del Plan Petros. Estado actual: Aguardando audiencia de apelación a nivel administrativo. 1.977

5) Créditos fiscales aplicados fueron retirados de provisión debido a incumplimiento con una obligación fiscal secundaria. Estado actual: Aguardando audiencia de apelación a nivel administrativo. 1.869

6) Falta de retención y pago de impuesto sobre las ganancias (IRRF) sobre remesas para pago de importaciones de crudo. Estado actual: Esta demanda involucra litigios en diferentes niveles administrativos y judiciales, en los que la Compañía está tomando acciones legales para asegurar sus derechos. 2.049

7) Falta de pago de Contribución de Intervención en el Dominio Económico (CIDE) sobre importaciones de nafta. Estado actual: Esta demanda está en discusión a nivel administrativo. 1.417

8) Falta de pago de aportes de seguridad social sobre bonos contingentes pagados a empleados. Estado actual: Esta demanda involucra litigios a niveles administrativos, en los que la Compañía está tomando acciones legales para asegurar sus derechos. 872

9) Deducción de ingresos imponibles de diversos gastos de beneficios de empleados y beneficios de pensión (PETROS) en 2007 y 2008. Estado actual: Esta demanda está en disputa a nivel administrativo, involucrando tres acciones administrativas. 792

10) Falta de pago de Contribución de Intervención en el Dominio Económico (CIDE) de marzo de 2002 a


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octubre de 2003 sobre transacciones con minoristas de combustibles y estaciones de servicio protegidas por mandatos judiciales que determinan que las ventas de combustibles fueron hechas sin contemplar dicho impuesto. Estado actual: Se ha entablado un litigio y la Compañía está tomando acciones legales para asegurar sus derechos. 675

Demandante: Secretaría de Hacienda del Estado de São Paulo 11) Disputa sobre IVA (ICMS) gravado sobre la importación de una plataforma de perforación – admisión temporaria en el estado de São Paulo y liberación en el estado de Rio de Janeiro y multas relacionadas por incumplimiento de obligaciones fiscales secundarias. Estado actual: Esta demanda involucra litigios a diferentes niveles administrativos y judiciales, en los que la Compañía está tomando acciones legales para asegurar sus derechos. 1.933

Demandante: Secretarías de Hacienda de los estados de Amazonas, Bahia, Distrito Federal, Espírito Santo, Pará, Pernambuco y Rio de Janeiro 12) Falta de pago de IVA (ICMS) gravado sobre ventas de crudo y gas natural debido a supuestas diferencias en existencias a la apertura y al cierre. Estado actual: Esta demanda involucra litigios a diferentes niveles administrativos, en los que la Compañía está tomando acciones legales para asegurar sus derechos. 1.215

Demandante: Secretaría de Hacienda del Estado de Rio de Janeiro 13) IVA (ICMS) gravado sobre despacho de gas natural licuado (GNL) sin emisión del documento fiscal por parte del establecimiento principal. Estado actual: Esta demanda involucra litigios a diferentes niveles administrativos, en los que la Compañía está tomando acciones legales para asegurar sus derechos. 1.408

14) Disputa sobre IVA (ICMS) gravado sobre ventas de queroseno de aviación porque el Decreto 36.454/2004 fue declarado inconstitucional. Estado actual: Esta demanda involucra litigios a diferentes niveles administrativos y judiciales, en los que la Compañía está tomando acciones legales para asegurar sus derechos. 809

Demandante: Gobiernos municipales de las ciudades de Anchieta, Aracruz, Guarapari, Itapemirim, Marataízes, Linhares, Vila Velha, Vitória y Maragogipe. 15) Supuesta falta de retención y pago de impuesto sobre servicios prestados en alto mar (ISSQN) en algunas municipalidades localizadas en el estado de Espírito Santo. Petrobras retuvo y pagó dichos impuestos a las municipalidades donde los respectivos prestadores de servicios estaban establecidos, de conformidad con la Ley Complementaria 116/03. Estado actual: Esta demanda involucra litigios a diferentes niveles administrativos y judiciales, en los que la Compañía está tomando acciones legales para asegurar sus derechos. 905

Demandante: Secretarías de Hacienda de los estados de São Paulo, Rio Grande do Sul y Santa Catarina 16) Tres Estados impugnaron IVA (ICMS) pagado al Estado de Mato Grosso do Sul sobre importaciones de gas natural. Estado actual: Esta demanda involucra litigios en diversos niveles administrativos y judiciales, así como tres acciones civiles en la Suprema Corte. 855 Demandante: Secretarías de Hacienda de Rio de Janeiro y Sergipe 17) Supuestamente créditos de IVA (ICMS) fueron aplicados incorrectamente a la compra de taladros de perforación y productos químicos utilizados para formular el fluido de perforación. Estado actual: Esta demanda involucra litigios a diferentes niveles judiciales, en los que la Compañía está tomando acciones legales para asegurar sus derechos. 418

