INFORME DE LA   ADMINISTRACIÓN 2014 

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Sumario MENSAJE DEL PRESIDENTE PERFIL POSICIÓN ACCIONARIA PRINCIPALES INDICADORES DESEMPEÑO DE LAS ACCIONES ESTRATEGIA CORPORATIVA GESTIÓN INTEGRADA DESEMPEÑO DE LOS NEGOCIOS Exploración y Producción en Brasil Refino, Transporte, Comercialización y Petroquímica Transporte Distribución Gas, Energía y Gas-química Biocombustibles Actividades Internacionales INVERSIONES RELACIONAMIENTO CON EL ACCIONISTA CONTROLADOR Política de Precios OPERACIÓN LAVA-JATO GESTIÓN Gobernanza Corporativa Gestión de Riesgos y Conformidad Ética e Integridad AMBIENTE EXTERNO Y MERCADO DE PETRÓLEO Monitoreo del Ambiente Externo Análisis del Mercado de Petróleo FUNCIONES CORPORATIVAS Seguridad, Medio Ambiente, Eficiencia Energética y Salud Responsabilidad Social Investigación y Desarrollo Recursos Humanos

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ANÁLISIS FINANCIERO Resumen Económico y Financiero Resultados Consolidados Resultado por Área de Negocio Liquidez y Recursos de Capital Endeudamiento Obligaciones Contractuales Activos y Pasivos sujetos a la variación cambiaria Impuestos y Participaciones Gubernamentales GLOSARIO

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MENSAJE DEL PRESIDENTE Estimados Accionistas e Inversores: Con la publicación de los resultados de 2014 auditados, Petrobras ha logrado superar una importante barrera, tras un esfuerzo colectivo, que pone de manifiesto nuestra capacidad de superación ante los desafíos en un contexto adverso. Este ejercicio también me ha dado más confianza de que responderemos a las cuestiones estratégicas que tenemos por delante, referentes al plan de negocios de la Compañía, de manera eficiente y creando valor para la Compañía. Desarrollado una metodología para estimar los gastos adicionales debido al esquema de pagos indebidos revelada por la operación “Lava-Jato”. La baja respecto a estos gastos adicionales impuestos por este esquema ha sido reconocida en el tercer trimestre de 2014. Asimismo, los cambios en el contexto de los negocios de Petrobras, en función de la disminución de los precios del petróleo, la apreciación del dólar y la necesidad de reducir el nivel de endeudamiento, estimularon una revisión de las perspectivas futuras de la Compañía y, por consiguiente, llevando a la necesidad de reducir el ritmo de nuestras inversiones. Como resultado, la Compañía decidió posponer la conclusión de algunos activos y proyectos incluidos en su plan de negocio 2014-2018. Estas postergaciones han generado impactos en las pruebas de impairment, cuyas pérdidas han sido reconocidas en el cuarto trimestre de 2014. Concluida la divulgación de los resultados, nos centraremos en los desafíos de mediano y largo plazo. Estamos desarrollando un nuevo plan de negocios, en el que incorporaremos premisas económicas que reflejan el escenario que actualmente experimenta la industria de petróleo. Estamos revisando nuestras inversiones con la finalidad de dar prioridad al área de exploración y producción de petróleo y gas, nuestro segmento más rentable. Lo que buscamos es construir un plan sostenible desde la perspectiva del flujo de caja, teniendo en cuenta los impactos potenciales en la cadena de suministros y, por consiguiente, en nuestra curva de producción. Me gustaría terminar este mensaje enfatizando mi convicción de que Petrobras es y se mantendrá una Compañía rentable y eficiente, con mejoras significativas en su gobernanza corporativa y cada vez más centrada en la rentabilidad para sus accionistas e inversores. Aldemir Bendine, Presidente.

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PERFIL Somos una empresa de energía que opera de forma integrada en la industria de petróleo, gas y energía, en los segmentos de exploración y producción, refino, comercialización, transporte, petroquímica, distribución de derivados, gas natural, energía eléctrica, gas-química y biocombustibles. A lo largo de 61 años, construimos una trayectoria de superación de desafíos. Nos convertimos en líderes mundiales en tecnología para exploración y producción en aguas profundas y ultraprofundas, donde están cerca del 90% de nuestras reservas. Conducimos nuestros negocios norteados por tres direcciones corporativas: crecimiento integrado, rentabilidad y responsabilidad social y ambiental.

Misión Actuar en la industria de petróleo y gas de forma ética, segura y rentable, con responsabilidad social y ambiental, suministrando productos adecuados a las necesidades de los clientes y contribuyendo para el desarrollo de Brasil y de los países donde actúa.

Visión 2030 Ser una de las cinco mayores empresas integradas de energía del mundo1 y la preferida de sus públicos de interés.

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Métrica: una de las cinco mayores productoras de petróleo, ente todas las empresas, con o sin acciones en bolsa.

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POSICIÓN ACCIONARIA – 31 DE DICIEMBRE DE 2014

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PRINCIPALES INDICADORES



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DESEMPEÑO DE LAS ACCIONES En 2014, diversos factores influenciaron el desempeño del mercado de capitales. En el área política, la elección presidencial ha generado volatilidad en las cotizaciones; en la económica, la presión inflacionista, el bajo crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB), la desvalorización cambial y el escenario fiscal brasileño influenciaron negativamente el desempeño de las acciones en la Bolsa, Mercaderías y Futuros (BM&F Bovespa). En ese contexto, el Ibovespa, principal índice de la bolsa, retrocedió el 3% con relación al año anterior. Nuestras acciones, reflejando ese escenario y la caída del precio internacional del petróleo, cerraron el año en baja. Las ordinarias (PETR3) cayeron el 40% y las preferenciales (PETR4), el 41%, siendo cotizadas a R$ 9,59 y R$ 10,02, respectivamente, el 30 de diciembre de 2014. Con la caída de las cotizaciones, nuestro valor de mercado en esta fecha se quedó en R$ 128 mil millones (US$ 48 mil millones). En la Bolsa de Nueva York (Nyse), donde son negociados los recibos ordinarios (PBR) y preferenciales (PBR/A), la caída llegó a 47% y 48%, respectivamente, impactada también por la desvalorización del 13% del real frente al dólar. El 31 de diciembre de 2014, la cotización de la PBR cerró en US$ 7,30 y de la PBR/A en US$ 7,58.



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ESTRATEGIA CORPORATIVA El febrero de 2014, nuestro Consejo de Administración aprobó el Plan Estratégico (PE) 2030, así como su desdoblamiento en corto y medio plazo, traducido en el Plan de Negocios y Gestión (PNG) 2014-2018. Estamos elaborando el próximo PNG, que podrá resultar en alteraciones significativas con relación al actual, con postergación de metas y reducción del ritmo de inversiones, principalmente debido a variaciones expresivas relacionadas a las premisas macroeconómicas, de precios y de mercado.

Revisión del Plan de Desinversiones Aprobamos, en febrero de 2015, la revisión del plan de desinversión estimado para 2015 y 2016. El valor total es de US$ 13,7 mil millones, dividido entre las áreas de Exploración y Producción en Brasil y en el exterior (30%), Abastecimiento (30%) y Gas y Energía (40%). Ese plan hace parte de nuestra planificación financiera, que visa a la reducción del apalancamiento, a la preservación de la caja y a la concentración en las inversiones prioritarias, notablemente de producción de petróleo y gas en Brasil en áreas de alta productividad y retorno.

GESTIÓN INTEGRADA Nuestra gestión adopta un modelo integrado de generación de valor en el cual la forma como actuamos es tan importante como los resultados que entregamos a la sociedad. Seguridad y eficiencia de las operaciones, respeto al medio ambiente, gestión de procesos, control de costos y efectividad de los proyectos son nuestros compromisos. Como actuamos de manera integrada desde la exploración de petróleo y gas natural hasta la distribución de derivados de petróleo y de energía, la integración de nuestra gestión también es esencial para a maximización de resultados para todo el Sistema Petrobras.

DESEMPEÑO DE LOS NEGOCIOS Exploración y Producción en Brasil Nuestra área de Exploración y Producción se dedica a la investigación, ubicación, identificación, desarrollo, producción e incorporación de reservas de petróleo y de gas natural, en tierra y en el mar.

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El principal objetivo es descubrir acumulaciones de petróleo y de gas natural, desarrollar y producir reservas, proporcionando el petróleo crudo y gas natural, debidamente tratados y especificados, para que las áreas de Abastecimiento y Gas y Energía procesen y/o comercialicen sus derivados. Somos líderes mundiales en la exploración y producción en aguas profundas y ultraprofundas, reconocidos por el pionerismo en la introducción de nuevas tecnologías. Gracias a ese liderazgo, hemos recibido premios de renombre nacional e internacional en la industria de petróleo y gas, como el OTC Distinguished Achievement Award, en 1992, 2001 y 2015, y el Premio ANP de Innovación Tecnológica, en 2013.

Contratos de Exploración y Producción Nuestra actuación comienza con el estudio y la adquisición de bloques exploratorios en las rodadas de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). Operamos a través de tres diferentes modelos de contratos: Concesión, Cesión Onerosa y Reparto de Producción. A través del contrato de Cesión Onerosa, firmado en 2010, adquirimos el derecho de producir hasta 5 mil millones de barriles equivalentes de petróleo (boe) en áreas del pre-sal. En 2014, el Consejo Nacional de Política Energética emitió una resolución aprobando nuestra contratación directa para producción del volumen excedente de la Cesión Onerosa en cuatro áreas del pre-sal en la Cuenca de Santos, bajo el régimen de Reparto de Producción. Después la firma del contrato, tendremos el derecho de producir, en esas áreas, volúmenes además de los 5 mil millones de boe adquiridos en el contrato de Cesión Onerosa. Nuestro portafolio doméstico exploratorio es constituido por 158 bloques exploratorios, totalizando un área de 90 mil km², de los cuales 38 mil km² en tierra y 52 mil km² en el mar. Estamos trabajando en 56 Planes de Evaluación de Descubrimientos (PAD), siendo 40 en áreas exclusivamente exploratorias y 16 en áreas de ring fence. Nuestro portafolio de Desarrollo y Operación de la Producción tiene 351 campos bajo contratos de concesión y 10 campos bajo contratos de Cesión Onerosa totalizando 361 campos de petróleo y gas natural.

Actividad Exploratoria Después de la adquisición de un bloque, se inicia la fase de exploración, que tiene como objetivo el descubrimiento de volúmenes comercialmente viables de petróleo y de gas.

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En 2014, perforamos 74 pozos exploratorios - 37 en tierra y 37 en el mar - y logramos índice de éxito geológico del 70%. En el pre-sal fueron 15 pozos, con un índice del 87%. La actividad exploratoria genera descubrimientos de reservatorios de hidrocarburos que, de acuerdo con los resultados de los PADs, incorporan volúmenes a nuestras reservas. Nuestras inversiones en exploración sumaron R$ 10,4 mil millones en el año de 2014, que abarcan, principalmente, los costos de perforación, levantamientos sísmicos y adquisición de bloques. El costo de descubiertas por boe agregado a las reservas fue de US$2,69. La tabla a continuación muestra los principales descubrimientos en el año: Área / Pozo Florim 2 - PAD Florim 3-RJS-725 Iara 2 - PAD Entorno Iara 3-RJS-722 Entorno de Iara 3 - PAD Iara 4-RJS-728 PAD Jupiter Apollonia 3-RJS-732 L1 -NW1 Libra 3-RJS-731 Moita Bonita PAD Moita Bonita 3-SES-182 Tanganika 3-ESS-222 Poço Verde 1 3-SES-181 Pudim PAD Brigadeiro 3-ESS-219D Lontra 3-GLF-42-ESS

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Cuenca

Ambiente

LDA (m)

GRADO API

Consorcio

Santos

Mar

2000

29

Petrobras 100%

Santos

Mar

2251

14-26

Petrobras 100%

Santos

Mar

2244

23-26

Petrobras 100%

Santos

Mar

2183

29

Santos

Mar

1963

27

Sergipe

Mar

3000

29

Petrobras 100%

Espírito Santo

Mar

1050

gas

Petrobras 80% Repsol YPF 20%

Sergipe

Mar

2196

36

Petrobras 100%

Espírito Santo

Mar

1886

35

Petrobras 65% PTTEP 20% INPEX 15%

Espírito Santo

Mar

1319

gas

Petrobras 100%

12

Petrobras 80% Petrogal 20% Petrobras 40% Shell 20% Total 20% CNPC 10% CNOOC 10%

En 2014, presentamos a ANP las declaraciones de comercialidad de las áreas remanentes del contrato de la Cesión Onerosa, comprobando el volumen contratado en 2010 de 5 mil millones de barriles equivalentes de petróleo, ya considerando los campos de Búzios y Sul de Lula, declarados en 2013. Principales Declaraciones de Comercialidad Cuenca

Volumen (millones boe)

Calidad (API)

Campo

Área

Sul de Sapinhoá

Sul de Guará

Santos

Sépia

Nordeste de Tupi

Itapu

Florim

Santos Santos

Norte de Berbigão

Entorno de Iara

Santos

Sul de Berbigão

Entorno de Iara

Santos

24-30

Norte de Sururu

Entorno de Iara

Santos

24-30

Sul de Sururu

Entorno de Iara

Santos

Atapu

Entorno de Iara

Santos

Berbigão

Iara

Santos

24-30

Sururu

Iara

Santos

24-30

Oeste de Atapu

Iara

Santos

24-30

26-29 1.214

26-29 26-29 24-30

Mayor que 5.000

24-30 24-30

Reservas El 31 de diciembre, de acuerdo con los criterios ANP/SPE, nuestras reservas probadas de petróleo y de gas natural en Brasil totalizaron 16,183 mil millones de barriles equivalentes de petróleo (boe), representando un crecimiento del 1,3% con relación a 2013 (15,973 mil millones de boe), así distribuidas: Reservas Provadas Brasil (critérios ANP/SPE) Petróleo (mil millones bbl) Gas (mil millones m³) Total (mil millones boe)

2013 13,512 391,286 15,973

2014 13,686 396,895 16,183

En adición a las reservas probadas de 2013, fue apropiado un volumen de 1,091 mil millones de boe durante 2014. También fue hecha la devolución de 11 concesiones, lo que llevó a la deducción de reservas probadas de 0,043 mil millones de boe. No ocurrieron ventas de participación en campos en Brasil. De esa forma, el balance entre apropiaciones y devoluciones de concesiones en Brasil resultó en un aumento de 1,049 mil millones de boe a las reservas probadas, que compensó la producción de 2014, de 0,839 mil millones de boe. Ese volumen producido no considera los Testes de Larga Duración (TLD) en bloques exploratorios.

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La tabla a continuación presenta la evolución de nuestras reservas probadas en Brasil (criterios ANP/SPE) en 2014: Composición de las reservas probadas, de acuerdo con los criterios ANP/SPE a) Reservas Probadas Diciembre/2013 b) Apropiaciones de reservas probadas en 2014 c) Monetización de reservas en 2014 d) Devoluciones de concesiones en 2014 e) Balance de 2014 (b+c+d) f) Producción del año de 2014 g) Variación anual (e+f) h) Reservas probadas Diciembre/2014 (a+g)

Brasil (mil millones de boe) 15,973 1,091 0,000 -0,043 1,049 -0,839 0,210 16,183

Para cada barril equivalente de petróleo producido en 2014, fue apropiado 1,25 barril, resultando en un Índice de Reposición de Reservas (IRR) del 125%. Vale destacar que la producción equivalente de petróleo de Brasil considerada en las reservas creció el 4,9% con relación a 2013 (0,8 mil millones de boe). Eso significa que, mismo con el aumento del volumen producido, Brasil mantuvo el IRR arriba del 100% por el 23º año consecutivo. La relación Reserva/Producción fue de 19,3 años. En 2014 fue registrado el crecimiento del 23% de las reservas probadas del pre-sal con relación al año anterior. Asimismo, apenas ocho años después de la descubierta de hidrocarburos en esa capa, el pre-sal pasó a responder por más del 30% de nuestras reservas probadas en el País.

Actividad de Producción En 2014, nuestra producción media en Brasil fue de 2,034 millones de barriles de petróleo por día (bpd) y de 67,8 millones de metros cúbicos de gas por día (m³/d), excluyendo el líquido de gas natural (LGN), nuestro mejor resultado anual ya alcanzado. En diciembre, también batimos récords mensual y diario de producción en el País, alcanzando 2,212 millones de bpd y 2,300 millones de barriles de petróleo, respectivamente. En el total, producimos 2,460 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (boed), lo que representa un aumento del 6% con relación al volumen del año anterior.

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Este aumento se debió principalmente a: 

El aumento de ocho unidades en la flota de Pipe-Laying Support Vessels (PLSVs), navios lanzadores de líneas de ductos en el mar, que aumentaron la velocidad de interconexión de pozos a las unidades estacionarias de producción;



La mejoría del desempeño operativo en la construcción e interconexión de pozos;



La entrada en operación de cuatro nuevos sistemas de producción P-58, P-62, Cidade de Mangaratiba y Cidade de Ilhabela;



El aumento de la producción de las unidades P-55, P-63, Cidade de Itajaí, Cidade de São Paulo y Cidade de Paraty, que entraron en operación en 2013.

La producción total media de petróleo en el pre-sal, incluyendo el volumen de socios, pasó de 301,6 mil bpd en 2013 para 491,4 mil bpd en 2014, un aumento del 63%, con sucesivos récords. En 2014, perforamos en esa capa 22 pozos de desarrollo de la producción y siete para adquisición de dados de reservatorio. En febrero de 2015, alcanzamos el pico diario de producción de 737 mil barriles de petróleo en el pre-sal. La producción acumulada en la capa sobrepasó 500 millones de boe. Alcanzamos esos volúmenes de producción en Brasil con 122 unidades marítimas, de las cuales 68 son plataformas fijas y 54 flotantes. En 2014 incorporamos al sistema cuatro unidades de producción, relacionadas a continuación: Unidad de producción

Proyecto

Capacidad (mil bpd)

Inicio de la operación

Participación Petrobras (%)

180

17mar

100

180

12may

100

P-62

Norte del Parque das Baleias Roncador IV

Ciudad de Mangaratiba

Iracema Sul

150

14oct

65

Ciudad de Ilhabela

Sapinhoá Norte

150

20nov

45

P-58

Nuestras operaciones en áreas terrestres en las regiones Norte, Nordeste y en el estado de Espírito Santo recibieron más de cinco mil intervenciones en pozos. Así, mantuvimos el nivel de la producción en tierra y aumentamos el factor de recuperación de los reservatorios, debido a la implantación de proyectos de desarrollo complementar con alta tasa interna de retorno. Superamos el récord del año anterior de entrega de gas natural nacional al mercado, alcanzando un flujo medio anual de 46,5 millones m³/día. La producción de gas, que considera lo que es consumido en el sistema de producción y reinyectado en los reservatorios, totalizó 71,8 millones de m³/día incluyendo LGN, un incremento de 5,9

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millones de m³/día con relación a 2013. Este aumento se debe, principalmente, a la entrada en operación de las plataformas en la Cuenca de Campos, P-58, P-55 y P-62, y en el pre-sal de la Cuenca de Santos, los FPSOs Cidade de Ilhabela y Cidade de Mangaratiba. Destacamos el éxito del Programa de Optimización del Aprovechamiento de Gas Natural (POAG 2015), que nos ha permitido mejorar el desempeño de las Unidades de Operaciones de las regiones Sur y Sudeste. En 2014, registramos el 92% de aprovechamiento de gas asociado, manteniendo el mismo nivel de aprovechamiento de 2013. La meta de producción de petróleo en Brasil para 2015 es de 2,125 millones de bpd, lo que representa un aumento del 4,5% con relación al año de 2014, con variación de un punto porcentual para más o para menos. En 16 de marzo de 2015, entró en operación la plataforma P-61, que actúa en conjunto con la plataforma P-63 en el campo de Papa-Terra de la Cuenca de Campos.

Programas de Eficiencia Buscamos constantemente el aumento de la productividad y, en conjunto con socios y proveedores, desarrollamos nuevas tecnologías, analizamos nuestros procesos e implementamos programas con enfoque en el aumento de la producción y en la reducción de costos. Entre ellos, se destacan: Programa de Optimización de Costos Operativos (Procop), Programa de Aumento de la Eficiencia Operativa (Proef), Programa de Reducción de Costos de Pozos (PRC-Poço) y Programa de Reducción de Costos de Instalaciones Submarinas(PRC-Sub). Procop El Procop, en el área de E&P, proporcionó una economía de R$ 3,2 mil millones, superando en el 36% la previsión para el año, de R$ 2,36 mil millones. Algunas acciones posibilitaron esa ganancia: optimización de las intervenciones en pozos terrestres, mejor aprovechamiento de la flota de helicópteros, optimización de embarcación por unidad marítima atendida, desmovilización de plataformas y alienación de sondas de perforación. Proef En el Proef de la Unidad de Operaciones de la Cuenca de Campos, la eficiencia creció del 75,4% en 2013 para el 79,7% en 2014. En la Unidad de Operaciones de Río de Janeiro, la eficiencia aumentó del 92,4% para el 95,4%. Y el Proef de la Unidad de Operaciones de Espírito Santo, implementado en 2014, alcanzó 92,9%, superando la meta para el año del 88,3%. Con eso, la producción en esas áreas aumentó 156 mil bpd en el año.

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Para alcanzar tales resultados, realizamos campañas de mantenimiento y seguridad en las plataformas y mejoramos la ejecución de los planes de paradas programadas de las unidades de producción. En 2015, incluimos en el programa la Unidad de Operaciones de la Cuenca de Santos, con el objetivo de mantener los altos niveles de eficiencia y dar soporte al crecimiento de la producción de la unidad. La eficiencia operativa acumulada del área de Exploración y Producción en 2014 fue del 90,5%, nivel más alto alcanzado desde 2009. PRC-Poço Lanzado en 2013, el programa tiene como objetivo reducir los costos de construcción de pozos marítimos por medio de 23 iniciativas asociadas a tres frentes principales: reducción de costos unitarios, optimización de alcance y aumento de productividad. Las ganancias resultantes de las iniciativas del programa totalizaron US$ 628 millones en 2014, superando la meta de US$ 458 millones. PRC-Sub Lanzado en 2013, el programa tiene como objetivo: aumentar la disponibilidad de ítems críticos y la productividad de las embarcaciones que realizan instalaciones de equipos submarinos, reducir costos unitarios y volumen consumido de materiales y aumentar la eficiencia logística de aprovisionamiento a las embarcaciones especiales. Las iniciativas del programa permitieron ganancias de US$ 237,9 millones en 2014, superando la meta de US$ 148,3 millones.

Tecnología Entre las tecnologías implementadas en 2014, merecen destaque la BSR (Boya de Sustentación de Risers), los conductos para aguas ultraprofundas, el SCR (Steel Catenary Risers), la perforación con técnica de PMCD (Pressurized Mud Cap Drilling) y el Programa de Diagnóstico de Problemas de Perforación en Tiempo Real (PWDa). Entraron en operación cuatro BSRs - tecnología pionera de sustentación de tuberías submarinas por medio de boyas sumergidas - instaladas en los FPSOs Cidade de São Paulo y Cidade de Paraty, que operan los proyectos Piloto de Sapinhoá y Piloto de Lula Nordeste. A esas boyas ya fueron interconectados diez pozos, entre productores e inyectores, contribuyendo para alcanzar la capacidad máxima de producción de ambos FPSOs, de 120 mil bpd. A lo largo de la implantación de esos proyectos, otros 13 nuevos pozos serán interconectados a las BSRs. En esas BSRs fueron instalados risers rígidos en catenaria (SCR) con tubería en acero carbono con revestimiento interno anticorrosivo ("clad"). El método de instalación utilizado fue el de bobinado en carrete ("reel lay"). Estos conductos fueron debidamente calificados para las condiciones de los fluidos a ser producidos y a los

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esfuerzos dinámicos a que son sometidos y se configuran como más una opción tecnológica que puede ser utilizada en el pre-sal de la Cuenca de Santos. Además, se estableció el récord de lámina de agua, de 2.103 m, para la perforación del pozo LL-19 por la técnica de PMCD a través de sonda flotante de posicionamiento dinámico. Este método de perforación permite la construcción del pozo mismo en escenario de alta pérdida de circulación de fluido de perforación, sin comprometimiento de la seguridad operativa y de la calidad del pozo. Otra tecnología de destaque fue el PWDa. Ese software identifica automáticamente y en tiempo real situaciones de desconformidad operativa durante perforaciones de pozos. Las informaciones, enviadas por sensores de fondo de pozo y de superficie, son interpretadas y el propio sistema sugiere acciones de prevención. En 2014, fueron acompañadas 71 pozos y 1.471 días de sonda, contribuyendo para una economía de US$ 30,8 millones.

Refino, Transporte, Comercialización y Petroquímica Abastecimiento Nuestra área de Abastecimiento es responsable por el refino, transporte y comercialización de petróleo y derivados, norteada por la estrategia de aumentar la capacidad y la eficiencia de nuestros activos para cumplir al crecimiento del mercado. En el segmento petroquímico, actuamos prioritariamente en alianzas, de forma integrada a nuestros demás negocios.

Refino En 2014, nuestras 13 refinerías en Brasil procesaron 2.106 mil bpd de petróleo y líquido de gas natural (LGN) y produjeron 2.170 mil bpd de derivados. Del volumen total del petróleo procesado, el 82% fueron provenientes de campos brasileños. La producción de derivados en el País fue recuerde, habiendo superado en el 2% a del año anterior. Los picos de producción fueron alcanzados en julio y agosto, con media diaria de 895 mil bpd de diesel y 519 mil bpd de gasolina, respectivamente. Ésos resultados son debidos al aumento de la eficiencia operativa de las unidades de refino, de la entrada en operación de nuevas unidades de proceso y de la mayor utilización de los activos logísticos y reflejaron la gestión integrada del sistema de abastecimiento. En enero de 2014, iniciamos la entrega en todo el País de la gasolina S-50, con tenor de azufre máximo de 50 partes por millón, cumpliendo al de cambio de especificación

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del producto. Uno de los principales beneficios del nuevo combustible es la reducción de emisiones de gases contaminantes por los vehículos. Nuevos emprendimientos Recientes circunstancias llevaron nuestra Administración a revisar nuestra planificación e implementar acciones para preservar flujo de caja y reducir el volumen de inversiones. A través de ese proceso, optamos por posponer los siguientes proyectos: Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) y segunda etapa de refino de la Refinaria Abreu e Lima (Rnest). Tales circunstancias incluyen: 

Caída de los precios del petróleo;



Desvalorización del real, que aumenta la necesidad de flujo de caja para cumplir con nuestras obligaciones en moneda extranjera a corto plazo;



Insolvencia de contratistas y proveedores, con carencia en el mercado de proveedores calificados disponibles (como resultado de las investigaciones de la Operación Lava-Jato y otros motivos).

Refinaría Abreu e Lima (Rnest) La refinaría inició en diciembre su operación parcial, con una capacidad instalada de 74 mil bpd de petróleo, volumen que deberá aumentar para 115 mil bpd. La segunda fase está aplazada. Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (Comperj) El proyecto de la refinería del Comperj se encuentra aplazado. Para obtener más información sobre el impairment de la Rnest y del Comperj consulte la nota explicativa 14 de los estados contables en este Informe de la Administración. Refinarías Premium En enero de 2015, decidimos terminar los proyectos de inversión para la construcción de las refinerías Premium I y Premium II. La decisión tuvo como fundamentos: 

Escaso atractivo de los resultados económicos, mismo después de las optimizaciones de costo incorporadas a la inversión;

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

Ausencia de socio económico, condición obligatoria del Plan de Negocios y Gestión.



Servicio de la expansión de los mercados interno y externo de derivados, proporcionado por el aumento de la capacidad del Programa de Maximización de Medios y Gasolina (Promega) en las refinerías en operación, excepto a Rnest;

Comercialización Mercado Interno Comercializamos 2.458 mil bpd de derivados de petróleo en el mercado interno volumen superior en 3% en 2013. Las ventas de gasóleo tuvieron aumento de 2%, favorecidas por el aumento de las obras de infraestructura, por el crecimiento de la flota de vehículos ligeros a diesel y por la generación eléctrica de las térmicas del Sistema Interconectado Nacional. La comercialización de gasolina creció 5%, acompañado la ampliación de la flota de vehículos flex fuel, asociada a una relación de precios entre el etanol hidratado y la gasolina C, favorable al consumo del combustible fósil, en la mayoría de los estados, además del aumento del consumo de las familias. Sin embargo, el cambio del 20% para el 25% del contenido de etanol anhidro en la gasolina C, iniciada en mayo, limitó la expansión de las ventas de gasolina A. Las ventas de GLP subieron 2%, estimuladas por crecimiento poblacional, el aumento de la masa salarial, por la ampliación de la participación relativa del combustible en el consumo de la industria y por la expansión del número de clientes industriales en las regiones Norte y Nordeste. La comercialización de combustible de aviación tuve aumento de 4%, en razón del aumento de la oferta de vuelos internacionales y del aumento del número de vuelos domésticos debido en el Mundial de fútbol de la Fédération Internationale de Football Association (FIFA). El oleo combustible registró crecimiento de ventas de 21%, impulsado por el despacho de las térmicas del Sistema Interconectado Nacional. Esa demanda extra compensó la reducción del consumo normal del producto, provocada por la caída de la producción industrial. Las ventas de nafta cayeron 5%, debido a paradas programadas de unidades de las centrales petroquímicas en el Río Grande del Sur y en São Paulo.

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Exportaciones x Importaciones Las exportaciones de petróleo alcanzaron 232 mil bpd, con aumento del 12% con relación al volumen de 2013, debido al aumento de la producción interna de petróleo. Ya las ventas de derivados para el mercado externo se quedaron en 158 mil bpd - una caída del 15% debido al mayor consumo de oleo combustible en el mercado interno. Las importaciones de petróleo alcanzaron 392 mil bpd, con reducción del 3% con relación a las de 2013, mientras las de derivados se quedaron en 413 mil bpd, con aumento del 6%. El aumento de la compra de derivados fue consecuencia de la expansión del mercado interno en ritmo mayor que el de la producción de combustibles en las refinerías nacionales. Es importante resaltar que la elevación de la producción de derivados evitó que el volumen importado fuese aún mayor. El saldo financiero de nuestra balanza comercial, calculada con base en las exportaciones e importaciones de petróleo y derivados, sin considerar el gas natural, el GNL y los nitrogenados, presentó déficit de US$ 15 mil millones.

Petroquímica Actuamos en el segmento petroquímico de forma integrada a los demás negocios del Sistema Petrobras. El objetivo es producir petroquímicos y biopolímeros por medio de participaciones societarias. Las siguientes empresas son nuestras controladas, coligadas o controladas en conjunto en el área Petroquímica (participaciones el 31 de diciembre de 2014): 

Braskem S.A. (36,20%) – produce principalmente eteno, polietileno, polipropileno y PVC;



Deten Química S.A. (27,88%) – produce materia prima para detergentes;



Metanor S.A./Copenor S.A. (34,54%) – produce metanol, formol y hexamina;



Fábrica Carioca de Catalizadores (50%) – produce catalizadores y adictivos;



Petrocoque S.A. (50%) – produce coque calcinado de petróleo;



Compañía Petroquímica de Pernambuco (100%) y Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (100%) - produce ácido tereftálico purificado (PTA), resina PET (polietileno tereftalato) y filamentos de poliéster.

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Innova Como parte del Programa de Desinversiones, la Asamblea General de Accionistas de Petrobras aprobó, en 2013, la venta del 100% de las acciones de la Innova S.A. para Videolar S.A., por el valor de R$ 870 millones. La operación fue concretada en 2014, después la aprobación por el Consejo Administrativo de Defensa Económica (Cade).

Procop En el área de Abastecimiento, el Procop proporcionó una economía de R$ 4,34 mil millones, superando en el 34% la previsión para el año, de R$ 3,24 mil millones. Las principales acciones que posibilitaron ese resultado fueron, en el refino, la elevación de la eficiencia operativa de los activos y el aumento en la productividad de personal; y, en la logística, la reducción de los stocks de petróleo y derivados y la disminución de la estadía de los barcos en los terminales y plataformas.

Transporte Transporte y almacenamiento Nuestra subsidiaria Petrobras Transporte (Transpetro) es responsable por el movimiento y almacenamiento de petróleo, derivados, biocombustibles y gas natural. Opera 49 terminales (21 terrestres y 28 de vía acuática), 54 barcos, 7.517 kilómetros de oleoductos y 7.151 kilómetros de gasoductos. Allende interactuar de forma permanente con nuestras áreas de producción, refino y distribución, Transpetro transporta cargas importadas y exportadas de petróleo y de productos, teniendo como principales clientes, además del Sistema Petrobras, empresas distribuidores e industrias petroquímicas. La subsidiaria tiene presencia nacional y posee instalaciones en 20 de las 27 unidades de la federación. En 2014, la flota de la Transpetro movió 59,9 millones de toneladas de petróleo y derivados. Por los oleoductos y terminales de la empresa, fueron transportados 832,6 millones de m³ de líquidos, el 3% a más que en el año anterior. La media diaria de transporte de gas natural fue de 75,8 millones de m³, sobrepasando en un 8,7% la media de 2013.

Transporte Marítimo El Programa de Modernización y Expansión de la Flota (Promef) de la Transpetro prevé la construcción de barcos, en astilleros brasileños, de forma a renovar la flota, incorporando nuevas tecnologías a las operaciones.

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En 2014, Transpetro recibió dos barcos petroleros previstos en Promef: Henrique Dias - cuarto de la serie Suezmax, y Anita Garibaldi - primero del tipo Panamax, totalizando nueve embarcaciones entregues.

Terminales y Oleoductos En eso segmento de operaciones, los principales destaques de nuestra subsidiaria fueron: 

Aumento de capacidad del oleoducto Olapa, que interconecta la Refinaría Presidente Getulio Vargas (Repar) al Terminal de Paranaguá, con la elevación de 400 m³/h para 450 m³/h del límite de flujo máximo en el reflujo;



Inicio de la operación remota de los conductos que interconectan el Terminal de Guarulhos a las bases de tres compañías distribuidores que abastecen la Gran São Paulo. Ese es el primero movimiento de productos exclusivamente por gravedad, sin uso de bombas;



Aumento del 50% en el volumen movimiento de navío a navío (ship to ship) en Angra dos Reis, contribuyendo para el aumento de las exportaciones de petróleo;



Elevación del 6,4% en el movimiento de carretera en el año, logrando 605 mil m³ de productos claros y 1.689 mil toneladas de productos oscuros transportados, con destaque para oleo combustible 1-A, gasolina natural (C5+) y asfaltos;



Fase final de conclusión del proyecto de sustitución de las tres monoboyas que integran la logística de abastecimiento/desagüe de las refinerías Alberto Pasqualini (Refap) y Presidente Getulio Vargas (Repar), eslabones fundamentales en la cadena de abastecimiento de la Región Sur;



Inicio de la operación del nuevo cuadro de boyas y del oleoducto submarino del Terminal de Guamaré (RN), posibilitando el abastecimiento de nafta y diesel S-10 a la Refinaría Potiguar Clara Camarão (RPCC) y el desagüe de diesel S-1800;



Inicio de la operación del Terminal de Regasificación de Gas Natural Licuado de Bahia, con capacidad para proporcionar 14 millones de m³/día al mercado, confiriendo más flexibilidad y garantía de abastecimiento de gas natural al País;



Primera operación comercial del Terminal de Ilha Comprida, que integra los Terminales de Hidrovía de la Baía de Guanabara (TABG). Con la Ilha Comprida, TABG más que dobló su capacidad de almacenamiento de GLP;

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 Inicio de las actividades de movimiento para Rnest, con la transferencia de 61 mil m³ de petróleo para la unidad.