18) Otros asuntos fiscales 7.906

Total de asuntos fiscales 39.194


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b) Procesos civiles – Generales

Descripción de asuntos civiles Estimativa

Demandante: Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) 1) Disputas legales y administrativas sobre diferencias en cargos por participación especial y regalías pagadas en varios campos. Además, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) está reclamando multas por supuesto incumplimiento con programas exploratorios mínimos y supuestas irregularidades en los sistemas de medición de plataformas. Estado actual: Esta demanda involucra ingresos a diversos niveles administrativos y judiciales, en los que la Compañía está tomando acciones legales para asegurar sus derechos. 1.684

Demandante: Refinaria de Petróleo de Manguinhos S.A. 2) Acción que busca recuperar daños y perjuicios por supuestas prácticas anticompetitivas con respecto a venta de gasolina y otros productos derivados del petróleo (diesel y GLP) en el mercado nacional. Situación actual: Esta demanda está a nivel judicial y la demandante recibió sentencia a favor en primera instancia. La Compañía está tomando acciones legales para asegurar sus derechos. El Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE) analizó esta demanda y no consideró las prácticas de la Compañía anticompetitivas. 459

3) Otros asuntos civiles 2.200

Total de asuntos civiles 4.343

c) Procesos ambientales – Generales

Descripción de asuntos relativos al medio ambiente Estimativa

Demandante: Ministerio Público Federal, Ministerio Público Estatal de Paraná Asociación de Defensa del Medio Ambiente de Araucária (AMAR) e Instituto Ambiental de Paraná (IAP) 1) Proceso legal relacionado con obligaciones de hacer, indemnización y compensación por daños y perjuicios relativos a un accidente ambiental que ocurrió en el estado de Paraná el 16 de julio de 2000. Estado actual: El tribunal emitió sentencia a favor de la demandante, sin embargo ambas partes (la demandante y la Compañía) presentaron una apelación. 817

2) Otros asuntos relativos al medio ambiente 772

Total de asuntos relativos al medio ambiente 1.589


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d) Procesos laborales – Generales

Descripción de asuntos laborales Estimativa

Demandante: Sindipetro de Espírito Santo, Rio de Janeiro, Bahia, Minas Gerais y São Paulo. 1) Acciones colectivas que requieren revisión de cómo se computa la remuneración mínima en base al cargo y horario de trabajo (Remuneración Mínima por Nivel y Régimen (RMNR)). Estado actual: La Compañía presentó ante la Corte Suprema del Trabajo un convenio colectivo de trabajo a fin de interpretar la cláusula del convenio colectivo de trabajo ante los tribunales del trabajo. 1.253

Demandante : Sindipetro del Norte Fluminense y Sindipetro del Estado de Bahia 2) Acciones colectivas relativas a diferencias salariales de ciertos empleados debido a supuestos cambios en el método utilizado para factorizar horas extras en el cálculo de descanso semanal remunerado, supuestamente computados en base a ratios que son superiores a los establecidos por la Ley Nº 605/49. Estado actual: La demanda entablada por Sindipetro/BA tuvo sentencia parcialmente a favor de las demandantes por parte de los tribunales inferiores de la Corte de Trabajo. La Compañía apeló dicho fallo y aguarda sentencia del Corte Suprema del Trabajo. La demanda entablada por Sindipetro Norte Fluminense (NF) no tuvo sentencia a favor de la demandante y la Compañía fue sentenciada a pagar las supuestas diferencias. La Compañía presentó una apelación par a revertir la sentencia en la Corte Superior de Trabajo y aguarda el fallo. 464 3) Otros asuntos laborales 3.261

Total de asuntos laborales 4.978

30.4. Acciones colectivas y procesos relacionados

Entre el 8 de diciembre de 2014 y el 7 de enero de 2015, se iniciaron cinco acciones colectivas contra la Compañía en tribunales en Estados Unidos (United States District Court for the Southern District of New York -SDNY). Estas acciones se consolidaron el 17 de febrero de 2015 (el “Litigio Consolidado de Valores”). El Tribunal nombró un demandante principal, Universities Superannuation Scheme Limited (“USS”), el 4 de marzo de 2015. USS presentó una demanda corregida consolidada el 27 de marzo de 2015 que pretende ser en representación de inversores que : (i) compraron o de otro modo adquirieron valores de Petrobras negociados en NYSE o de acuerdo con otras transacciones en Estados Unidos durante el período entre el 22 de enero y el 16 de marzo de 2015, inclusive (el “Período de Clase”), y fueron perjudicadas por ello; (ii) compraron o de otro modo adquirieron las Notas 2012 de acuerdo con la Declaración de Registro 2009, o las Notas 2013 o Notas 2014 de acuerdo con la Declaración de Registro 2012 y fueron perjudicadas por ello; y (iii) compraron o de otro modo adquirieron valores de Petrobras en la bolsa brasileña durante el período del 22 de enero al 19 de marzo de 2015, que también compraron o de otro modo adquirieron valores de Petrobras negociados en NYSE o de acuerdo con otras transacciones en Estados Unidos durante el mismo período.

La demanda corregida consolidada alega, entre otras cosas, que a través de los comunicados de prensa de la Compañía, presentaciones ante la SEC y otras comunicaciones, la Compañía efectuó declaraciones y omisiones materialmente falsas y engañosas con relación al valor de sus activos, los valores de los gastos y ganancia neta de la Compañía, la eficacia de los controles internos de la Compañía sobre la información financiera, y las políticas anticorrupción de la Compañía debido a supuesta corrupción pretendidamente con relación a ciertos contratos, que supuestamente inflaron artificialmente el valor de mercado de los valores de la Compañía.

Además, a la fecha, inversores individuales presentaron tres demandas en el Distrito Sur de Nueva York consistentes en alegaciones similares a las de la demanda corregida consolidada. Dichas acciones individuales han sido consolidadas con la Litigio Consolidado de Valores a efectos pre-litigiosos.


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Las demandantes no especificaron un valor de supuestos daños y perjuicios en las acciones. Como estas acciones se encuentran en fase inicial, no se puede determinar la posible pérdida o amplitud de pérdidas, si las hay, resultantes del litigio. La Compañía contrató un estudio jurídico estadounidense como asesor legal y pretende defenderse vigorosamente contra las alegaciones hechas en el contexto de dichas acciones.

30.5. Activos contingentes

30.5.1. Acción legal en Estados Unidos - Plataformas P-19 y P-31

En 2002, Braspetro Oil Service Company (Brasoil) y Petrobras obtuvieron sentencia a favor en litigios presentados en tribunales estadounidenses por las aseguradoras United States Fidelity & Guaranty Company and American Home Assurance Company en la que buscan obtener (desde 1997 y con relación a Brasoil) una orden judicial que los exima de pagar obligaciones de acuerdo con la fianza de cumplimiento relativo a las plataformas P- 19 y P-31, y buscando reembolso de Petrobras de valores por los cuales serían en última instancia responsables en el contexto de los procesos de ejecución de dicha fianza de cumplimiento.

El 21 de julio de 2006, los tribunales estadounidenses emitieron una sentencia ejecutiva, condicionando el pago de los valores adeudados a Brasoil sobre una desestimación de las acciones judiciales involucrando demandas idénticas que se estaban realizando ante tribunales brasileños.

En agosto de 2014, Brasoil y Petrobras celebraron un acuerdo extrajudicial con las aseguradoras estadounidenses que contempla la conclusión de todos los litigios y ejecuciones judiciales entabladas en tribunales brasileños y extranjeros. El acuerdo resultó en una ganancia de US$ 295, de la cual US$ 72 ya habían sido reconocidos, por lo tanto, se reconoció una ganancia de US$ 223 en otros ingresos en el trimestre finalizado el 30 de septiembre de 2014.

30.5.2. Recuperación de PIS y COFINS

Petrobras y sus subsidiarias entablaron acciones civiles contra el Gobierno Federal reclamando recuperar a través de compensación valores pagados como ganancias de impuestos sobre ingresos financieros y variación cambiaria (PIS) en el período entre febrero de 1999 y noviembre de 2002 y COFINS entre febrero de 1999 y enero de 2004 reclamando que el párrafo 1 del artículo 3 de la Ley 9.718/98 es inconstitucional.

El 9 de noviembre de 2005, la Suprema Corte Federal declaró que dicho párrafo es inconstitucional.

El 18 de noviembre de 2010, el Tribunal Superior de Justicia sostuvo la demanda entablada por Petrobras en 2006 para recuperar COFINS por el período de enero de 2003 a enero de 2004. Entonces Petrobras reconoció el valor de US$ 290 como impuestos recuperables.

La Compañía reconoció US$ 957 como impuestos recuperables en septiembre de 2014 (US$ 360 en otros ingresos y US$ 597 en ingresos financieros) por la acción iniciada en 2005 para recuperar sobrepago de PIS y COFINS sobre ingresos financieros en el período de febrero de 1999 a diciembre de 2002, después de que su derecho a recuperar dichos impuestos fue definitivamente reconocido y se presentaron los valores y documentos necesarios para solicitar el pago judicial.

Al 30 de septiembre de 2014, la Compañía tenía cuentas a cobrar no corrientes de US$ 1.105 relativas a PIS y COFINS, que son indexadas de inflación y están aguardando acuerdo, se detallan en el cuadro a continuación:


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30/09/2014

COFINS – Enero de 2003 a enero de 2004 290 PIS/COFINS – Febrero de 1999 a noviembre de 2002 957 Indexación de inflación 14 Ajuste acumulado de conversiones (156)

Cuentas a cobrar no corrientes 1.105

31. Compromiso de compra de gas natural

El 18 de agosto de 2014, Petrobras celebró un acuerdo con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para resolver diferencias sobre el cumplimiento del contrato de importación de gas natural boliviano para proveer gas natural al mercado interno brasileño (GSA). El acuerdo establece cronogramas de pagos y términos de compensación para que ambas partes resuelvan diferentes interpretaciones del GSA, e incluye un contrato para garantizar el suministro de gas natural boliviano a una central termoeléctrica (UTE) Cuiabá hasta diciembre de 2016.