Gasoductos y Procesamiento de Gas Natural Con la operación de una red de 7.151 km de gasoductos y 11 estaciones de compresión, totalizando 400 mil HP de potencia instalada, el área de Gas Natural de la Transpetro movió la media de 75,8 millones de m3/día de gas en 2014, volumen 8,7% superior al año anterior. En diciembre, fue registrado récord mensual de movimiento, con la media diaria de 89,41 millones de m³. En el Terminal de Cabiúnas (RJ) - mayor polo brasileño de procesamiento de gas natural - los volúmenes medios procesados de gas natural y de condensado de gas natural sumaron 11 millones de m3/día y de 954 m3/día, respectivamente. Las siete unidades de procesamiento del terminal tienen capacidad de 19,7 millones de m3 de gas natural y 4,5 mil m3 de condensado de gas natural por día.

Procop El Procop proporcionó, en 2014, una economía para Transpetro de R$ 414 millones, superando en el 74% la previsión para el año. Las principales iniciativas que permitieron ése gano fueron: mayor control en la adquisición de materiales y de costos con mantenimiento correctivo en la actividad de mantenimiento de barcos; optimización de los costos con mantenimiento programado de tanques y reparos de conductos; y sistemática de acompañamiento y de control de los costos de mantenimiento industrial en los terminales.

Distribución Nuestra subsidiaria Petrobras Distribuidora actúa en la comercialización y distribución de derivados de petróleo y de biocombustibles en todo Brasil, con el objetivo de mantener nuestro ritmo de crecimiento en el mercado, con énfasis en la rentabilidad, acordado a una logística integrada, confiable y sostenible. En la condición de líder en el mercado doméstico, Petrobras Distribuidora comercializó 57,4 millones de m³ de combustibles en 2014 - volumen 6,9% mayor que el registrado en el año anterior. Su receta operativa líquida fue de R$ 98,5 mil millones, con ganancia neta de R$ 1,1 mil millones. La subsidiaria alcanzó recuerde de ventas en octubre - 5,3 millones de m3 - y llegó a 31 de diciembre de 2014 con una red de 7.931 puestos de servicios y 13.868 clientes consumidores, cerrando el año con market share del 37,9%. En 2014, el mercado de combustibles creció el 6,2%, con destaque para la gasolina C y el etanol hidratado, que tuvieron el consumo elevado en el 7,6% y 14,1%,

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respectivamente, debido al aumento de la renta nacional bruta. Las ventas de oleo combustible aumentaron el 27,3%, favorecidas por el accionamiento de las usinas termoeléctricas. Influenciada por el mismo factor y por el crecimiento de la demanda en el sector de transporte, la comercialización de gasóleo creció el 2,7%. El desempeño operativo de Petrobras Distribuidora, viene siendo apalancado por el crecimiento de la demanda por combustibles y por la política comercial de la empresa. A las acciones de mantenimiento del nivel de participación en el mercado total y en el segmento de la reventa, la subsidiaria conjugó iniciativas que mantuvieron, la ampliación de las ventas de productos con mayor valor agregado, como los lubricantes, y el control de costos.

Inversiones Petrobras Distribuidora invirtió R$ 1,1 mil millones en 2014. Del total, R$ 481,2 millones se destinaron al mantenimiento y a la ampliación de la infraestructura logística; R$ 215,9 millones al desarrollo y a la modernización de la red de estaciones; y R$ 33,1 millones a la distribución de gas y a la comercialización de energía. Las inversiones en infraestructura de distribución fueron determinadas por el crecimiento del consumo de derivados de petróleo y sus consecuentes desafíos logísticos, principalmente en las regiones Sudeste, Norte y Centro-Oeste. La Distribuidora inauguró, en el Tocantins, el Terminal de Porto Nacional, que permitió iniciar el servicio a una región con gran crecimiento de demanda por combustibles. El estado, donde los concurrentes están ampliando instalaciones, era el único en el que no teníamos base propia. Realce en el año fue el lanzamiento de la gasolina Petrobras Grid, desarrollada especialmente para el mercado brasileño. El producto incorpora un paquete de detergentes y dispersantes y un aditivo modificador de fricción, resultando en mejor rendimiento, máxima eficiencia y protección del motor. La nueva gasolina, que proporciona más rentabilidad para la Distribuidora y sus revendedores, está disponible en 5.725 gasolineras Petrobras. En línea con nuestra estrategia corporativa de ampliar las ventas en segmentos con mayor valor agregado, a Petrobras Distribuidora invirtió en la expansión de la red de tiendas de conveniencia de las estaciones. Nuestra red, a BR Mania, completó 20 años en 2014, alcanzando la marca de mil tiendas en todo el País.

Procop En la Distribuidora, Procop proporcionó una economía de R$ 280 millones, que sobrepasó en el 71% la previsión para el año. Entre las acciones que resultaron en esa ganancia, se encuentran la reducción de los costos de flete y de viajes, el

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aumento de la productividad en las bases y áreas comerciales y corporativas y la disminución de los costos con imágenes en las estaciones.

Gas, Energía y Gas-química Nuestra área de Gas y Energía es responsable por el transporte, distribución y comercialización de gas natural, por la generación y venta de energía eléctrica y por la producción y comercialización de fertilizantes. El área actúa de forma conjunto con el E&P nacional, visando compatibilizar la oferta y la demanda de gas y cumplir con las necesidades de Abastecimiento. La monetización del gas natural de las bacías sedimentares de Brasil está en el centro de nuestra estrategia. El aumento de la producción de gas ha contribuido para la expansión de nuestras fábricas de fertilizantes y usinas termoeléctricas y para el servicio de la demanda de nuestra área de Abastecimiento y de los contratos con las compañías distribuidores del producto.

Gas Natural En 2014, la oferta de gas natural para el servicio del mercado superó en el 10% la del año anterior, alcanzando 96,10 millones de m3 por día (m3/día). Esa expansión fue motivada principalmente por el aumento del consumo de las termoeléctricas a gas, accionadas por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) en respuesta al bajo nivel de los reservatorios hidroeléctricos, inferior a las medias históricas. Del volumen total, movido en una malla de gasoductos de transporte que suma 9.190 km, nuestra oferta de gas nacional fue de 43,23 millones de m3/día, consideradas la producción propia y la de socios. El volumen no incluye el líquido de gas natural, el gas utilizado en el proceso productivo, en la inyección en las pozos y ni las pérdidas. La importación del producto de Bolivia, a través de gasoducto, alcanzó 32,87 millones de m3/día, excluido el gas utilizado en el transporte. El volumen de gas natural licuado (GNL) importado y posteriormente regasificado ofertado al mercado totalizó 19,99 millones de m3/día2. Proyectos concluidos en 2014 Colocamos en operación seis nuevos puntos de entrega de gas natural – Aquiraz (CE), São Mateus (ES), Rio das Flores (RJ), São Bernardo do Campo II (SP), Barra Mansa II (RJ) y Mauá (AM). Ampliamos también la Estación Reguladora de Presión, en Manaus (AM). 2

No necesariamente la totalidad de la importación en el año será utilizada para regasificación, eso dependerá de las estrategias adoptadas para el cierre del balance físico del gas natural, en función de seguridad energética, economicidad, etc..

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Proyectos en marcha Gasoductos 

Gasfor II (Fortaleza/ CE) – tramo Horizonte–Caucaia, con 83,2 km;



Rota 2 – gasoducto de gas natural rico que interconectará el polo pre-sal de la Bacía de Santos al Terminal de Cabiúnas (Tecab), en Macaé (RJ). Con 402 km y capacidad para desaguar 13 millones de m³/día, tiene conclusión prevista para el segundo semestre de 2015;



Rota 3 – gasoducto de gas natural rico que interconectará el polo pre-sal de la Bacía de Santos a la Unidad de Procesamiento de Gas Natural ubicada en el Comperj, en Itaboraí, para el desagüe de hasta 18 millones de m3/día. Ese gasoducto tendrá 355 km de extensión, de los cuales 307 km en el mar y 48 km en tierra. La conclusión está prevista para 2017.

Unidades de Procesamiento de Gas Natural (UPGNs) 

Unidad de Procesamiento de Gas Natural Cabiúnas (Rota 2) – viabilizará la recepción de hasta 13 millones de m³/día de gas del polo pre-sal de la Bacía de Santos, ampliando la capacidad de procesamiento diario de gas del Sistema Tecab-Reduc (Refinaría Duque de Caxias) de 23 millones de m³ para 28 millones m³. La obra permitirá también que el procesamiento de condensado de Tecab pase de 4,5 mil m³/día para 6 mil m³/día;



Rota 3 – ubicada en Comperj, tendrá condiciones para procesar 18 millones de m³/día de gas natural procedente del polo pre-sal de la Bacía de Santos.

Gas Natural Licuado En 2014, firmamos 11 contratos del tipo master sales agreement (MSA), totalizando 83 contratos en vigor. Realizamos 116 operaciones de compra de cargas, de las cuales 101 recibidas en Brasil. Revendemos 17 cargas en el mercado externo, dos de ellas provenientes de reexportación. En enero, iniciamos la operación del Terminal de Regasificación de Gas Natural Licuado de Bahia con capacidad para procesar 14 millones de m³/día. Aseguramos la optimización del costo de abastecimiento de GNL en diferentes modalidades contractuales (contratos de largo plazo versus mercado spot). Comercialización de Gas Natural Adoptamos desde septiembre de 2012 un modelo de comercialización de gas natural de corto plazo, que prevé la realización de subastas mensuales y ventas semanales vía plataforma electrónica. Los contratos de esa modalidad fueron aumentados en

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2014, a ejemplo de lo que había ocurrido en el año anterior, de modo que continúan vigentes hasta septiembre de 2015. No hubo, sin embargo, venda de corto plazo en 2014, pues las condiciones del mercado brasileño no favorecieron la oferta adicional de gas, debido a la grande demanda de las termoeléctricas. En 2014, vigoraron 13 contratos de abastecimiento para el mercado secundario, pudiendo llegar al total de 2,39 millones de m3/día, sin embargo, fueron efectivamente suministrados, en media, apenas 21 mil m3/día. Esas ventas, que destinaron volúmenes no consumidos por las termoeléctricas, fueron efectuadas a clientes del segmento industrial que no usan el gas natural como principal combustible, en una demostración de flexibilidad y confiabilidad en el abastecimiento del producto. Distribución de Gas Natural El volumen de gas natural comercializado por las distribuidores regionales en Brasil registró la media de 62,5 millones de m3/día - un crecimiento del 14% con relación a de 2013, reflejando la expansión del 54% en el consumo de las termoeléctricas a gas. Mantenemos participaciones en 18 compañías distribuidores y controlamos integralmente a Gas Brasiliano (SP) y a BR (ES). En las demás, nuestras participaciones varian del 23,5% a 83%. En la mayoría, actuamos en la gestión de las áreas técnica y comercial. Los 20 distribuidores comercializaron 33,2 millones de m³/día, el equivalente a 53% del mercado de distribución de gas natural del País. El volumen movido por esas compañías aumentó el 19% en la comparación con 2013. En septiembre de 2014, efectuamos la venta de nuestra participación accionaria del 40% en la Compañía de Gas de Minas Gerais para la Compañía Energética de Minas Gerais.

Energía Eléctrica Generamos 4.637 megawatts medios (MWmed) de energía eléctrica para el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Nuestro parque generador, con capacidad instalada de 6.407,5 MW, es compuesto por 21 usinas termoeléctricas propias y alquiladas, movidas a gas natural o a oleo combustible. Incluyendo las usinas con generación desde fuentes renovables y los proyectos en los que tenemos participación minoritaria, la capacidad totaliza 6.732,4 MW. Nuestra generación de energía en 2014 fue 16% superior al año anterior, debido a la solicitación mayor de despacho de las termoeléctricas hecha por el Operador

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Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), en faz de los bajos niveles de agua de los reservatorios de las hidroeléctricas. Vendemos 1.183 MWmed de energía eléctrica en el ambiente de comercialización libre y 2.425 MWmed en el ambiente regulado. Actuamos en la generación y en la comercialización de electricidad de forma integrada, optimizando el portafolio de contratos de compra y venda, considerado el binomio riesgo y retorno. En 2014, vendemos nuestras participaciones en la Norte Fluminense (10%) y en Brasil PCH (49%). Proyectos concluidos Invertimos en la generación termoeléctrica a gas natural de forma integrada, a fin de garantizar el abastecimiento de energía, llevando en cuenta nuestros contratos y reservas. 

Usina Termoeléctrica Baixada Fluminense (RJ) – con capacidad prevista de 530 MW, cumple al contrato relacionado a la Subasta de Energía A-3, de 2011. La entrada en operación comercial del ciclo simple ocurrió en marzo y la del ciclo combinado, en noviembre;



Usina Termoeléctrica Sepé Tiaraju (RS) – implantación de ciclo combinado, con aumento de la capacidad instalada de 161 MW para 248 MW, a fin de elevar la eficiencia de la unidad y la oferta de energía eléctrica al País. La implantación del ciclo combinado fue concluída en febrero de 2015.

Fertilizantes Nuestra área de Gas y Energía es responsable de tres fábricas de fertilizantes: Fafen-BA, Fafen-SE y Fafen-PR. En 2014, producimos 882 mil toneladas de amonio (de las cuales 637 mil toneladas fueron utilizadas en el proceso productivo de la urea) y 1.109 mil toneladas de urea. En el mismo período comercializamos, respectivamente, 228 mil toneladas de amonio y 1.046 mil de toneladas de urea. Interrumpimos las obras de la Unidad de Fertilizantes Nitrogenados III (MS) debido al bajo desempeño del Consorcio UFN III, cuyo contrato fue rescindido. Posteriormente, optamos por revisar el cronograma de implantación de la Unidad.

Unidades de Procesamiento de Gas Natural (UPGNs) Nuestra área de Gas y Energía pasó a operar, en 2014, las UPGNs originadas en las áreas de Exploración y Producción y de Abastecimiento. La migración, que abarca tres unidades de Tratamiento de Gas (UTGs) de E&P y dos de Abastecimiento, consolida el Gas y Energía como responsable por el desagüe de gas de las bacías de Campos (RJ), Santos (SP) y Espírito Santo (ES).

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La incorporación de esas unidades visa equilibrar la actuación de nuestras áreas de negocio, permitiendo que el E&P concentre sus esfuerzos en el crecimiento de la producción de petróleo y gas y que el Abastecimiento se dedique integralmente al refino, a la logística y a la venta de petróleo y sus derivados. Las unidades incorporadas son: 

Monteiro Lobato (UTGCA), en Caraguatatuba (SP), con capacidad para procesar 20 millones de m3/día de gas natural;



Cacimbas (UTGC), en Linhares (ES), con capacidad para procesar 16 millones de m3/día de gas natural e 5,3 mil m3/día de condensado;



Sul Capixaba (UTGSUL): en Anchieta (ES), con capacidad para procesar 2,5 millones de m3/día de gas natural;



UPGN del Terminal de Cabiúnas (Tecab), en Macaé (RJ), que, con la ampliación, tendrá su capacidad de procesamiento elevada de 19,7 millones de m3/día para 25,1 millones de m3/día de gas natural. Tecab, que procesa el gas de la bacía de Campos, recibirá también el gas del polo pre-sal de la bacía de Santos, por el Gasoducto Rota Cabiúnas;



UTG de Comperj, en Itaboraí (RJ), aún en construcción, que procesará hasta 18 millones de m3/día de gas natural, recibido por el gasoducto Rota Comperj.

Procop En el área de Gas y Energía, el Procop posibilitó una economía de R$ 162,2 millones, superando la previsión inicial para el año, de R$ 114,7 millones. Las principales iniciativas que resultaron en esa ganancia fueron a reducción de los costos operativos de los activos logísticos de gas y la mejor utilización de recursos en las Fafens y en las usinas termoeléctricas.

Biocombustibles Nuestra subsidiaria Petrobras Biocombustível, creada en 2008, actúa en la producción de biodiesel y etanol de forma segura, con sostenibilidad social y ambiental, contribuyendo para la reducción de las emisiones de gases de efecto estufa. Compite a la empresa mantener nuestro crecimiento en el mercado de biocombustibles, en línea con la evolución de la demanda nacional por gasolina y diesel. Para lograr su objetivo, Petrobras Biocombustível tiene las siguientes direcciones: 

Integrar la actuación de las áreas de producción, logística, tecnología y

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comercialización de biocombustibles, creando sinergias con el Sistema Petrobras; 

Desarrollar nuevos mercados y productos;



Garantizar, de acuerdo con el concepto de ciclo de vida de los productos, estándares de operación, calidad y sostenibilidad que permitan ampliar mercados y fortalecer nuestra imagen;



Asegurar el mantenimiento del Sello Combustible Social, optimizando los arreglos productivos que incluyen la agricultura familiar y cooperativas;



Acelerar el dominio del conocimiento tecnológico, priorizando el desarrollo del etanol de segunda generación (etanol 2G), do biocombustible de aviación (bioQAV); y del abastecimiento competitivo de insumos agrícolas;



Actuar en la producción de bioelectricidad y de bioproductos que aumenten la rentabilidad de forma integrada a los negocios del Sistema Petrobras.

Biodiesel y Abastecimiento Agrícola Petrobras Biocombustível tiene capacidad total de producción de 821 mil m3 de biodiesel por año, por medio de la participación en cinco usinas en el País. Usinas Propias La subsidiaria tiene tres usinas propias - Candeias (BA), Quixadá (CE) y Montes Claros (MG) - con capacidad instalada total de 478 mil m³. Las usinas poseen el Sello Combustible Social, en conformidad con las directrices del Programa Nacional de Producción y Uso del Biodiesel. La empresa dio continuidad al proceso de adaptación y permiso de la usina experimental en Guamaré (RN), para operación comercial en 2015, con capacidad para producir 20 mil m³/año. El objetivo principal es utilizarla estratégicamente en el desarrollo tecnológico del biodiesel y de bioproductos. BSBios Sul Brasil Adicionalmente Petrobras Biocombustible, como socia de la empresa BSBIOS Sur Brasil, participa del control compartido de otras dos usinas de biodiesel, una en Passo Fundo (RS) y otra en Marialva (PR), cuya capacidad sumada es de 343 mil m³. Las usinas están estratégicamente ubicadas cerca de la producción de soja y colza en Rio Grande do Sul y del puerto de Paranaguá, en Paraná.