Al 30 de septiembre de 2014, la cantidad total del contrato (GSA) para el período de octubre de 2014 a 2019 es de aproximadamente 57,69 mil millones de metros cúbicos (m³) de gas natural (equivalente a 30,08 metros cúbicos (m3) por día) y corresponde a un valor total de US$ 10,96 mil millones.

El acuerdo resultó en un cargo neto a los ingresos de US$ 383 en el trimestre finalizado el 30 de septiembre de 2014, de los cuales US$ 438 se reconocieron en costo de ventas, parcialmente compensados por una ganancia de US$ 55 en otros ingresos.

32. Garantías a los contratos de concesión para exploración de crudo

La Compañía otorgó garantía a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) con relación al cumplimiento de los Programas de Exploración Mínima establecidos en los contratos de concesión para áreas de exploración de petróleo por el valor total de US$ 2.535 de los cuales US$ 2.234 aún están en vigencia, netos de compromisos que se han cumplido. La garantía comprende crudo proveniente de campos productores identificados previamente, prendados como garantía, por US$ 1.862 y garantías bancarias por US$ 372.

33. Gestión de riesgos

La Compañía está expuesta a una serie de riesgos derivados de sus operaciones, tales como riesgo de precios (relativos al precio del crudo y de productos derivados), riego de tasas de cambio de moneda extranjera, riesgo de tasas de interés, riesgo crediticio y riesgo de liquidez. Administra riesgos a través de una política corporativa establecida por sus directores.

El objetivo de la política de gestión de riesgos en general es apoyar el alcance de las metas estratégicas de la Compañía a través de una asignación apropiada de recursos y un equilibrio apropiado entre crecimiento, retorno sobre inversiones y nivel de exposición a riesgos, que pueden resultar de sus actividades normales o del contexto dentro del cual opera la Compañía.

A continuación se detallan un resumen de las posiciones de la Compañía y reconocidas en otros activos y pasivos corrientes al 30 de septiembre de 2014, así como los valores reconocidos en el estado de resultados y otros resultados integrales y de las garantías otorgadas:


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Estado de posición financiera

Valor nocional Valor razonable

Posición del activo (pasivo) Vencimiento

30/09/2014 31/12/2013 30/09/2014 31/12/2013 Derivados no designados para contabilidad de hedge Contratos futuros - total (*) (4.210) 10.224 86 (20)

Posición larga/Crudo y productos derivados 123.690 52.267 − − 2014 Posición corta/Crudo y productos derivados (127.900) (42.043) − − 2014

Opciones - total (*) (330) − 4,4 − Compra/Crudo y productos derivados (430) − 0,4 − 2014 Venta/Crudo y productos derivados 100 − 4 − 2014

Contratos a término Posición corta/Moneda extranjera a término USD 66 USD 17 (2) (1) 2014

Swap

Intereses – Euribor /tasa fija EUR 6 EUR 10 (0,4) (0,6) 2015 Derivados designados para contabilidad de hedge Swap - total (11) (9)

Moneda extranjera/Swap de monedas USD 298 USD 298 5 11 2016 Intereses – Libor /tasa fija USD 419 USD 440 (16) (20) 2020

Total reconocido en el Estado de Posición Financiera 77,0 (30,6)

(*) Valor nocional en miles de bbl

Ganancias (pérdidas) reconocidas en el estado de

resultados (*)

Ganancias/(pérdidas) reconocidas en el

patrimonio neto (**) Garantías dadas como aval Ene-Sep 2014 Ene-Sep 2013 Ene-Sep 2014 Ene-Sep 2013 30/09/2014 31/12/2013

Derivados de commodities 111 (37) − − 10 143 Derivados de moneda extranjera (9) (46) 7 7 − − Hedge de flujo de efectivo sobre exportaciones (***) (458) (162) (1.979) (4.054) − − Derivados de interés (11) − 2 0.4 − − Derivado implícito - etanol − (37) − − − −

(367) (282) (1.970) (4.047) 10 143

(*) Valores reconocidos en ingresos financieros en el período. (**) Valores reconocidos como otros resultados integrales en el período. (***) Utilizando instrumentos financieros no derivados como instrumentos de hedge designados como se describe en la nota 33.2.

El análisis de sensibilidad para diferentes tipos de riesgo de mercado, a los que la Compañía está expuesta, en base a los instrumentos financieros derivados mantenidos al 30 de septiembre de 2014 se detalla a continuación:


59

Instrumentos financieros Riesgo Escenario

probable*

Escenario estresado

(∆ de 25%)

Escenario estresado

(∆ de 50%) Derivados no designados para contabilidad de hedge

Contratos futuros Crudo y productos derivados – fluctuación de precios 86 (162) (408)

Contratos a término Moneda extranjera – apreciación R$ vs. USD 1 (17) (33)

Opciones Crudo y productos derivados – fluctuación de precios 5 − (3)

92 (179) (444) Derivados designados para contabilidad de hedge

Swap 5 111 332 Deuda Moneda extranjera - apreciación JPY vs.

USD (5) (111) (332)

Efecto neto − − − Swap 2 (1) (1) Deuda Intereses – aumento LIBOR (2) 1 1

Efecto neto − − − (*) Se computó el escenario probable en base a los siguientes riesgos: R$ vs. Dólar estadounidense – 2,08% de apreciación del real; Yen vs. Dólar estadounidense – 1,54% de apreciación del yen; curva futura LIBOR – 0,11% de aumento en toda la curva; curva futura EURIBOR – 0,067% de aumento en toda la curva; y crudo y productos derivados en base al valor razonable al 30 de septiembre de 2014.

33.1. Gestión de riesgos de precio (relativos a precios del crudo y productos derivados)

Petrobras no usa instrumentos derivados para efectuar cobertura a ciclos de precios de commodities relativos a productos comprados y vendidos para satisfacer necesidades operativas. Los derivados se usan como instrumentos de hedge para administrar el riesgo de precios de ciertas transacciones realizadas en el exterior, que son generalmente transacciones a corto plazo similares a las transacciones comerciales.

33.2. Gestión de riesgos de moneda extranjera

Petrobras busca identificar y administrar los riesgos de tasa de cambio de moneda extranjera en base a un análisis integrado de hedges naturales para beneficiarse de la correlación entre ingresos y gastos. La gestión de riesgos a corto plazo involucra elegir la moneda en la cual tener efectivo, como ser el real, el dólar estadounidense u otra moneda. La estrategia de gestión de riesgos involucra el uso de instrumentos derivados para efectuar cobertura de ciertos pasivos, minimizando la exposición de riesgo de tasa de cambio de moneda extranjera.

a) Hedge de flujo de efectivo involucrando futuras exportaciones altamente probables de la Compañía

La Compañía designa relaciones de hedge para explicar los efectos de hedge natural existente entre una parte de sus obligaciones de deuda a largo plazo denominada en dólares estadounidenses y una parte de sus ingresos por exportaciones futuras en dólares estadounidenses, referentes al riesgo cambiario (tasas spot).

Se designaron relaciones de hedge individuales en una proporción de uno a uno, es decir que una parte del total de las exportaciones mensuales será la transacción de hedge de una relación de hedge individual, cubierta por una parte de la deuda a largo plazo (que tiene un vencimiento promedio de aproximadamente 6,26 años) de la Compañía).


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A continuación se detallan los valores principales, el valor razonable al 30 de septiembre de 2014, y un cronograma de las reclasificaciones previstas para el estado de resultados del saldo de pérdidas reconocidas en otros ingresos integrales (patrimonio neto), en base al cambio de R$/USD 2,4510:

Instrumento de hedge Transacciones con hedge Naturaleza del riesgo Fecha de

vencimiento Valor del principal (millones de US$)

Valor contable al 30 de septiembre de 2014

(millones de R$)

Instrumentos financieros no derivados

Parte de ingresos por exportaciones mensuales futuras altamente probables

Moneda extranjera – Real vs Dólar

estadounidense Tasa spot

Octubre de 2014 a febrero de 2023 50.054 122.682

Movimiento del valor del principal (en millones de US$) US$

Valores designados al 31 de diciembre de 2013 40.742

Nuevos instrumentos de hedge designados 19.329 Exportaciones que afectan el resultado (4.324) Pagos/amortización del principal (5.693)

Valores designados al 30 de septiembre de 2014 50.054

A continuación se detalla un cronograma del plazo de las pérdidas reconocidas en otros resultados integrales en el patrimonio neto a reciclar al estado de resultados al 30 de septiembre de 2014:

Consolidado

30/09/2014

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022, 2023 Total

Reclasificación prevista (233) (968) (1.094) (1.221) (1.116) (994) (508) (357) (483) (6.974)

b) Hedges de flujo de efectivo involucrando contratos de swap – Yen vs. Dólar

La Compañía tiene un swap de monedas para fijar en dólares estadounidenses los pagos relativos a los bonos denominados en yenes y no pretende liquidar dichos contratos antes de su vencimiento. La relación entre el derivado y los bonos fue designada para contabilidad de hedges de flujo de efectivo.

c) Análisis de sensibilidad para riesgo de moneda extranjera sobre instrumentos financieros

Se detalla a continuación el análisis de sensibilidad que muestra el escenario probable para riesgo de moneda extranjera en instrumentos financieros computados en base a datos externos con los escenarios estresados (fluctuación de 25% y 50% en las tasas de cambio de moneda extranjera), excepto activos y pasivos de subsidiarias extranjeras, cuando se efectúa transacciones en moneda equivalente a su respectivas monedas funcionales.