Belém Brasil Bioenergia La empresa, en alianza con Galp Energía, desarrolla el Programa Belém, que tiene el objetivo de cumplir al mercado ibérico y a otras regiones de Europa. El programa

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abarca el cultivo de palma, la extracción y exportación de aceite en Brasil y la producción de 270 mil toneladas anuales de greendiesel en Portugal. En 2014, el plantío de palmares, en el estado de Pará, alcanzó 40 mil hectáreas. Bioóleo Por medio de Bioóleo, empresa controlada en conjunto, Petrobras Biocombustível tiene capacidad para procesar 130 mil t/año de granos (mamona, algodón y girasol) y refinar 60 mil t/año de aceite de soja o 48 mil t/año de aceite de algodón. La empresa, ubicada en Feira de Santana (BA), suministra aceite vegetal para las tres usinas propias de biodiesel de la Petrobras Biocombustible.

Etanol Por medio de las empresas Bambuí, Nova Fronteira e Guarani, con gestión compartida, Petrobras Biocombustível detiene participaciones en diez usinas productoras de etanol, azúcar y energía eléctrica, en Minas Gerais, São Paulo, Goiás y Mozambique, en África. Las tres empresas terminaron el cultivo 2014/2015 con molienda total de 25,8 millones de toneladas de caña de azúcar y producción de 1,23 millón de m3 de etanol y de 1,60 millón de toneladas de azúcar. La comercialización de energía excedente, producida con la quema de bagazo de la caña de azúcar, debe alcanzar 1.358 gigawatts-hora (GWh) en el fin del cultivo.

Con las inversiones realizadas en los últimos años, la capacidad de procesamiento de las usinas y la renovación y expansión de los cañaverales vienen siendo ampliadas. Los aportes resultaron en el aumento de la fabricación de etanol y de la producción de electricidad desde el bagazo de la caña de azúcar. Bambuí Bioenergia Petrobras Biocombustível detiene el 43,58% del capital social de Bambuí Bioenergia S.A., que posee una usina de etanol en Bambuí (MG). En 2014, la empresa sufrió los impactos de la seca que alcanzó el estado, acarreando una quiebra del cultivo del 28%. Como consecuencia, hubo reducción de la molienda en un 8,3%, con relación al año anterior, y caída del 9% en la producción de etanol, que totalizó 93,5 mil m³. Guarani Petrobras Biocombustível detiene participación del 42,95% en la empresa, que opera siete unidades productoras de etanol y azúcar en São Paulo y una en Mozambique. En 2014, a pesar de la quiebra del cultivo por cuestiones climáticas, la molienda de caña de azúcar creció el 3% y la producción de etanol, el 26%, en la comparación con el año anterior, produciendo 756 mil m³ de etanol y 1,6 millón de toneladas de

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azúcar. Ese resultado se debe a la ampliación del área de cosecha, al aumento de la capacidad industrial de las usinas Vertiente y Tanabi y a la priorización de la producción de etanol sobre el azúcar. Nova Fronteira Petrobras Biocombustível detiene el 49% del capital social de Nova Fronteira Bioenergia S.A., en Quirinópolis (GO), en alianza con el grupo San Martinho. Gracias a la alta productividad agrícola, aliada a la eficiencia operacional, la empresa aumentó en un 10% la molienda de caña de azúcar, totalizando 4.472 mil toneladas, y en un 9% la producción de etanol, produciendo 383 mil m³, siendo actualmente la mayor usina exclusiva de etanol del País. Etanol 2G Nuestras investigaciones para el desarrollo de etanol celulósico de segunda generación, iniciadas en 2004, están avanzadas. El proyecto del etanol 2G se encuentra en fase conceptual, y Petrobras Biocombustível está evaluando lo mejor momento para su implantación.

Programas de Estructuración Petrobras Biocombustível lanzó, en 2014, el Programa de Aumento de la Competitividad (Proac). La iniciativa visa al aumento de la competitividad y eficiencia en las usinas de biodiesel y en la sed de la subsidiaria, y contribuye adicionalmente con el Programa de Optimización de Costos Operativos (Procop), a lo cual a Petrobras Biocombustível se unió en 2013. En 2014 el Procop proporcionó a nuestra subsidiaria una economía de R$ 148,6 millones, superando en el 33% la previsión para el año. Más dos programas están en fase de implantación: el Sistema de Gestión Integrado de SMS, que busca ampliar la excelencia en seguridad, medio ambiente y salud; y el Programa de Aumento de la Eficiencia Operativa (Proef), que objetiva la mejoría de la disponibilidad, confiabilidad, eficiencia operacional e integridad de los sistemas de producción en las usinas de biodiesel.

Actividades Internacionales Concentramos nuestra actuación internacional en la explotación y producción, con énfasis en la actividad exploratoria de petróleo y gas en Latinoamérica, en África y en Estados Unidos. Para vencer estos desafíos, planteamos las siguientes estrategias: 

Invertir en exploración en el exterior para descubrir y apropiar reservas, complementando nuestros volúmenes en Brasil;

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

Monetizar reservas de gas natural en exterior, complementando el abastecimiento de gas natural en Brasil;



Mantener la integridad operatividad y optimizar la gestión y la eficiencia de los activos de refino y distribución en el exterior.

En este contexto, invertimos R$ 3,6 mil millones en el Área Internacional en 2014, concentrando el 88% de estos recursos en el segmento de E&P. Aplicamos los demás 12% en refino, petroquímica, distribución, gas y energía. Nuestra producción en el exterior sumó 115,9 mil barriles por día (bpd) de petróleo y 15,9 millones de m3 por día de gas natural, totalizando 209,3 mil barriles de petróleo equivalente por día (boed). Nuestras tres refinerías fuera de Brasil procesaron 163,4 mil bpd de petróleo, el equivalente a 69% de la capacidad instalada de 230,2 mil bpd. Las reservas internacionales probadas de petróleo, de condensado y de gas natural, el 31 de diciembre de 2014, totalizaron 429,3 millones de barriles de petróleo equivalente, según criterio de la Society of Petroleum Engineers (SPE), 27,5% inferior las de 2013. Ese volumen representa el 2,6% de nuestras reservas probadas totales. Tal reducción se debe a la monetización anticipada de reservas probadas por medio de las ventas de activos en Colombia, Perú, Argentina y Estados Unidos, que se concretaron en 2014. Principales Destaques: 

Entrada en producción, en diciembre, de campo de St. Malo, descubierto en 2003, donde poseemos el 25% de participación. El campo dispone de un sistema de terminación conectado a la mayor plataforma semisumergible en el Golfo de México americano;



Entrada en producción del campo de Lucius, en el Golfo de México americano, en enero de 2015;



Entrada en producción, en marzo de 2015, del campo de Hadrian South, donde poseemos el 23,33% de participación. El campo, en el Golfo de México americano, es operado por ExxonMobil y sus dos pozos productores de gas natural están conectados a la unidad flotante de producción del campo de Lucius.



Descubierta de acumulación de gas natural en el pozo exploratorio Orca-1, en el Bloque Tayrona, donde somos operadores y detenemos el 40% de participación. Fue la primera descubierta de la investigación exploratoria en aguas profundas en Caribe Colombiano;

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

Acciones de optimización de proceso y de gestión operativa en la refinaría de Pasadena, en Estados Unidos, que posibilitaron el procesamiento exclusivo de petróleo americano, mayoritariamente de origen no convencional. El resultado fue el aumento de la producción de derivados de mayor valor agregado;



Cierre de las operaciones de venta de los activos onshore de Colombia, de los bloques exploratorios de Uruguay y de los activos de Perú, aprobadas en 2013;



Venta de la participación accionaria de 44,5% en Transierra S.A. para a YPFB, en Bolivia;



Implementación de Procop en el Área Internacional, implicando nueve países y cuatro segmentos de negocio, con economía estimada de US$ 165 millones hasta 2016.

Desarrollo de los negocios América Latina En Argentina, nuestra actuación contempla las actividades de exploración y producción de petróleo y de gas, además de activos de refino, distribución, petroquímica y de gas y energía. En el segmento de E&P, destacamos: la evaluación del pozo exploratorio de shale gas en el bloque de Sierra Chata, con el objetivo de incrementar las reservas de gas en la Bacía Neuquina; el desarrollo del activo de producción de Punta Rosada; y la prórroga de las concesiones de las áreas 25 de Mayo-Medanito, Jaguel de Los Machos y Río Neuquén, en la provincia de Río Negro. Aún en 2014, anunciamos la venta de nuestra participación del 38,45% en el área de producción de Puesto Hernandez a YPF S.A., por US$ 40,7 millones y, en marzo de 2015, la venta de los activos de la Bacía Austral - aún sujeta a aprobación de las autoridades - por US$ 101 millones, compuesto por 26 concesiones de exploración y producción en tierra, además de la infraestructura de desagüe, tratamiento y almacenamiento. En los segmentos de downstream y gas y energía, tenemos: la Refinería Bahía Blanca, con capacidad de 30,2 mil bpd de petróleo; participación del 28,5% en la Refinería Del Norte (Refinor); dos unidades petroquímicas; 262 puestos de servicios y market share del 5,6%; una fábrica de lubricantes; cuatro usinas de energía eléctrica, con potencia instalada de 1,1 GW, y participación en otras dos; participación en la empresa de logística de gas TGS; y tres terminales para petróleo y derivados.

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En Bolivia, la producción de gas natural es estratégica para el Sistema Petrobras complementar el abastecimiento al mercado brasileño. Nuestra producción proviene, principalmente, de los campos de San Alberto y San Antonio, donde somos operadores, con participación del 35%, y del bloque Itau, donde también somos operadores, con participación del 30%. En 2014, vendemos por US$ 107 millones nuestra participación del 44,5% en Transierra, que presta servicios de transporte de hidrocarburos por conductos y conecta San Alberto y San Antonio al Gasoducto Bolivia-Brasil. Nuestras operaciones en los activos no fueron impactadas por la venta. En Chile, estamos presentes en el mercado de distribución con 269 puestos de servicios y 12,9 % de market share. En Paraguay, tenemos 176 puestos de servicios y detenemos participación de 19,6 % en el sector. En Uruguay, contamos con 87 puestos de servicios y 21,5 % de market share. En 2014, concluimos la venta, aprobada en el año anterior, de la participación del 40% que deteníamos en los bloques exploratorios 3 y 4 de la Bacía de Punta Del Este, por US$ 17 millones. En Perú, terminamos la venta, aprobada en 2013, del 100% de las acciones de la subsidiaria Petrobras Energía Perú a China National Petroleum Corporation (CNPC), por US$ 2,6 mil millones. Otra alienación concluida fue la de la totalidad de las acciones de Petrobras Colombia Limited para a Perenco, por US$ 380 millones. Los activos incluían participaciones en 11 bloques terrestres de exploración y producción y oleoductos para transporte de la producción. Mantuvimos la actuación en E&P, con un bloque exploratorio en tierra y otro offshore. También actuamos en el segmento de distribución colombiano, con 113 puestos de servicios y el 4,2 % de market share. Estados Unidos En EE.UU., actuamos con enfoque en aguas profundas en el Golfo de México. Nuestra producción proviene, principalmente, de los campos de Cascade y de Chinook, además de St. Malo, que entró en operación en diciembre. También en el Golfo de México, los campos de Hadrian South y Lucius, en desarrollo, permitirán el aumento de nuestra producción en el país. Tenemos aún la Refinería de Pasadena, con capacidad para procesar 100 mil bpd de petróleo.

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África En el continente africano, donde tenemos participación en activos de exploración y producción, actuamos por medio de Petrobras Oil and Gas B.V. (PO&G). En 2014, nuestra participación en la producción de la empresa fue de 26,6 mil bpd de petróleo. PO&G está presente en seis países: Angola, Benin, Gabón, Namibia, Nigeria y Tanzania. Asia En Japón, tenemos una refinería en Okinawa, con capacidad nominal para procesar 100 mil bpd de petróleo. La unidad cumple con la gran parte de la demanda por combustibles de la región, además de vender oleo combustible para termoeléctricas de Tokio y exportar derivados para otros países asiáticos. En febrero de 2015, iniciamos el plan de cierre de las actividades en la refinería, que prevé la continuidad de su actuación como terminal marítimo, para mantener el abastecimiento de la isla de Okinawa hasta la finalización de este proceso, a ser conducido en colaboración con el Ministerio de la Economía, Comercio e Industria japonesa. Para obtener más información sobre el impairment de las Actividades Internacionales consulte la nota explicativa 14 de los estados contables en este Informe de la Administración.

INVERSIONES Nuestras inversiones totalizaron R$ 87,1 mil millones en 2014, asignados con prioridad en las actividades exploratorias, en el desarrollo de la producción y en la ampliación de la infraestructura logística para desagüe de petróleo y derivados. También se destinaron a la construcción de refinerías y a la instalación de unidades para la mejoría de la calidad de los combustibles, con enfoque en el servicio de la demanda interna. Invertimos aún en fábricas de fertilizantes y usinas termoeléctricas, valorando la cadena del gas natural; y en el aumento de la capacidad de producción de etanol y de biodiesel, a fin de fortalecer nuestra posición en el mercado nacional de biocombustibles.

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Inversiones consolidadas R$ milliones

Ejercício 2014 Exploración y producción Abastecimiento Gas y Energía Internacional Distribuición Biocombustibles Corporativo Total de inversiones

56.898 18.264 6.002 3.593 1.053 281 1.049 87.140

% 66 21 7 4 1 1 100

2013 59.993 30.740 5.919 5.127 1.120 322 1.195 104.416

% 58 29 6 5 1 1 100

% -5 -41 1 -30 -6 -13 -12 -17

En el área de E&P, aplicamos R$ 56,9 mil millones. De ese total, R$ 10,4 mil millones fueron direccionados a la exploración, R$ 39,8 mil millones a la producción y R$ 6,6 mil millones a la infraestructura. Las inversiones visaron al desarrollo de la producción de nuevos campos de pre-sal y en el post-sal, el mantenimiento de la producción en campos antiguos y a la mejoría de la infraestructura logística y tecnológica. Iniciamos la operación de cuatro nuevas plataformas, con capacidad total para procesar 660 mil barriles de petróleo por día (bpd), de los cuales 525 mil bpd corresponden a nuestra cuota. En el área de Abastecimiento, aportamos R$ 18,3 mil millones – la mayor parte en la ampliación del parque de refino. Aplicamos R$ 5,8 mil millones en Refinaría Abreu e Lima (Rnest), que inició su operación parcial en diciembre. El área de Gas y Energía destinamos R$ 6 mil millones. Parte de los recursos fue aplicada en la construcción de los gasoductos de dos rotas de desagüe para proyectos del pre-sal. Iniciamos la operación de la Unidad de Producción de Sulfato de Amonio (Sergipe), con capacidad para producir 303 mil toneladas por año. La subsidiaria Petrobras Distribuidora invirtió R$ 1,1 mil millones. La prioridad fue la ampliación de la capacidad logística, para hacer frente al crecimiento de la demanda doméstica por combustibles. En el Área Internacional, nuestras inversiones lograron R$ 3,6 mil millones. La mayor parte fue aplicada en exploración y producción, con destaque para el inicio de la producción en el campo de St. Malo, en Estados Unidos.

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RELACIONAMIENTO CONTROLADOR

CON

EL

ACCIONISTA

Petrobras es una sociedad de economía mixta creada por la Ley nº 2004/53 para ejecutar las actividades relativas al monopolio de petróleo, gas y sus derivados de la Unión Federal, y con el objetivo de garantizar el abastecimiento regular de derivados de petróleo para dar soporte al desarrollo económico del País. Iniciamos nuestras operaciones en 1954 y, desde entonces, producimos petróleo bruto y gas natural y actuamos en el refino, transporte y comercialización en Brasil. Desde la edición de la Ley nº 9478/97, pasamos a actuar en el mercado en régimen de libre concurrencia, observando las siguientes directrices planteadas por el legislador: preservación del interés nacional; promoción del desarrollo y ampliación del mercado de trabajo; protección de los intereses del consumidor brasileño en cuanto a precio, calidad y oferta de productos; y garantía de abastecimiento de derivados en todo el territorio nacional. La legislación brasileña también exige que la Unión Federal, nuestro accionista controlador, detenga la mayoría de las acciones con derecho a voto, teniendo el poder de elegir la mayoría de los integrantes del Consejo de Administración y, por medio de él, los directores responsables de nuestra gestión. De esa forma, como accionista controlador, la Unión Federal ejerce influencia sobre la orientación estratégica de nuestros negocios y ha adoptado políticas macroeconómicas y sociales por medio de la compañía, en los términos del artículo 238 de la Ley de las Sociedades Anónimas, que admite la orientación de las actividades de la sociedad de economía mixta de modo a cumplir al interés público que justificó nuestra creación. En ese escenario regulatorio y legal: 

Podemos realizar actividades que prioricen políticas de la Unión Federal, en vez de nuestros propios objetivos económicos y empresariales;



Cooperamos con la Unión Federal para asegurar que la oferta y los precios de petróleo bruto y derivados de petróleo cumplan a los requisitos de consumo interno de Brasil; y



Podemos realizar ventas en términos que pueden afectar negativamente nuestros resultados operativos y situación financiera.

Recomendamos la lectura de los factores de riesgos, en el ítem cuatro del Formulario de Referencia.

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Política de Precios Nuestra política de precios en Brasil busca alinear el precio del petróleo y derivados a los internacionales, a largo plazo. Sin embargo, para minimizar los impactos de las variaciones al consumidor doméstico, los precios de diesel, gasolina y otros productos no son necesariamente reajustados para reflejar la volatilidad de la cotización del petróleo y derivados en los mercados internacionales y las variaciones cambiales a corto plazo. Así, pasamos por períodos en los que los precios de nuestros productos no están alineados a los precios internacionales. En ese contexto, podemos no reajustar los precios de venta de nuestros productos en Brasil cuando los precios internacionales de petróleo bruto y derivados de petróleo aumentan o disminuyen, o cuando el real se valora o devalúa con relación al dólar, lo que refleja en nuestros resultados operativos. Para lograr más informaciones sobre nuestros resultados financieros y operativos, consulte el resultado por área de negocio en las demostraciones contables.

Operación “Lava-Jato” La Policía Federal brasileña deflagró una investigación para apurar prácticas de blanqueo de dinero por organizaciones criminosas en diversos estados del País, denominada “Operación Lava Jato”. En conexión con la investigación, ex directores de Petrobras, fueron presos y posteriormente denunciado por blanqueo de dinero, operación criminosa y corrupción pasiva. Otros ex ejecutivos de la compañía y de empresas proveedoras de bienes y servicios para Petrobras fueron o podrán ser denunciados. Para obtener más información acerca de “Operación Lava Jato” consulte las notas explicativas en este Informe de la Administración.

GESTIÓN Gobernanza corporativa Nuestra estructura de gobernanza corporativa es formada por: Asamblea General de Accionistas, Consejo de Administración y sus comités, Consejo Fiscal, Auditorías, Oidoría General, Dirección Ejecutiva, Comité de Negocios y sus configuraciones específicas (comités de Inversiones, de Segmentos y de Integración). El Consejo de Administración es nuestro organismo de orientación y dirección superior. Entre sus responsabilidades, previstas en el Estatuto Social de la Petrobras, están para fijar las políticas globales y la orientación general de los negocios, definiendo misión, objetivos estratégicos y directrices; aprobar el plan

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estratégico, los planos plurianuales y los programas anuales de dispendios y de inversiones; fiscalizar la gestión de los directores y establecer sus atribuciones, examinando, a cualquier tiempo, los libros y papeles de la empresa; y evaluar los resultados de desempeño. Los integrantes del Consejo de Administración son electos en Asamblea General Ordinaria, siendo asegurado a los empleados el derecho de indicar un miembro, en separado, por el voto directo de sus pares. Actualmente, contamos con diez consejeros, de los cuales siete son indicados por la Unión Federal (entre ellos, el presidente del Consejo), un por los titulares minoritarios de acciones ordinarias, uno por los titulares de acciones preferenciales, excluido el accionista controlador, y un por los empleados. Las funciones de presidente del Consejo de Administración y de presidente de Petrobras no son ocupadas por la misma persona. Al Consejo de Administración y a la Dirección Ejecutiva están conectados los comités que auxilian esos organismos por medio de análisis y recomendaciones de materias que necesitan profundización para la toma de decisiones estratégicas. El Comité de Negocios, vinculado a la Dirección Ejecutiva, actúa como foro de soporte al proceso decisorio, por medio de análisis y proposiciones a la dirección superior. En ese comité son discutidos los asuntos estratégicos y de integración de las unidades, visando el alineamiento entre las directrices del Plan Estratégico, el desarrollo de los negocios y la gestión de la compañía. Los tres comités vinculados al Consejo de Administración (Auditoría; Seguridad, Medio Ambiente y Salud; y Remuneración y Sucesión) son formados exclusivamente por integrantes del colegiados. Esos consejeros evalúan y elaboran propuestas que son llevadas a las reuniones del Consejo para deliberación. En 2014, incorporamos al regimiento interno del Consejo de Administración procedimiento específico para la solicitación de informaciones por sus miembros. Además, la Dirección Ejecutiva aprobó directrices corporativas que complementan la política de transacciones con partes relacionadas. Como medida de fortalecimiento de la Gobernanza Corporativa, nuestro Consejo de Administración aprobó, en noviembre, la institución del cargo de director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad, con mandato de tres años, iniciado en enero de 2015, pudiendo ser renovado. La misión del nuevo director es asegurar la conformidad procesal y mitigar riesgos en nuestras actividades, como los de fraude y corrupción, garantizando la adherencia a leyes, normas, calidades y reglamentos, incluyendo las reglas de la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM) y de la Securities and Exchange Commission (SEC). Además del director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad participar de las decisiones de la Dirección Ejecutiva, las materias a ser sometidas a la deliberación de

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estos colegiados vendrán a contar, necesariamente, con previa manifestación favorable de ese director en cuanto a gobernanza, gestión de riesgos y conformidad de los procedimientos.

Gestión de Riesgos y Conformidad Gestión de Riesgos Nuestra estructura organizativa de gestión de riesgos es compuesta por la Gerencia Ejecutiva de Riesgos Empresariales, vinculada al director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad, y por unidades similares pertenecientes a las áreas de negocios. A la estructura de gestión de riesgos empresariales compiten, de forma coordenada, las siguientes atribuciones: 

Identificar, monitorear y reportar periódicamente a la Dirección Ejecutiva y al Consejo de Administración el efecto de los principales riesgos en los resultados integrados de la compañía;



Estimular la integración y capturar la sinergia de las acciones de gestión de riesgos efectuadas en las unidades organizativas, así como en los demás procesos de negocio, soporte y gestión;



Establecer una metodología corporativa de gestión de riesgos pautada en una visión integrada y sistémica, que posibilite un ambiente de continuo monitoreo de los riesgos en diversos niveles jerárquicos;



Diseminar conocimientos en gestión de riesgos;



Apoyar los gerentes en la elaboración e implementación de las medidas necesarias para garantizar el alineamiento de la exposición a los niveles tolerables de riesgos.

Más información sobre los factores de riesgos puede ser obtenida en los informes Form 20-F y Formulario de Referencia, disponibles en el sitio www.investidorpetrobras.com.br.

Conformidad Adoptamos acciones continuadas de adecuación a las leyes y a las iniciativas nacionales e internacionales; y mantenemos controles internos en sintonía con la naturaleza y la complejidad de los riesgos empresariales que gestionamos, respetando los requisitos legales y regulatorios de los países donde actuamos. Esas iniciativas integran nuestro compromiso con la ética, la integridad y la transparencia en la conducción de los negocios de la compañía.

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Nuestras acciones de conformidad son conducidas con el objetivo de asegurar, en todo el Sistema Petrobras, el fortalecimiento de los controles internos y su alineamiento al Plan Estratégico. Así, mitigamos los riesgos empresariales relativos a la compliance, certificamos el cumplimiento de leyes y reglamentos, y creamos y diseminamos la cultura de conformidad. El objetivo es precaver, detectar y corregir actividades y conductas que puedan venir a ocasionar daños a nuestra reputación. La responsabilidad por la planificación, orientación, coordinación y evaluación de las acciones de control, conformidad y investigación cabe a la Gerencia Ejecutiva de Conformidad, vinculada a la Dirección de Gobernanza, Riesgo y Conformidad. Otra atribución de esa gerencia es el asesoramiento al director del área, al Consejo de Administración, al Comité de Auditoría, a la Presidencia y a la Dirección Ejecutiva.

Ética e Integridad Nuestro compromiso con la ética y la integridad está establecido en documentos como el Código de Ética del Sistema Petrobras y la Guía de Conducta de Petrobras; y en iniciativas como el Sistema de Gestión de Ética y el Programa Petrobras de Prevención de Corrupción. El Código de Ética fija los principios éticos y los compromisos de conducta, que deben seguir los integrantes del Consejo de Administración, del Consejo Fiscal y de la Dirección Ejecutiva, así como los empleados, practicantes y prestadores de servicios del Sistema Petrobras. La Guía de Conducta, aprobada en 2014, se dirige al mismo público y presenta derivaciones de los principios éticos del Código de Ética. Integramos el Sistema de Gestión de la Ética del Poder Ejecutivo Federal, coordinado, evaluado y supervisado por la Comisión de Ética Pública. Nuestra Comisión de Ética tiene las atribuciones de actuar como instancia consultiva de nuestros directivos y empleados; de orientar, difundir y promover el cumplimiento de los principios éticos y compromisos de conducta; y de analizar conductas que vulneren las normas éticas o presenten riesgos a nuestra imagen y negocios. Para establecer y estructurar acciones institucionales de promoción, diagnóstico, análisis y monitoreo de conducta ética en nuestras actividades internas y las relaciones externas, la Comisión de Ética implementó el Sistema de Gestión Ética de Petrobras. Priorizamos la prevención de desvíos de conducta, promoviendo la difusión de información y actividades educativas, a través de la capacitación de la fuerza laboral y de nuevos gerentes, sin comprometer la aplicación de medidas disciplinarias en los casos con constatación de esos desvíos. Disponemos de una Oficina General de Ombudsman, que se constituye como un canal formal para la comunicación con los públicos interno y externo y recibe consultas y denuncias, entre otras manifestaciones. Frente a una denuncia

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consistente, se evalúa la necesidad de creación de una Comisión Interna de Investigación, para averiguar indicios u ocurrencias y hechos en apoyo a medidas administrativas o disciplinarias, entre otros procedimientos pertinentes. El Programa Petrobras de Prevención de la Corrupción, aprobación en 2013, recibe acciones continuas de prevención, detección y corrección de actos de fraude y corrupción, con el fin de fortalecer el compromiso con la ética y la transparencia en nuestras actividades y relaciones, atendiendo a los requisitos determinados en la ley y en iniciativas nacionales e internacionales en las que participamos. La gestión del programa es realizada por la Dirección de Gobernanza, Riesgo y Conformidad.

Monitoreo del Ambiente Externo La economía mundial registró crecimiento de 3,43% en 2014 (Fonte: FMI), resultado que contempló desempeños dispares entre las principales economías del mundo. Los Estados Unidos fueron el país que más sorprendió en 2014. A pesar de un desempeño malo en el primer trimestre, debido en gran parte a adversidades climáticas, la reconquista económica del país se mostró bastante robusta desde lo segundo trimestre, haciendo con que la expansión del PIB norteamericano llegase a 2,4% en 2014. Después de la economía americana ha vuelto crecer, con señales positivas en el nivel de empleo, el gobierno redujo a cero las medidas de estímulo monetario en el fin de 2014, pasando a hacer señas con elevación de la tasa de intereses en 2015. Ese cambio ya repercute en la economía global, causando mayor volatilidad de la tasa de cambio de los demás países, principalmente en los emergentes, en función de los impactos sobre el flujo de capitales. En China, 2014 representó un año de desaceleración en el ritmo de crecimiento del PIB, que cayó para 7,4% (Fuente: National Bureau of Statistics of China). La producción industrial osciló mucho en 2014, reflejo de la reducción del crecimiento de la demanda china, lo que acaba por afectar a todos los países. Sin embargo, el gobierno chino lanzó mano de iniciativas como estímulos monetarios, a ejemplo de lo que siempre hace cuando cae el nivel de la actividad económica. Europa continúa pasando por dificultades para generar políticas de crecimiento de la renta y de la colocación. A pesar de la adopción de medidas de incentivo monetario, la preocupación de los europeos con los cortes de costos perdura en la esfera fiscal. Sin embargo, cabe resaltar que la heterogeneidad en los desempeños económicos también se hizo presente entre las principales economías europeas en 2014. Mientras Alemania, Reino Unido y España lograron buenos resultados, Francia e Italia aún enfrentan muchas dificultades para una recuperación más consistente. En el conjunto, el PIB de la economía europea registró crecimiento del 1,5%. 3

Estimación publicada en el World Economic Outlook, documento oficial del FMI, publicado el 14 de abril 2015.

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Los países emergentes siguen con crecimiento volátil, en la expectativa de la recuperación de las economías centrales y de la china, y aún están susceptibles a los cambios en la política económica de Estados Unidos. Todo ése cuadro se reflejó en Brasil. La tasa de cambio osciló fuertemente a lo largo del año, influenciada también por factores internos, como las elecciones. La media anual de la cotización del dólar fue R$/US$ 2,35, cerrando el año a R$ US$ 2,66 (Fuente: Banco Central de Brasil). La desaceleración internacional afectó el nivel de la actividad económica brasileña, que registró una variación real del Producto Interno Bruto (PIB) de 0,1% (Fuente: Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística-IBGE), además de las proyecciones del inicio del año, de 2%. A las condicionantes de la economía global se sumaron, en el sector de petróleo, los impactos de naturaleza geopolítica, en función de la continuidad de diversos conflictos - en especial, en el Oriente Medio. La ascensión del grupo Estado Islámico (EI), principalmente en Irak y en la Siria, caracterizada por la brutalidad y por la persecución religiosa, llevó a la formación de una coalición entre diversos países, incluidas naciones de fuera de la región. Frente al avance del EI, las potencias occidentales decidieron intervenir, suministrando apoyo aéreo a acciones locales de resistencia, sin embargo, sin éxito. Las confrontaciones ocurrieron en regiones más lejas de las principales áreas productoras al sur de Irak, sin interrupciones significativas de producción. En Israel, la reconquista de la confrontación entre el gobierno y el grupo Hamas resultó en nueva invasión de la Franja de Gaza por el ejército israelí. En África, la guerra civil en la Libia dividió el país en áreas ocupadas por diversas facciones y por el gobierno oficial. En Egipto, después las protestas de los últimos años, fue electo para la Presidencia el general Abdel Fatah Al-Sisi, que integra el grupo político del antiguo presidente, Hosni Mubarak. Al-Sisi, que cuenta con el apoyo político y financiero de Arabia Saudita, deberá intentar establecer una política externa alineada a Estados Unidos y a favor del mantenimiento de los acuerdos con Israel. Internamente, sin embargo, ha recibido críticas por la forma con que ha reprimido las manifestaciones de la oposición. En solo europeo, el conflicto armado volvió a irrumpir en Ucrania, donde el gobierno que asumió después la caída del presidente electo Víktor Yanukovych fue rechazado en partes del país. Algunas de ellas, como la Crimeia, fueron incorporadas a la Federación Rusa, en medio a protestas de potencias occidentales, que adoptaron sanciones económicas contra Rusia. Otras regiones ucranianas, como Donetsk y Lugansk, se declararon independientes, sin el reconocimiento del gobierno provisorio. Con eso, la región continúa en situación de conflicto. Las cuestiones asociadas a la distribución de renta y de riqueza vienen retomando espacio en el debate social, ya que la concentración de la riqueza volvió a crecer, en las últimas décadas, en los países centrales. Otro punto de preocupación es el

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desempleo. En algunos países desarrollados, principalmente en Europa, las tasas de desempleo permanecen elevadas, bien superiores de las medias históricas. En Brasil, la tasa de desempleo continuó en trayectoria decreciente, terminando el año de 2014 en un 4,3% (Fuente: Pesquisa Mensual del Empleo/IBGE). En el ámbito global, la cobranza y la discusión de responsabilidades con relación a impactos sociales son también crecientes, especialmente después del lanzamiento, en 2011, de los Principios Orientadores sobre Empresas y Derechos Humanos de la Organización de las Naciones Unidas (ONU). En 2014, tuvo inicio el proceso de debate de un tratado jurídicamente vinculante sobre empresas y derechos humanos. La prevención y la remediación de violaciones, así como la creación de mecanismos que garanticen el respeto a esos derechos, tienen perspectiva cada vez más amplia. Para las empresas, los riesgos sociales y ambientales, relacionados a los negocios y a la transparencia, y el diálogo para la obtención de la licencia social para operar ganan más visibilidad, principalmente, con el uso del internet y de las redes sociales. En el área ambiental, los temas más críticos para los negocios en Brasil son la escasez de recursos hídricos y la creciente presión regulatoria sobre la industria, con vistas a la mitigación de impactos socioambientales y, mundialmente, la cuestión climática es lo principal tema actualmente en discusión. Las negociaciones anuales de la ONU relativas al clima enfrentan dificultades debido al impase sobre el establecimiento de un acuerdo global para la reducción de emisiones de gases de efecto estufa (GEE). Las naciones desarrolladas aumentan las presiones para que el mayor número posible de países, incluyendo Brasil, China e India, establezca metas para reducción de GEE. La propuesta encuentra resistencia de los países en desarrollo, que históricamente tuvieron participaciones inferiores en el volumen global de emisiones. Al final de la Conferencia sobre Cambios Climáticos, realizada en 2014, las naciones concordaron que es preciso implicación de todos los países en un acuerdo global para reducción de emisiones. Así, hay grande expectativa de que la próxima Conferencia de las Partes sobre el Cambio del Clima (COP 21), que será realizada en diciembre de 2015, represente un avance importante en las negociaciones internacionales, con el establecimiento de un nuevo acuerdo global para la cuestión climática. Paralelamente a las negociaciones multilaterales, China y Estados Unidos llegaron a un acuerdo que está siendo considerado una medida concreta en dirección al establecimiento de metas internacionales de reducción de GEE. China se comprometió a reducir emisiones atmosféricas, desde 2030, y a alcanzar 20% de energía limpia en su matriz energética en el mismo año. Estados Unidos, por su vez, se comprometió a disminuir sus emisiones entre 26% y 27% con relación a los niveles de 2005.

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En Brasil, los problemas ocasionados por la escasez de agua en las regiones Nordeste y Sudeste tienen impacto económico y social y el uso de los recursos hídricos viene enfrentando demandas crecientes relativas a la necesidad de tratamiento y desecho de efluentes industriales. Se observa aún el comprometimiento creciente de organizaciones de la sociedad civil en el auxilio a la fiscalización ambiental y a la revisión de decisiones y legislaciones, incluidas aquellas relativas al sector energético. Los países desarrollados continúan en el liderazgo de las inversiones en investigación y desarrollo como proporción del PIB. Junto con China, concentran también la pose de patentes, lo que representa un bloqueo a la transferencia efectiva de tecnología para los países en desarrollo. Como las fuentes fósiles cumplen con cerca del 80% de la demanda mundial por energía primaria, son realizados esfuerzos para: mejorar la eficiencia de la conversión energética de estos recursos; buscar opciones para producción y uso de energía fósil con menos impacto ambiental; y desarrollar tecnologías para acceder los recursos en nuevas fronteras. En 2014, por ejemplo, hubo perfeccionamiento de tecnologías para exploración de shale gas y tight oil en EE.UU. Esos esfuerzos tienen grande importancia para los países, tanto por cuestiones de seguridad energética, cuanto para el servicio de metas climáticas. Con relación a las tecnologías de bajo carbono, crece rápidamente la difusión de la generación eólica onshore y solar fotovoltaica, aunque desde una base pequeña. En el ámbito de los biocombustibles avanzados, diversas rutas tecnológicas están siendo investigadas, aunque sean necesarios esfuerzos adicionales para el alcance de economía de escala para viabilidad comercial. El sector de energía solar en Brasil dio importante paso con el éxito de la Subasta de Energía de Reserva, realizado en octubre de 2014, el primero a negociar energía solar separadamente, con la contratación de 889,6 MW.