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Instrumentos financieros Exposición al 30/09/2014 Riesgo

Escenario probable (*)

Escenario estresado

(∆ de 25%)

Escenario estresado

(∆ de 50%)

Activo 2.739 (57) 685 1.370 Pasivo (61.143) Dólar/Real 1.272 (15.286) (30.571) Hedge de flujo de efectivo sobre exportaciones 50.054 (1.042) 12.513 25.027

(8.350) 173 (2.088) (4.174)

Pasivo (**) (757) Yen/Dólar (12) (189) (379)

Activo 16 Euro/Real − 4 8 Pasivo (2.630) 20 (658) (1.315)

(2.614) 20 (654) (1.307)

Activo 7.109 Euro/Dólar 96 1.777 3.554 Pasivo (14.273) (193) (3.568) (7.137)

(7.164) (97) (1.791) (3.583) Activo 4 Libra − 1 2 Pasivo (748) esterlina/Real 3 (187) (374)

(744) 3 (186) (372)

Activo 1.835 Libra 32 459 917 Pasivo (3.935) esterlina/Dólar (68) (984) (1.967)

(2.100) (36) (525) (1.050)

Activo 267 Peso/Dólar 33 67 133 Pasivo (730) (90) (182) (365)

(463) (57) (115) (232) (22.192) (6) (5.548) (11.097)

(*) Se computó el escenario probable en base a los siguientes riesgos: Real vs. Dólar – 2,08% de apreciación del Real/Yen vs. Dólar – 1,54% de apreciación del Yen/Dólar vs. Euro: 1,35% de apreciación del Euro/Dólar vs. Libra esterlina: 1,73% de apreciación de la Libra esterlina/Dólar vs. Peso: 12,3% de depreciación del Peso. Datos obtenidos del Informe Focus del Banco Central de Brasil y de Bloomberg. (**) Una parte de la exposición de moneda extranjera se realiza hedge por un swap de monedas.

33.3. Gestión de riesgos de tasas de interés

La Compañía considera que el riesgo de tasas de interés no crea una exposición significativa, por lo tanto, prefiere no usar instrumentos financieros derivados para administrar riesgo de tasas de interés, excepto para situaciones específicas encontradas por ciertas subsidiarias de Petrobras.

33.4. Riesgo de crédito

Petrobras está expuesta al riesgo de crédito resultante de transacciones comerciales y de gestión de caja, relacionado con instituciones financieras y a exposición de crédito a clientes. El riesgo de crédito es el riesgo que un cliente o institución financiera no pagará valores adeudados vencidos referentes a cuentas a cobrar pendientes o a inversiones financieras garantizadas o depositadas con instituciones financieras.

La administración de riesgos de gestión de crédito en Petrobras tiene por objeto conciliar la necesidad de minimizar el riesgo y maximizar el resultado de las transacciones comerciales y financieras a través de análisis de crédito eficiente, concesiones y administración basadas en parámetros cuantitativos y cualitativos que sean apropiados para cada segmento de mercado en el cual opera.

La cartera de crédito comercial es muy diversa y comprende clientes del mercado nacional y de mercados extranjeros. El crédito concedido a instituciones financieras es distribuido entre bancos internacionales con “grado de inversión” calificados por las agencias calificadoras internacionales y bancos brasileños altamente calificados.


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33.5. Riesgo de liquidez

El riesgo de liquidez es representado por la posibilidad de escasez de efectivo u otros activos financieros para saldar las obligaciones de la Compañía a las fechas acordadas y es administrado por la Compañía en base a políticas tales como: administración centralizada de efectivo para optimizar el nivel de efectivo y equivalentes de efectivo mantenidos y para reducir el capital de trabajo; un nivel mínimo de efectivo para asegurar que la necesidad de efectivo para inversiones y obligaciones a corto plazo sean liquidadas aún en condiciones de mercado adversas; aumentar la cantidad de inversores en los mercados nacionales e internacionales a través de oportunidades de financiación, construyendo una fuerte presencia en los mercados de capital internacionales y buscando nuevas fuentes de financiación, incluyendo nuevos mercados y productos financieros.