Análisis del mercado de petróleo Los precios del petróleo se mantuvieron relativamente estables en el primer semestre y presentaron caída entre junio y diciembre de 2014. La media anual de Brent fue de US$ 98,99 por barril - un descenso del 9% en la comparación con el valor de 2013. En el año, el precio del West Texas Intermediate (WTI), referenciado en Cushing, en el Medio-Oeste norteamericano, se aproximó al valor de Brent, debido al aumento de la capacidad logística de desagüe en el Golfo de México. El precio medio del barril de WTI fue de US$ 93,03, con caída del 5% con relación a la cotización media del año anterior. Así, el diferencial Brent-WTI se estrechó a lo largo de 2014, cayéndose de US$ 10,78 por barril, en 2013, para US$ 5,88 por barril, en 2014. Ese movimiento representa una

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continuidad de la inclinación iniciada en 2013, cuando los proyectos de incremento de la capacidad logística empezaron a reducir las existencias de petróleo de la región. El consumo mundial de petróleo tuvo alta moderada, de 670 mil bpd - un aumento del 0,7% con relación al volumen de 2013. Una vez más, los países que no integran la Organización para Cooperación y Desarrollo Económico - OCDE, especialmente India y China, impulsaron el crecimiento de la demanda. Entre los miembros de OCDE, el consumo de petróleo cayó en función de las dificultades de reconquista económica, aparte de EE.UU., que registró aceleración en su ritmo de crecimiento. El aumento de la oferta de petróleo de países fuera de la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (Opep) fue de 56,53 millones de bpd, una alta del 2,3% sobre el volumen del año anterior. Ese aumento fue garantizado, en grande parte, por el crecimiento de la producción no convencional en EE.UU. Entre los países de la Opep, ocurrieron aumentos de la producción en Irak y en la Libia - país que retomó parte de su producción en medio a los conflictos internos. A pesar del aumento de las existencias de petróleo, a Opep mantuvo su meta de producción en 30 millones de bpd. Esa decisión contribuyó para la profundización de la caída de los precios en diciembre.

FUNCIONES CORPORATIVAS Seguridad, Medio Ambiente, Eficiencia Energética y Salud (SMES) En 2014, aplicamos R$ 5,7 mil millones en operaciones y proyectos relacionados a la gestión integrada de Seguridad, Medio Ambiente y Salud. En este contexto, desarrollamos iniciativas para perfeccionar el desempeño en SMES, cumplir con la legislación específica y contribuir para que las prácticas operacionales de nuestras unidades sean seguras, rentables y ambientalmente responsables. Entre las iniciativas, está la certificación de la conformidad con las normas ISO 14001 (gestión ambiental) y OHSAS 18001 (gestión de salud y seguridad) de los sistemas de gestión de SMS de nuestras unidades de operación en Brasil y en el exterior. En 2014, todo el petróleo refinado en el País fue procesado en unidades certificadas.

Seguridad Aprobamos, en 2014, el Plan de Reducción de Accidentes. Con costo previsto de R$ 200 millones y plazo de implementación de 12 meses, el plan es compuesto de 170 acciones distribuidas por todas las áreas y agrupadas en cuatro dimensiones:

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Liderazgo, Calificación y Experiencia, Gestión de Contratadas y Gestión de la Rutina Operacional. Como resultado de acciones que eran ejecutadas y fueron incorporadas al plan y del desarrollo de nuevas medidas, mejoramos los siguientes indicadores de seguridad: 

Tasa de Ocurrencias Registrables – reducción del 10,4% en la comparación con 2013, lo que significa que 1.330 trabajadores;



Tasa de Frecuencia de Accidentados con Baja – disminución de 4% en acumulado anual en relación a 2013, con 100 trabajadores.

A pesar de la mejoría de estos indicadores de desempeño, registramos diez fatalidades en 2014. Para precaver la ocurrencia de accidentes graves, continuamos desarrollando acciones para aumentar la seguridad de procesos, incluidos inversiones en la capacitación del cuerpo técnico, realización de estudios de riesgos y establecimiento de indicadores reactivos y proactivos específicos para cada área de actuación.

Derrames de petróleo y derivados Los derrames de petróleo y derivados alcanzaron 69,5 m3 en 2014 - 63% a menos que el volumen registrado en el año anterior y 85% abajo del Límite de Alerta fijado para el año, de 470 m³. Los niveles de derrame continuaron bien inferiores a 1 m3 por millón de barriles de petróleo producido, constituyéndose en excelente resultado en el panorama de la industria mundial de petróleo y gas. La creación de una sistemática de comunicación, tratamiento y registro de derrames posibilitó el monitoreo diario de los incidentes, de sus impactos y de las providencias de mitigación. Además, la continuidad de las acciones que compusieron el Plano Derrame Cero, instituido en 2012, permitió optimizar los procesos de gestión y reducir el riesgo de esas ocurrencias en nuestras operaciones.

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Respuesta a derrames Mantuvimos estándares, procedimientos y planes de respuestas a derrames estructurados en niveles local, regional y corporativo. Para actuar de modo eficaz en esas situaciones, disponemos de los siguientes recursos materiales: 36 embarcaciones para recogimiento de petróleo, 113 embarcaciones de apoyo y otros vehículos, 270 recogedores de petróleo, cerca de 92 mil metros de barreras de contención, 118 mil metros de barreras absorbentes, y 113 mil litros de dispersantes químicos, además de otros ítems. Esos recursos son distribuidos en los 12 Centros de Defensa Ambiental, que cuentan con 11 bases avanzadas, y en los Centros de Respuesta la Emergencia distribuidos por más de 21 ciudades brasileñas. Somos asociados a Oil Spill Response Limited, organización especializada en proveer y complementar recursos para dar una respuesta eficaz a derrames de petróleo, con actuación en escala global. En 2014, realizamos 22 ejercicios simulados de ámbito regional, incluyendo entrenamientos de respuesta a derrames.

Medio Ambiente y Eficiencia Energética Para aumentar cada vez más a ecoeficiencia de nuestras operaciones, buscamos la utilización racional de agua, energía y demás insumos y hacemos la gestión de las emisiones atmosféricas y de la generación de residuos y efluentes. Nuestro objetivo es reducir al mínimo los impactos de las actividades sobre el medio ambiente. Evaluamos sistemáticamente, en los proyectos de inversiones, los principales riesgos en las dimensiones seguridad, medio ambiente, eficiencia energética y salud. Los resultados de esas evaluaciones son acompañados periódicamente por nuestros comités de SMS y de Auditoría del Consejo de Administración (CA), siendo verificadas la alineación a las orientaciones corporativas y el cumplimiento de las recomendaciones del Plan de Gestión y Mitigación de Riesgos. En 2014, emitimos 50

50

parecer técnicos de SMES para proyectos de inversión y sometemos a la apreciación de los comités de CA la evaluación de la alineación a aquellos parecer de 32 proyectos aprobados por la Dirección Ejecutiva.

Recursos hídricos y efluentes y biodiversidad Reutilizamos 24 millones de m3 de agua en 2014 - volumen suficiente para suministrar una ciudad de 600 mil habitantes durante un año. La economía resultante de las acciones de racionalización y de reutilización, contribuyó para garantizar la seguridad de abastecimiento necesario a las nuestras operaciones. Evaluamos los riesgos de escasez de agua en las áreas donde nuestras unidades están instaladas, suministrando subsidios para acciones e inversiones para la mitigación de esos riesgos. Elaboramos el Informe Anual de Biodiversidad, centralizando la colecta y la consolidación de informaciones sobre la gestión de riesgos e impactos a la biodiversidad.

Emisiones atmosféricas, cambio del clima y eficiencia energética En los últimos años, expandimos nuestras actividades en casi todos los segmentos de negocio, lo que acarrea el crecimiento de las emisiones atmosféricas de gases de efecto estufa - GEE. Mismo así, logramos reducir la intensidad de emisiones de GEE en nuestros procesos por medio de diferentes iniciativas, con destaque para la modernización de las instalaciones, utilización de equipos más eficientes y estandarización de proyectos y de prácticas operativas, además de inversiones en investigación y tecnología. Nuestras actividades en 2014 generaron un aumento del 5% en las emisiones de GEE con relación a 2013, debido principalmente al mayor despacho termoeléctrico en el período.

Salud Realizamos anualmente acciones direccionadas a la promoción de la salud en nivel corporativo y en las unidades organizacionales, orientadas por el monitoreo de indicadores estratégicos de salud y por el análisis del perfil epidemiológico de nuestra población. Ese perfil, logrado por medio de los datos recogidos durante los exámenes ocupacionales y asociado a las características de las actividades de los empleados, nortea la planificación de esas acciones. Acompañamos, por medio del indicador Porcentual de Tiempo Perdido, la evolución del absentismo por accidentes y por enfermedades y sus principales causas, 51

relacionados o no al trabajo. Ese acompañamiento estratificado influencia las acciones de salud. En 2014, el Porcentual fue del 2,36%, inferior al Límite de Alerta del 2,41% establecido para el año.

Responsabilidad Social Inversiones Sociales Aplicamos R$ 404,9 millones en 996 proyectos sociales, ambientales y deportivos educacionales en 2014. Para alinear las inversiones sociales de nuestras unidades a las directrices y procedimientos corporativos, elaboramos a Sistemática de Inversiones Socioambientales del Sistema Petrobras. La metodología que adoptamos, incorporando las dimensiones social, ambiental y sociodeportiva, proporciona más eficiencia y más transparencia el análisis, selección, aprobación, acompañamiento y evaluación de los proyectos. Eso posibilita la mejora de la sistematización y medición de los resultados para la empresa y de los beneficios para la sociedad. Deberán ser destinados R$ 45 millones a los proyectos deportivos educacionales, que tuvieron su segunda selección pública en 2014. De los 1.421 inscritos, 34 fueron elegidos y pasaron a integrar nuestra billetera de proyectos.

Programa Petrobras Agenda 21 e integración con las comunidades del entorno Concluimos la implantación de la primera fase del Programa Petrobras Agenda 21, que incentiva el debate de las prioridades y soluciones para el desarrollo sostenible de las comunidades con alta vulnerabilidad social en el entorno de nuestras unidades. Fueron entrevistadas 66.287 familias y generados 180 diagnósticos socioambientales sobre las condiciones de 203 comunidades, en 86 municipios.

Integración de la Responsabilidad Social en los proyectos de inversión Desarrollamos una metodología para la gestión de responsabilidad social en nuestros proyectos de inversión, a fin de integrar el tema a los procesos decisorios y a la rutina de nuestros negocios. La iniciativa tuvo el objetivo de garantizar la gestión proactiva de responsabilidad social, desde la fase de concepción de la iniciativa, pasando por la ejecución y operación hasta su cierre. Además de contribuir para minimizar riesgos sociales, esa integración ayuda a cumplir a las expectativas operacionales generadas por los proyectos y a construir relaciones benéficas para el negocio y la sociedad.

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Más informaciones sobre responsabilidad social y ambiental pueden ser encontradas en el Informe de Sostenibilidad, publicado anualmente y disponible en http://www.petrobras.com.br

Investigación y Desarrollo El avance tecnológico es vital para la sostenibilidad del crecimiento de Petrobras, que desarrolla permanentemente nuevos procesos, sistemas y productos a fin de que sean incorporados a las actividades. La investigación y desarrollo (P&D) merecen, por eso, atención especial en nuestro programa de inversiones, ya que desempeñan papel imprescindible para el cumplimiento del Plan de Negocios y Gestión. En 2014, el Centro de Investigaciones Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes) recibió contribuciones que totalizaron R$ 1,7 mil millones y finalizó el año con un portafolio de 752 proyectos de P&D. El Cenpes tiene 1.862 empleados - 1.384 dedicados a la Investigación y Desarrollo y 309, a la Ingeniería Básica de los proyectos. Entre los investigadores, el 17% tienen título de doctorado y 32%, de maestría. De forma colaborativa, Cenpes se articula con más de 100 universidades e instituciones de investigación nacionales y extranjeras, proveedores y otros compañeros. En 2014, aplicó R$ 449 millones en instituciones nacionales de Ciencia y Tecnología en el área de P&D con énfasis en petróleo y gas. Además de cumplir con las nuestras demandas operativas, las innovaciones producidas con base en los portafolios de proyectos de las áreas tecnológicas generan ganancias de productividad y contribuyen para nuestros resultados. Proporcionan también el aumento de eficiencia, gracias a la optimización de procesos, técnicas y métodos. Los beneficios de esas innovaciones sobrepasan nuestras fronteras y se extienden a la sociedad. Entre ellos, el fortalecimiento de la industria local, la reducción de las necesidades de importación de petróleo, derivados y equipos, la disminución de las emisiones de gases y particulados en la atmósfera y el mejor aprovechamiento de los recursos naturales. Los proyectos de P&D tienen origen en un conjunto de procesos coordinados por comités que establecen las direcciones y los desafíos tecnológicos a ser superados, de acuerdo con nuestras grandes elecciones. Los portafolios de proyectos de P&D son estructuradas en programas tecnológicos, que visan al servicio de objetivos específicos dentro de plazos pre-fijados. En 2014, los programas se relacionaron a las siguientes áreas: Exploración, Modelado de Bacías en 3D; Refino (con enfoque en maximización de derivados medios y de gasolina); Innovación en Combustibles y Lubricantes; Transporte; Biocombustibles; Optimización, Confiabilidad y Eficiencia Energética; Gas Natural; Reducción de Emisiones; Tratamiento, Reutilización y Minimización del Consumo de Agua;

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Desarrollo de la Producción del Reservatorio Pre-sal; Recuperación Avanzada de Petróleo; Aguas Profundas; Logística; y Gestión de CO2 en el desarrollo del Pre-sal. Para medir el desempeño de los portafolios de proyectos, hicimos el acompañamiento de marcos críticos, definidos como eventos significativos que caracterizan una etapa del desarrollo tecnológico. Los principales resultados de P&D e Ingeniería Básica en 2014 fueron los siguientes: 

Primera interpretación de los datos en 4D del sistema de adquisición sísmica permanente del Campo de Jubarte (Bacía de Campos). El trabajo resultó en el cambio de locación de un pozo productor, agregando seis millones de barriles de petróleo a la producción prevista, con ganado equivalente a R$ 156 millones;



Determinación más precisa de la acidez del agua de inyección producida para los reservatorios del pre-sal, por medio de ensayos de laboratorio y modelado numérico. Con eso, fue posible seleccionar materiales de metalurgia más adecuados y reducir costos. La economía estimada es de US$ 112 millones solamente en los pozos de los proyectos de desarrollo de la Cesión de Derecho;



Aplicación de herramienta de desconexión eléctrico-hidráulica de fondo de pozo en el Campo de Carapeba II (Bacía de Campos), abreviando en el 25% el tiempo de sustitución de la columna de producción en pozos con terminación inteligente. La estimativa es de reducción de cuatro días de intervención en cada uno de los 150 pozos del género previstos para la Bacía de Santos en los próximos años, generando una economía de US$ 3,4 millones por pozo;



Desarrollo de método de redireccionamiento de la inyección de gas en columna de producción en pozos con gas lift, permitiendo reducción de la pérdida de carga en el punto de inyección de gas, con ganancias de producción del 2% a 3% en pozos de medio y alto flujo;



Desarrollo de mejorías en el proceso de fraccionamiento en las torres de vacuo, por medio de la reducción de contaminantes en el gasóleo lleve de destilación a vacuo, posibilitando su uso para la producción de diesel. La estimativa es de aumento del 3% en el volumen de diesel - una ganancia potencial de cerca de US$ 38 millones por año;



Desarrollo de proceso de incorporación de la adictiva N-Butyl-Thiophosphoric Triamide (NBPT)- a la urea agrícola de la Fábrica de Fertilizantes de Paraná (Fafen-PR). El compuesto retarda la degradación de la urea, permitiendo que sea absorbida por el solo por más tiempo. Es posible reducir la pérdida del fertilizante del 70% para hasta el 20%.

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La concentración de especialistas de todas nuestras áreas de actuación habilita el Cenpes a actuar también en la prestación de servicios de Asistencia Técnica para solución de problemas identificados en las operaciones, buscando ganancias de eficiencia, optimización operativa y reducción de costos. Como ejemplo, la identificación de las causas de la vibración elevada en las tuberías de flare y vaso de antorcha de la P-58, evitó pérdidas en la producción de 35 mil bpd de petróleo. Se destaca también el desarrollo de módulo logístico para programa computacional, que posibilita reducción del tiempo en la construcción de pozos del pre-sal, generando economía en el orden de US$ 4 millones por pozo.

Recursos Humanos Nuestro Plan de Negocios y Gestión presenta varios desafíos para el área de Recursos Humanos (RH). Necesitamos proveer los talentos necesarios, tanto en competencia cuanto en cantidad, y garantizar la satisfacción, el comprometimiento y la productividad de todos los empleados a fin de cumplir con nuestros objetivos. Por eso, establecemos como prioridad para los próximos años las siguientes temas de RR.HH.: gestión del conocimiento, alto desempeño y productividad, movilidad, planificación de la fuerza de trabajo, desarrollo estructurado de empleados y desarrollo y sucesión gerencial.

Evolución del efectivo El Sistema Petrobras terminó el año de 2014 con 80.908 empleados – número 6,04% menor que el efectivo de 2013. Fueron admitidos 726 empleados en Petrobras Controladora. Efectivo por región

2014

2013

Petrobras Controladora Sudeste Sur Nordeste Norte Centro-Oeste

58.618 41.207 2.836 12.818 1.282 475

62.692 43.309 2.949 14.651 1.413 370

Empresas Controladas - Brasil Sudeste Sur Nordeste Norte Centro-Oeste

15.293 9.546 1.852 2.606 667 622

15.903 9.679 2.157 2.746 672 649

6.997

7.516

80.908

86.111

Empresas Controladas - Exterior Total Sistema Petrobras

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Rotación Petrobras Controladora Empresas Controladas - Brasil Empresas Controladas - Exterior

2014 4,73% 9,04% 33,96%

2013 2,43% 7,84% 30,20%

Nivel Educacional Petrobras Controladora Nivel medio Nivel superior

2014 58.618 36.188 22.430

2013 62.692 39.363 23.329

Gastos con personal En el Sistema Petrobras, los gastos con personal totalizaron R$ 31 mil millones, un aumento de 13%. Son compuestos por salarios, participaciones en las ganancias los resultados, beneficios, plan de jubilación y pensión, plan de salud y Fondo de Garantía del Tiempo de Servicio (FGTS). Las principales causas de esa variación fueron el costo de las indemnizaciones derivadas Programa de Incentivo al Retiro Voluntario (PIDV) y el crecimiento de la nómina de pago debido al reajuste salarial con una ganancia real media del 2,7%, además de efectos vegetativos en virtud de "anuenios" (adicionales por tiempo de servicio) y progresiones de carrera. Consulte la nota explicativa 22 de los estados contables en este Informe de la Administración.

Programa de Movimiento Interno de Empleados (Mobiliza) El programa tiene el objetivo de compatibilizar nuestras necesidades con los intereses de los empleados, de forma a cumplir al Plan de Negocios y Gestión. Moviliza ofrece a los empleados oportunidades de movimiento interna para áreas que necesitan efectivo, reduciendo costos con nuevas admisiones. En 2014, fueron movidos 629 empleados.

Programa de Incentivo a la Desligamiento Voluntario (PIDV) El objetivo del programa es adecuar nuestro efectivo a los desafíos del PNG. Desarrollado con base en principios de gestión del conocimiento, sucesión gerencial y continuidad operativa, para que podamos retener el conocimiento, el PIDV permitió el desligamiento planeado y sistémico de los empleados inscritos. El programa contó con 6.831 acciones de gestión del conocimiento, sostenidas en proyectos y prácticas corporativas, como inventarios del conocimiento, narrativas, mentorías y rotación técnica, entre otras.

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El público-blanco del PIDV fueron los empleados con edad igual o superior a 55 años que se jubilan hasta el 31 de marzo de 2014. De los 12.196 que estaban en esa condición, 8.298 tuvieron las inscripciones validadas y clasificadas en categorías con plazos para desligamiento hasta mayo de 2017. En 2014, 4.936 empleados se distanciaron por el programa. El total de indemnizaciones y ventajas de Petrobras Controladora fue estimado en R$ 2,64 mil millones. El retorno financiero del programa, hasta 2018, fue previsto en R$ 12,7 mil millones.

Desarrollo de Recursos Humanos En 2014, realizamos grandes avances en nuestro modelo de educación corporativa, implementando iniciativas como la creación de laboratorios, simuladores y ambientes virtuales de aprendizaje. Como parte de ese esfuerzo, las contribuciones en el desarrollo de los profesionales totalizaron R$ 236,4 millones. Tuvimos aproximadamente 226 mil participaciones en cursos de educación continuada en el País y en el exterior, con media de 65,5 horas de entrenamiento por empleado. En el área de Exploración y Producción, nuestros programas de carácter formativo y práctico para el cuerpo técnico de nivel superior registraron más de 14 mil participaciones. Para el área de Abastecimiento, elaboramos, con apoyo de la Universidad Petrobras, el Manual de Solución de Problemas de Procesos de Refino, que contempla 41 procesos y data experiencias relacionadas a cuestiones operacionales de las refinerías. En las áreas de Seguridad, Medio Ambiente, Salud y Eficiencia Energética, promovemos 374 cursos de prevención de accidentes, con cerca de siete mil participaciones. Registramos también más de 31 mil participaciones en acciones de entrenamiento en las áreas de gestión y de negocios. Cerca de cinco mil empleados fueron capacitados en programas de desarrollo de capacidades corporativas y cuatro mil gestores participaron de programas de desarrollo gerencial.

Gestión de conocimiento Identificar, crear, preservar, compartir y aplicar lo saber acumulado son procesos que confieren a la gestión del conocimiento un abordaje seguro y rentable, en línea con nuestras grandes elecciones, que apuntan caminos para que alcancemos la Visión 2030. Para asegurar la retención y la diseminación de conocimientos críticos, específicos y estratégicos, contamos con el Programa Mentor Petrobras, de lo cual participan 1.557 empleados. En una encuesta aplicada a empresas de administración pública, por el Instituto de Investigación Económica Aplicada (Ipea), figuramos entre las cinco mejores

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compañías en pasantía avanzada en la implantación de prácticas de Gestión del Conocimiento, evidenciando la importancia de ese tema para nuestra estrategia.

Gestión de Ambiente La Investigación de Ambiente es una etapa fundamental de nuestro proceso de gestión del ambiente organizativo. Por medio del levantamiento de las percepciones y de las expectativas de los empleados, podemos identificar oportunidades de mejorías en las condiciones y en las relaciones de trabajo. En la última edición de la investigación, Petrobras controladora registró un índice de participación del 73,9%, totalizando 41.670 encuestados. Como resultado, tuvimos el aumento del Índice de Satisfacción de los Empleados (ISE), que sintetiza los aspectos relacionados al clima organizativo, en un punto porcentual, alcanzando un 70%. La meta estipulada era de 69%. Registramos el mismo resultado en Nivel de Compromiso con la Empresa (NCE) en un 71%, valor que representa la meta estipulada para esta edición de la investigación.

Informaciones sobre la prestación de otros servicios que no sean de auditoría externa por el auditor independiente – Instrucción CVM 381/2003 Utilizamos instrumentos de gestión empresarial pautada en nuestro Código de Ética, Código de Buenas Prácticas y Directrices de Gobierno Corporativo. El artículo 29 de nuestro Estatuto Social determina que los auditores independientes no nos podrán prestar servicios de consultoría durante la vigencia del contrato de auditoria. Contratamos a PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes para prestar servicios técnicos especializados en auditoría contable para los ejercicios sociales 2012, 2013 y 2014.

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Durante el ejercicio 2014, PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes nos prestó los siguientes servicios y as nuestras subsidiarias y controladas: R$ mil Auditoría contable Auditoría SOX Servicios adicionales relacionados con la auditoría Auditoría Tributaria Total de los servicios

19.157 1.496 373 775 21.801

ANÁLISIS FINANCIERO Petrobras presenta el análisis financiero de sus estados contables consolidados, excepto cuando indicado en contrario.

Resumen Económico y Financiero R$ millones

Ingresos de ventas Ganancia bruta Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos Resultado financiero neto EBITDA ajustado 1 Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras Ganancia (pérdida) básica y diluida por acción 2 Valor de mercado (Controlante) Margen bruto (%) Margen operativo (%) 3 Margen neto (%) Margen del EBITDA ajustado (%) 4 Total de activos Inversiones, Propiedad, Planta y Equipo y Activos Intangibles Endeudamiento neto 5 Patrimonio neto Capital propio / capital de terceros neto 6

2014 x 2013 (%)

2014

2013

337.260 80.437 (21.322) (3.900) 59.140 (21.587) (1,65) 127.506

304.890 69.895 34.364 (6.202) 62.967 23.570 1,81 214.688

11 15 (162) 37 (6) (192) (191) (41)

24 (4) (6) 18

23 11 8 21

1 (15) (14) (3)

793.375 608.248 282.089 310.722 43/57

752.967 585.616 221.563 349.334 49/51

5 4 27 (11) -

1 La Compañía divulga el EBITDA ajustado de acuerdo con la Instrucción CVM n° 527 del 4 de octubre de 2012, calculado como el resultado neto del período más los tributos sobre la ganancia, resultado financiero neto, depreciación y amortización, además de la participación en inversiones y de la pérdida en el valor de recuperación de activos (impairment). La divulgación del EBITDA ajustado tiene como objetivo proporcionar información suplementaria sobre su capacidad de pago de deudas, de realización y mantenimiento de sus inversiones, así como de cubrir necesidad de capital de giro. El EBITDA ajustado no es una medida definida por las prácticas contables internacionales (IFRS) y puede no ser comparable con el mismo indicador divulgado por otras empresas. 2 Ganancia (pérdida) neta por acción calculada con base en el promedio ponderado por la cantidad de acciones. 3 Margen Operativo basado en la ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos, excluyéndose la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados. 4 El margen del EBITDA ajustado es igual al EBITDA ajustado dividido por los ingresos de ventas.

5 El endeudamiento neto no fue calculado según las normas internacionales de contabilidad - IFRS y no debe considerarse aisladamente o en sustitución al endeudamiento total de largo plazo, calculado de acuerdo con el IFRS. El cálculo del endeudamiento neto no debe ser base de comparación con el endeudamiento neto de otras empresas. La Administración cree que la deuda neta es una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la gestión por la búsqueda de mejoras en el apalancamiento. 6 Capital de terceros neto de efectivo/inversiones financieras.  

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RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO R$ millones

(21.924) 3.900 (3.892) 30.677 8.761

23.007 6.202 5.148 28.467 62.824

2014 X 2013 (%) (195) (37) (176) 8 (86)

(451)

(1.095)

59

44.636

1.238

-

6.194 59.140

− 62.967

− (6)

2014 Ganancia (pérdida) neta Resultado financiero neto Impuestos a las ganancias Depreciación, agotamiento y amortización EBITDA Resultado de participaciones en inversiones Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados EBITDA ajustado

2013

 

Específicamente en 2014, la Compañía optó por excluir la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados del cálculo del EBITDA ajustado, por entender que este ítem no afecta la generación futura de caja, así como la posición actual de caja de la Compañía, contribuyendo asý, para prover una información más adecuada a respecto de su potencial de generación bruta de caja.

PRINCIPALES COTIZACIONES Y PRECIOS PROMEDIOS R$ millones 2014 Indicadores económicos y financieros Brent (US$/bbl) Dólar médio de venta (R$) Dólar final de venta (R$) Variación - Dólar final de venta (%) Selic - Taxa média (%) Indicadores de precios promedio Precios de los derivados básicos en el mercado interno (R$/bbl) Precio de venta – Brasil . Petróleo (US$/bbl) 7 . Gas natural (US$/bbl) Precio de venta - Internacional . Petróleo (US$/bbl) . Gas natural (US$/bbl) 7

2013

2014 x 2013 (%)

98,99 2,35 2,66 13,40 10,86

108,66 2,16 2,34 14,60 8,19

(9) 9 13 (1) 3

226,52

209,17

8

87,84 47,93

98,19 47,68

(11) 1

82,93 21.18

89,86 21.08

(8) 0

Promedio de los precios de las exportaciones y de los precios internos de transferencia de la Exploración & Producción para el Abastecimiento.

 

Volumen de ventas El volumen de ventas en el mercado interno fue el 4% superior, destacándose los siguientes productos: 

Diesel (aumento del 2%): mayor consumo en obras de infraestructura;

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

 

crecimiento de la flota de vehículos livianos a diesel (vans, pickups y SUV) y mayor consumo por parte de las termoeléctricas complementarias del Sistema Interconectado Nacional (SIN); Gasolina (aumento del 5%): crecimiento de la flota de vehículos asociado a la ventaja del precio de la gasolina con relación al etanol en diversos estados, además del aumento del consumo de las familias. Estos factores fueron parcialmente compensados por el aumento del tenor de etanol anhidro en la gasolina C del 20% al 25%; Oleo combustible (aumento del 21%): mayores entregas a térmicas complementarias en varios estados brasileños; y Gas natural (aumento del 9%): mayor demanda del sector eléctrico.

VOLUMEN DE VENTAS – mil barriles/día 2014 Diesel Gasolina Oleo combustible Nafta GLP Combustible de aviación Otros Total de derivados Alcoholes, nitrogenados renovables y otros Gas natural Total mercado nacional Exportación Ventas internacionales Total mercado internacional Total general

1.001 620 119 163 235 110 210 2.458 99 446 3.003 393 571 964 3.967

2013 984 590 98 171 231 106 203 2.383 91 409 2.883 395 514 909 3.792

2014 x 2013 (%) 2 5 21 (5) 2 4 3 3 9 9 4 (1) 11 6 5

 

Impairment Cambios en el contexto de los negocios de Petrobras, con la reducción de los ingresos operativos esperados en el futuro debido a la disminución de los precios del petróleo, a la devaluación del Real y al impacto de la "Operación Lava Jato", estimularon una revisión de las perspectivas futuras de la Compañía y, por consiguiente, llevaran a la necesidad de reducción en el ritmo de sus inversiones. Como resultado, la Compañía apuró impairment de R$ 44.636 millones en el ejercicio de 2014, principalmente en activos de: i) refinación en el país (R$ 30.976 millones), debido a la evaluación de los proyectos del segundo tren de la Refinaria Abreu e Lima (RNEST) y del Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (COMPERJ) por separado de la unidad generadora del efectivo de la refinación, considerándose el aplazamiento de esos proyectos por un largo periodo, generada por medidas de

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preservación del efectivo y problemas en la cadena de proveedores en consecuencia de las investigaciones de la “Operación Lava Jato”. Las pérdidas resultaron de problemas de planificación de los proyectos, utilización de tasa de descuento con mayor premio de riesgo, aplazamiento de la expectativa de entrada de efectivo, y menor crecimiento económico. ii) exploración y producción de petróleo y gas natural (R$ 10.002 millones), reflejo de la baja de los precios del petróleo; y iii) petroquímica (R$ 2.978 millones), como resultado del escenario de reducción de la demanda y los márgenes.

"Operación Lava Jato" y sus reflejos en la Compañía La Compañía reconoció en el tercer trimestre de 2014 una baja en el monto de R$ 6.194 millones de gastos capitalizados, referentes a valores que Petrobras pagó adicionalmente en la adquisición de activos de propiedad, planta y equipo en períodos anteriores. Según testimonios obtenidos en el ámbito de investigaciones criminales conducidas por las autoridades brasileñas, que se tornaron públicos a partir de octubre de 2014, altos ejecutivos de Petrobras entraron en colusión con contratistas, proveedores y otros involucrados para establecer un cártel que, entre 2004 y abril de 2012, sistemáticamente impuso gastos adicionales en las compras de activos de propiedad, planta y equipo por la Compañía. Dos exdirectores de la Compañía y un exgerente executivo, que no trabajan para Petrobras desde abril de 2012, estaban envueltos en este esquema de pagos indebidos. Los valores pagos adicionalmente por la Compañía fueron utilizados por contratistas, proveedores e intermediarios actuando en nombre de estas empresas para financiar pagos indebidos a partidos políticos, políticos elegidos u otros agentes políticos, empleados de contratistas y proveedores, los exempleados de Petrobras, y otros envueltos en el esquema de pagos indebidos. La Compañía no realizó cualquier pago indebido. Petrobras cree que los valores que fueron pagos en exceso en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos no deberían haber sido incluidos en el costo histórico de su propiedad, planta y equipo. Sin embargo, la Compañía no consigue identificar específicamente los valores de cada pago realizado en el alcance de los contratos con las contratistas y los proveedores que tienen gastos adicionales, o los períodos en que tales pagos adicionales ocurrieron. Por lo tanto, Petrobras desarrolló una metodología para estimar el monto total de gastos adicionales incurridos en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos para determinar el valor de las bajas a ser realizadas, representando en cuanto sus activos están sobrevalorados como resultado de gastos adicionales cobrados por proveedores y contratistas, y utilizados por ellos para realizar pagos indebidos.

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El efecto total de los ajustes apurados, por área de negocio, es presentado a continuación: R$ millones Exploración & Producción Abastecimiento Gas & Energía Biocombustible Distribución Internacional Total

1.969 3.427 652 23 23 100 6.194

 

Detalles de la metodología utilizada para el ajuste, bien como otras informaciones sobre la “Operación Lava Jato” están disponibles en la nota explicativa 3 de los Estados Financieros.  

Resultados Consolidados La Compañía presentó pérdida consolidada de R$ 21.587 millones, que, en relación a la ganancia del ejercicio de 2013, R$ 23.570 millones, refleja principalmente los siguientes factores:

Ganancia bruta Ganancia bruta superior en 15% (R$ 10.542 millones), con destaque a: 

Ingresos de ventas de R$ 337.260 millones, el 11% superior a 2013 debido a: 

Mayores precios en las ventas de derivados en el mercado interno debido a los reajustes de diesel y gasolina en 2013 y el 7 de noviembre de 2014 y al efecto de la depreciación cambiaria (9%) sobre los precios de los derivados vinculados al mercado internacional, además dos mayores precios de energía y gas natural; y



Aumento de la demanda de derivados en el mercado interno (3%), principalmente diesel (2%), gasolina (5%) y óleo combustible (21%), y mayor volumen de petróleo exportado (12%), parcialmente compensados por la menor exportación de derivados (15%).



Costo de ventas de R$ 256.823 millones, el 9% superior a 2013, retratando: 

Efecto de la depreciación cambiaria sobre los gastos por importaciones y participaciones gubernamentales;



Aumento del 3% en el volumen de ventas de derivados en el mercado interno y mayor volumen de importación de gas natural licuado (GNL) para suplir la

63

demanda; y 

Mayores gastos de adquisición de energía eléctrica debido al aumento del precio de liquidación de las diferencias (PLD).

Pérdida neta antes del resultado financiero, participación y impuestos Pérdida neta antes del resultado financiero, participación y impuestos de R$ 21.322 millones, comparada con la ganancia de R$ 34.364 millones en 2013, generado por: 

Impairment de activos (R$ 44.636 millones);



Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados (R$ 6.194 millones);



Provisión de pérdidas con montos a cobrar del sector eléctrico (R$ 4.511 millones);



Bajas de los valores relacionados con la construcción de las refinerías Premium I y II (R$ 2.825 millones);



Provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (R$ 2.443 millones);



Provisión para abandono de áreas (R$ 1.128 millones);



Devolución de campos a la ANP (R$ 610 millones); y



Revisión del plan actuarial (R$ 505 millones).