A continuación se detalla un cronograma de vencimientos de la deuda a largo plazo, incluyendo el valor nominal y pagos de intereses:

Vencimiento 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 y

después

Saldo al 30 de septiembre

de 2014

Saldo al 31 de diciembre de

2013

6.035 13.492 18.821 17.075 22.596 28.184 78.430 184.633 155.175

34. Valor razonable de activos y pasivos financieros

A continuación se detalla la jerarquía de medidas de valor razonable recurrentes de activos y pasivos financieros reconocidos:

Valor razonable medido en base a

Nivel I Nivel II Nivel III

Total del valor razonable registrado

Activo Títulos y valores mobiliarios 3.222 − − 3.222 Derivados de commodities 90,4 − − 90,4 Derivados de moneda extranjera − 3 − 3

Saldo al 30 de septiembre de 2014 3.312,4 3 − 3.315,4

Saldo al 31 de diciembre de 2013 3.895 10 − 3.905

Pasivo Derivados de intereses − (16,4) − (16,4)

Saldo al 30 de septiembre de 2014 − (16,4) − (16,4)

Saldo al 31 de diciembre de 2013 (20) (20,6) − (40,6)

No hay transferencias materiales entre niveles

El valor razonable estimado para la deuda a largo plazo de la Compañía al 30 de septiembre de 2014 computado en base a las tasas prevalecientes de mercado se detalla en la nota 17.1.


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35. Eventos subsecuentes

Innova S.A.

El 1º de octubre de 2014, el Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE) aprobó la compra de Innova S.A. por Videolar S.A. con restricciones. La aprobación de la transacción (detallada en la nota 10) está condicionada al cumplimiento de un conjunto de medidas establecidas en el Acuerdo de Control y Concentraciones (ACC) celebrado entre la agencia antitrust y las partes de la fusión.

Esta transacción fue completada el 30 de octubre de 2014 como se detalla en el contrato de compra y venta.

Companhia de Gás de Minas Gerais (GASMIG).

El 10 de octubre de 2014, se cumplieron las condiciones precedentes y la transacción (conforme a la nota 10) fue concluida por US$ 251, después de ajustes de precios. El resultado neto de la transacción se determinará en base al valor contable de activos y pasivos a esta fecha y a otros ajustes contractuales.

Petrobras Energia Peru S.A.

El 6 de noviembre de 2014, se cumplieron las condiciones precedentes para esta transacción (conforme a la nota 10) y la misma fue concluida. Petrobras vendió su participación en Petrobras Energia Peru S.A. a China National Petroleum Corporation (CNPC).

Fusión de PifCo

El 28 de diciembre de 2014, la Asamblea General Extraordinaria de Petrobras Global Finance B.V. (PGF) aprobó la fusión de todos los activos de Petrobras International Finance Company S.A. (PifCo) en PGF. PifCo se extinguió a partir del 29 de diciembre de 2014.

Los estados financieros consolidados de la Compañía no serán afectados.

Fusiones de Energética Camaçari Muricy I y Arembepe Energia

El 30 de enero de 2015, la Asamblea General Extraordinaria aprobó la fusión de Energética Camaçari Muricy I S.A. (Muricy) y Arembepe Energia S.A. (Arembepe) en Petrobras.

Los estados financieros consolidados de la Compañía no serán afectados.

Revisión de Moody’s de las calificaciones globales de Petrobras

El 24 de febrero de 2015, Moody’s rebajó la calificación de crédito de bonos de Petrobras en el mercado estadounidense. Petrobras perdió su calificación de grado de inversión.

De acuerdo con Moody´s, el rebajamiento de la calificación de Petrobras refleja preocupación creciente con relación a las investigaciones de corrupción y presiones de liquidez que podrían resultan de atrasos en la elaboración de estados financieros auditados. Además, Moody's espera que la Compañía sea desafiada a hacer una reducción significativa de su nivel de deuda en los próximos años y espera que a la Compañía le tome más que lo previamente esperado para lograr reducciones de apalancamiento planificadas.

La Compañía no tiene convenios afectados por los rebajamientos de calificación de crédito ni requiere mantener una calificación de grado de inversión.


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Cierre de las actividades de refinación en Japón

En febrero de 2015, Petrobras inició un plan para el cierre de las actividades de refinación en Okinawa, Japón. El plan contemplará el cierre de la refinería Nansey Sekiyu (NSS) y la Compañía trabajará junto al Ministerio de Economía, Comercio e Industria de Japón (METI).

Venta de activos en Argentina

El 30 de marzo de 2015, Petrobras Argentina S.A., PESA, vendió su participación en activos localizados en la cuenca Austral en Santa Cruz a Compañía General de Combustibles S.A. (CGC) por US$ 101.

Contratos de financiación en el mercado bancario

El 1º de abril de 2015, Petrobras Global Trading BV (PGT), subsidiaria indirecta de Petrobras, celebró una línea de crédito de US$ 3,5 mil millones por 10 años con China Development Bank Corporation (CDB).

El 9 de abril de 2015, Petrobras Distribuidora S.A. (una subsidiaria totalmente propia de Petrobras) celebró un contrato de crédito de capital de trabajo de R$ 4,5 mil millones (US$ 1,5 mil millones) con Banco do Brasil, con vencimiento en marzo de 2021.

El 17 de abril de 2015, la Compañía anunció los siguientes contratos de financiación:

- Línea de crédito contingente de cinco años con Caixa Econômica Federal por R$ 2 mil millones (US$ 0,8 mil millones).

- Línea de crédito contingente de cinco años con Bradesco por R$ 3 mil millones (US$ 1,2 mil millones).

- Acuerdo de cooperación con Standard Chartered para la venta de una plataforma de producción de petróleo y transacción de leaseback por US$ 3 mil millones por 10 años.

36. Información relacionada a títulos y valores garantizados emitidos por subsidiarias

36.1. Petrobras Global Finance B.V. (PGF)

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras garantiza total e incondicionalmente los títulos de deuda emitidos por Petrobras Global Finance B.V. (PGF), una subsidiaria financiera totalmente propia de Petrobras. No hay restricciones significativas a la capacidad de Petrobras de obtener fondos de PGF.

36.2. Petrobras International Finance Company (PifCo)

En el pasado, Petrobras usaba su anterior subsidiaria totalmente propia Petrobras International Finance Company S.A. (PifCo) como vehículo para emitir títulos que garantizaba total e incondicionalmente. PGF adquirió todas las acciones en circulación de Petrobras International Finance Company S.A. (PifCo) el 12 de febrero de 2014 y el 29 de diciembre de 2014, PifCo se fusionó en PGF, y PGF asumió las obligaciones de PifCo de acuerdo con todos los títulos originalmente emitidos por PifCo, que continúan beneficiándose de la garantía total e incondicional de Petrobras.

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información complementaria (no auditada) (Expresada en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando se indique lo contrario)

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Reservas naturales de crudo y gas natural

El cuadro a continuación detalla las reservas netas comprobadas estimadas de crudo y gas natural y cambios en las reservas comprobadas hasta el 31 de diciembre de 2014. Las reservas comprobadas son estimadas por los ingenieros de yacimientos de la Compañía según las definiciones prescriptas por la Comisión de Valores Mobiliarios de Estados Unidos (SEC).

Las reservas de petróleo y gas comprobadas son las cantidades de petróleo y gas que, de acuerdo con datos de análisis de datos de geociencia e ingeniería, pueden ser estimados con certeza razonable que serán producibles económicamente a partir de una determinada fecha de yacimientos conocidos y en condiciones económicas, métodos operativos y regulaciones gubernamentales existentes anteriores al plazo que los contratos que dan el derecho de operación venza a menos que las evidencias indiquen que la renovación es razonablemente cierta independientemente de los métodos determinísticos o probabilísticos utilizados para efectuar la estimativa. El proyecto de extracción de hidrocarburos debe haber comenzado o el operador debe tener certeza razonable de que comenzará el proyecto en un tiempo razonable.

Las reservas de petróleo y gas desarrolladas son reservas de cualquier categoría cuya recuperación puede preverse: (i) por medio de pozos existentes con equipos y métodos de operación existentes o en los que el costo de los equipos requeridos sea relativamente menos en comparación con el costo de un nuevo pozo; y (ii) por medio de equipos de extracción e infraestructura operativa instalados al momento de la estimativa de reservas si la extracción se realiza por medios que no involucren un pozo.

En algunos casos, se requerirán nuevas inversiones en pozos e instalaciones relacionadas adicionales para recuperar dichas reservas comprobadas. Debido a las incertidumbres inherentes y a la naturaleza limitada de datos de yacimientos, las estimativas de reservas están sujetas a cambios a medida que se vaya disponiendo de información adicional.

A continuación se detalla un resumen de los cambios anuales de reservas:

Crudo (en miles de millones de bbl) Gas natural (en miles de millones de m³) Petróleo y gas natural (en miles de

millones de boe)

Brasil Internacional Total Brasil Internacional Total Brasil Internacional Total Saldo al 31 de diciembre de 2013 10,658 0,289 10,947 299,196 33,739 332,935 12,540 0,488 13,028 Cambio en reservas 0,897 (0,074) 0,823 18,125 (4,938) 13,187 1,011 (0,103) 0,908 Producción (0,705) (0,028) (0,733) (21,341) (3,014) (24,355) (0,839) (0,046) (0,885) Saldo al 31 de diciembre de 2014 10,851 0,187 11,038 295,980 25,788 321,768 12,713 0,338 13,051

Participadas Saldo al 31 de diciembre de 2013 − 0,084 0,084 − 1,752 1,752 − 0,095 0,095 Saldo al 31 de diciembre de 2014 − 0,072 0,072 − 1,329 1,329 − 0,080 0,080 Reservas desarrolladas comprobadas Saldo al 31 de diciembre de 2013 6,509 0,086 6,595 174,323 10,431 184,754 7,606 0,147 7,753 Saldo al 31 de diciembre de 2014 7,003 0,116 7,118 176,498 14,281 190,780 8,113 0,200 8,312

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Estados financieros consolidados al 30 de …...y sus subsidiarias al 30 de septiembre de 2014, y...

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