Estos efectos fueron parcialmente compensados por el aumento de la ganancia bruta.

Resultado financiero neto Gasto financiero neto de R$ 3.900 millones, R$ 2.302 millones inferior debido a los siguientes efectos positivos: 

Reducción de la pérdida cambiaria sobre la menor exposición pasiva neta en dólares;



Ganancia cambiaria generada por la valorización del dólar en relación a otras monedas, principalmente en relación al euro;



Actualización monetaria de contingencia activa referente a los valores de PIS y COFINS pagados indebidamente sobre ingresos financieros entre febrero de 1999 hasta diciembre de 2002; y

64



Actualización monetaria de los contratos de confesión de deuda en relación a los montos a cobrar del sector eléctrico.

Eses efectos fueron compensados parcialmente por los mayores gastos de intereses debido al mayor endeudamiento.  

Resultado por Área de Negocio Petrobras es una compañía que opera de manera integrada, siendo que la mayor parte de la producción de petróleo y gas natural proveniente del área de Exploración y Producción se transfiere para otras áreas de la Compañía. En la verificación de los resultados por área de negocio se consideran las transacciones realizadas con terceros y entre compañías del Sistema Petrobras, además de las transferencias entre áreas de negocio, siendo estas evaluadas por precios internos de transferencia definidos con metodologías con base en parámetros de mercado. GANANCIA (PÉRDIDA) NETA CONSOLIDADA ATRIBUIBLE A LOS ACCIONISTAS DE PETROBRAS R$ millones

E&P Abastecimiento Gas & Energía Biocombustible Distribuición Internacional

2014

2013

32.264 (38.927) (936) (298) 1.185 (3.204)

42.213 (17.734) 1.256 (254) 1.813 3.648

2014 x 2013 (%) (24) 120 (175) 17 (35) (188)

 

Exploración & Producción La reducción de la ganancia neta resultó del reconocimiento de la reducción al valor recuperable de activos (impairment), de la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados, de la provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV), de la provisión para abandono de áreas, de las bajas de activos por devolución de campos y de los mayores gastos en depreciación de equipos, mantenimiento e intervención de pozos, fletamentos de plataformas, materiales y personal, además del hecho del año anterior haberse beneficiado por la ganancia obtenida con la venta de la participación total en el proyecto offshore Parque das Conchas (BC-10). Estos factores fueron compensados parcialmente por el aumento de la producción de petróleo y LGN (5%).

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El spread entre el precio medio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización media del Brent aumentó de US$ 10,47/bbl en 2013 a US$ 11,15/bbl en 2014.

Abastecimiento El aumento de la pérdida resultó de la reducción al valor recuperable de activos (impairment), de la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados, de las bajas de los valores relacionados con la construcción de las refinerías Premium I y II y de la provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV), compensados parcialmente por los mayores precios medios de realización de derivados, debido a los reajustes en los precios del diesel y de la gasolina a lo largo de 2013 y 2014, y por la mayor producción de derivados (2%).

Gas y Energía La pérdida resultó de los mayores costos de importación de GNL y de gas natural para suplir la demanda del sector termoeléctrico, del reconocimiento del acuerdo referente a la ejecución del contrato de importación de gas natural boliviano, de la provisión para pérdidas sobre los montos a cobrar del sector eléctrico, de la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados y de la provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV), compensados parcialmente por los mayores precios medios de realización de energía eléctrica, debido al menor nivel de los reservatorios y consecuente elevación del PLD, y de la ganancia obtenida con la venta de la participación total en la empresa Brasil PCH S/A (R$ 646 millones).

Biocombustible El aumento de la pérdida resultó, principalmente, de las mayores pérdidas en participaciones en invertidas del sector de biodiesel y de la provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV). Estos efectos fueron parcialmente compensados por la reducción de las pérdidas en las operaciones de biodiesel y por el menor ajuste al valor de mercado de los inventarios.

Distribución La reducción de la ganancia neta resultó de los mayores gastos de ventas debido a la provisión para pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico y a la provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV), compensados parcialmente por los aumentos en el volumen de ventas y en los márgenes medios de comercialización de combustibles.

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Internacional La pérdida resultó del reconocimiento de la reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) referentes a las actividades de E&P en Estados Unidos y Bolivia y de refinación en Japón, ocasionada principalmente por la reducción de los precios internacionales de petróleo y derivados, además de la provisión para pérdidas en inversiones en Venezuela, Ecuador y África. Además, hubo mayor provisión para reducción a valor de mercado de los inventarios en Japón y menor ganancia bruta, principalmente en las operaciones de E&P, resultante de las desinversiones ocurridas y de la reducción del precio de los commodities. También hubo ganancia de 2013 con la venta del 50% de la participación societaria en las empresas de África. Estos efectos fueron en parte compensados por las ganancias provenientes de las ventas de activos en Perú y de activos terrestres en Colombia, concluidas en 2014.

Liquidez y Recursos de Capital ESTADO DE LOS FLUJOS DE EFECTIVO R$ millones 2014 Disponibilidades ajustadas al início del período 8 Títulos públicos federales y time deposits al início del período Efectivo y equivalentes al efectivo al início del período

2013

46.257 (9.085) 37.172

48.497 (20.869) 27.628

Efectivo neto generado en las actividades operativas Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión Inversiones en segmentos de negócio Venta de activos (desinversiones) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (=) Flujo de efectivo neto

62.241 (85.208) (81.795) 9.399 (12.812) (22.967)

56.210 (76.674) (98.038) 8.383 12.981 (20.464)

Financiaciones y préstamos, netos Captaciones Amortizaciones Dividendos pagados a los accionistas Participación de accionistas no controlantes Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período

35.134 72.871 (37.737) (8.735) (250) 3.885 44.239

33.176 83.669 (50.493) (5.776) (137) 2.745 37.172

24.707 68.946

9.085 46.257

Títulos públicos federales y time deposits al final del período Disponibilidades ajustadas al final del período 8 8

Las disponibilidades ajustadas incluyen títulos federales e inversiones financieras en el exterior en time deposits de instituciones financieras de primera línea con vencimientos superiores a 3 meses a partir de la fecha de aplicación, considerándose la expectativa de realización de esas inversiones a corto plazo. Las disponibilidades ajustadas no fueron calculadas según las normas internacionales de contabilidad y no deben ser consideradas aisladamente ni en reemplazo de efectivo y equivalentes al efectivo determinados en IFRS. Las disponibilidades ajustadas no deben ser base de comparación con las de otras empresas, sin embargo, la administración cree que son una información complementaria que ayuda a los inversionistas a evaluar la liquidez y auxilia en la gestión del apalancamiento.

 

Al 31 de diciembre de 2014, efectivo y equivalentes de efectivo aumentó 19% con relación al 31 de Diciembre de 2013. Las disponibilidades ajustadas crecieron el 49%. La principal necesidad de recursos en 2014 fue para financiar las inversiones en áreas de negocio y pagar dividendos. Dichos recursos fueron proporcionados por una generación de caja operativa de R$ 62.241 millones, captaciones netas por el monto de R$ 35.134 millones y desinversiones de R$ 9.399 millones.

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La generación operativa de efectivo aumentó el 11% con relación a 2013, principalmente motivada por el aumento en la ganancia bruta y reducción del saldo de inventario (R$ 5.979 millones). Las inversiones en los negocios de la Compañía fueron el 17% inferiores en 2014, con destaque para el retroceso en las inversiones en el área de abastecimiento (R$ 10.272 millones) y en el área de E&P (R$ 3.743 millones). Los recursos originados en la venta de activos fueron de R$ 9.399 millones, principalmente debido a la venta de las empresas Petrobras Energía Perú, Brasil PCH, Innova y Gasmig. El volumen de captaciones realizadas en 2014, netas de amortizaciones, fue de R$ 35.134 millones, con destaque para las emisiones de notes en el mercado de capitales de US$ 13,6 mil millones, además de las captaciones a largo plazo en el mercado bancario en Brasil y el exterior. La capacidad de la Compañía para invertir sus recursos disponibles se ha visto limitada por la reducción de los ingresos operacionales que se esperan en el futuro debido a la disminución de los precios del petróleo y debido a la devaluación del Real, generando el aumento de la necesidad de efectivo para cubrir el servicio de su deudas en moneda extranjera a corto plazo. Además, por varias razones, incluyendo el entorno económico actual del Brasil, Petrobras no ha sido capaz de acceder al mercado de capitales. Como resultado, la Compañía decidió recientemente por el aplazamiento de proyectos que fueron impactados por complicaciones derivadas de insolvencia de los proveedores, además de la falta de proveedores calificados disponibles (resultante principalmente de las investigaciones de la “Operación Lava Jato”). En su estrategia de ampliar las fuentes de financiación y como alternativa al contexto actual, la Compañía ha buscado acceso al mercado bancario de Asia y, en 2015, considera utilizar fuentes tradicionales de financiación (bancos, las ECAs y el mercado de capitales) para capturar los recursos necesarios. Además, el programa de desinversión de US$ 13,7 mil millones contribuirá a la satisfacción de las necesidades de liquidez.

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Endeudamiento La deuda consolidada, en relación con los préstamos y financiaciones en el país y en el extranjero, alcanzó R$ 351.035 millones, como se muestra a continuación: ENDEUDAMIENTO CONSOLIDADO R$ millones Financiaciones corrientes 9 Financiaciones a largo plazo 10 Total Efectivo y equivalentes al efectivo Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses) Disponibilidades ajustadas Endeudamiento neto Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) Pasivo total neto 11 Estructura de capital (Capital de terceros neto / pasivo total neto) Índice de endeudamiento neto/EBITDA ajustado

Δ%

31.12.2014

31.12.2013

31.565 319.470 351.035 44.239 24.707 68.946 282.089 48% 724.429

18.782 249.038 267.820 37.172 9.085 46.257 221.563 39% 706.710

68 28 31 19 172 49 27 9 3

57% 4,77

51% 3,52

6 36

 

U.S.$ millones Δ%

31.12.2014

31.12.2013

Financiaciones corrientes Financiaciones a largo plazo Total

11.884 120.274 132.158

8.017 106.308 114.325

48 13 16

Endeudamiento neto

106.201

94.579

12

9

Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$ 42 millones al 31.12.2014 y R$38 millones al 31.12.2013).

10 11

Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$ 148 millones al 31.12.2014 y R$171 millones al 31.12.2013). Pasivo total neto de disponibilidades ajustadas .

 

El endeudamiento neto del Sistema Petrobras en Reales aumentó el 27% con relación al 31 de diciembre de 2013, como resultado de captaciones a largo plazo y del impacto de la depreciación cambiaria del 13,4%.

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Obligaciones Contractuales La siguiente tabla resume nuestras obligaciones contractuales y compromisos pendientes consolidados en 31.12.2014: OBLIGACIONES CONTRATUALES R$ millones Pagos con vencimiento por período

Pagamentos com vencimento por Período

Elementos del balance general:12 Obligaciones de deuda Con la transferencia de beneficios, riesgos y controles de activos Provisiones para desmantelamiento de áreas Total de elementos en el balance general Otros compromisos contratuales Gas natural ship o pay Servicios contratados Compromiso de compra de gas natural Sin transferencia de beneficios, riesgos y controles de activos Compromisos de compra Total de otros compromisos Total

Total

2015

20162019

2020 em diante

350.845 190 21.958 372.993

31.523 12 1.181 32.716

176.645 41 1.580 178.266

142.677 137 19.197 162.011

10.529 240.374 27.311 314.505 74.240 666.959 1.039.95 2

1.876 77.278 4.714 38.898 39.758 162.524

7.433 100.078 17.396 102.262 31.870 259.039

1.220 63.018 5.201 173.345 2.612 245.396

195.240

437.305

407.407

12 No incluye las obligaciones por beneficios post-empleo. Ver notas explicativas nº 22 de los Estados Financieros Consolidados de 2014.  

Activos y Pasivos sujetos a la variación cambiaria La Compañía tiene activos y pasivos sujetos a variaciones de monedas extranjeras, cuya principal exposición es el real con relación al dólar estadounidense y el dólar estadounidense en relación al euro. A partir de mediados de mayo de 2013, la compañía extendió la contabilidad de hedge para protección de exportaciones futuras altamente probables. Al 31 de diciembre de 2014, estaban designados, como instrumentos de protección, obligaciones en monto de US$ 50.858 millones (R$ 135.088 millones), correspondiendo a 70% de la exposición cambiaria, según el cuadro abajo: CAMBIO DEL VALOR DE REFERENCIA (PRINCIPAL) US$ millones 40.742

Cantidades designadas en 31 de diciembre de 2013 Nuevos instrumentos de hedge designados Realización de las exportaciones  Amortización de venda  Cantidades designadas en 31 de diciembre de 2014

22.330 (5.764) (6.450) 50.858

 

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Al 31 de diciembre de 2014, el resultado de variación cambiaria que está registrado en “otros resultados integrales”, en patrimonio neto, fue R$ 26.670 millones (R$ 17.602 millones, neto de impuesto diferido). Los saldos de activos y pasivos en moneda extranjera de subsidiarias y controladas en el exterior no son inseridos en la exposición a continuación, cuando se realizan en monedas equivalentes a sus respectivas monedas funcionales. Al 31 de diciembre de 2014, la exposición neta de la Compañía es pasiva. Por lo tanto, una apreciación del real ante las demás monedas genera ingresos por variación cambiaria, mientras que una depreciación del real representa un gasto de variación cambiaria. ITENS R$ millones 31.12.201 31.12.201 4 3 Activo

30.600 (222.279 ) 135.088 (56.591)

Pasivo Contabilización de Hedge Total

16.853 (150.581 ) 95.443 (38.285)

 

Impuestos y Participaciones Gubernamentales La contribución económica de Petrobras, medida por medio de la generación de impuestos, tasas y contribuciones sociales, ascendió a R$ 71.247 millones. IMPUESTOS Y CONTRIBUCIONES R$ millones 2014 Contribución económica - Brasil

47.99 1 16.18 3 (5.635 ) 6.153 64.69 2 6.555 71.24 7

ICMS PIS/COFINS Impuesto sobre la Renta y Contribución Social Otros Subtotal - Brasil Contribución económica - Internacional

2013 43.38 3 15.85 1 4.580 4.773 68.58 7 6.135 74.72 2

2014 x 2013 (%)

11 2 (223) 29 (6) 7 (5)

 

La estabilidad en las participaciones gubernamentales en Brasil reflejó el efecto de la caída del 2% en el precio medio de referencia del petróleo nacional, siendo R$/bbl 203,41 (US$/bbl 87,14) en el período de enero a diciembre de 2014 contra R$/bbl 208,40 (US$/bbl 96,59) en el mismo período de 2013, que compensó los efectos del aumento de la producción.

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PARTICIPACIONES GUBERNAMENTALES R$ millones

Brasil Royalties Participación especial Retención de áreas Subtotal - Brasil Internacional Total

2014

2013

15.474 14.803 164 30.441 1.148 31.589

15.057 15.161 170 30.388 913 31.301

2014 x 2013 (%) 3 (2) (4) − 26 1

 



Glosario Bioelectricidad: energía eléctrica generada a partir de materia prima biológica renovable (biomasa). La bioelectricidad de Petrobras Biocombustível producida en complejos de generación eléctrica adjuntos a usinas de etanol, que utilizan el bagazo de la caña de azúcar como entrada en producción de energía. Bioproductos: también llamados de químicos renovables, son productos comerciales obtenidos de materia prima biológica renovable (biomasa), por medio de procesos dedicados (ex: plásticos verdes) o como coproductos del proceso de fabricación de biocombustibles (ej.: glicerina y ácidos orgánicos). BioQAV: querosene hecho a partir materias-primas renovables y que permite mezcla con querosene derivado de petróleo (actualmente, autorizada en hasta un 50%) sin exigir cambios operaciones y de proyecto de las turbinas. Boe/d: barris de oleo equivalente por dia. Brent: oleo utilizado como una de las principales referencias del mercado internacional de petróleo. Los contratos de Brent Datado o sus derivados en el mercado financiero referencia varios contratos de compra y venta de petróleo en el mundo. Ciclo combinado: turbinas a gas y a vapor asociadas en una única planta, ambas generando energía eléctrica desde la quema del mismo combustible. Para eso, el calor existente en los gases de escape de las turbinas a gas es recuperado, produciendo el vapor necesario para el accionamiento de la turbina. Ciclo simple: turbina operando aisladamente. Condensado: mezcla de hidrocarbonetos en estado gaseoso en el reservatorio que se vuelve liquida en la superficie, en condiciones atmosféricas normales. Destilados medios: productos hechos a partir del petróleo como gasoil, querosene, naftas y combustible de aviación.

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Diesel S-10: combustible con 10 ppm (partes por millón), tipo Euro V (de elevada calidad y bajísimo teor de azufre) y que sigue especificaciones internacionales. Etanol de segunda generación (2G): etanol de residuos agrícolas, que se obtiene por intermedio de la fermentación de los azucares de la estructura celulosica del bagazo caña de azúcar. El producto final es químicamente idéntico al etanol de 1ª generación (de maíz) o avanzado (de cana). El diferencial de esta tecnología es aumentar la producción de etanol en la misma hectárea de tierra, con grande reducción de emisión de CO2 en comparación a los biocombustibles de primera generación. Finalización: fase de la exploración del petróleo en la cual se instala, en el pozo, el equipo necesario para traer a la superficie, controladamente, los fluidos deseados y permitir la instalación de equipos de monitoreo en el pozo. Finalización inteligente: Conjunto de operaciones destinadas a revestir y equipar el pozo para producción o inyección de agua o de gas, utilizándose diferentes sensores de monitoreo de pozo y válvulas con actuación remota para control del flujo producido o inyectado. FPSO: navío con capacidad para producir, almacenar y fluir petroleo y/o gas natural para navíos aliviadores. Gás natural rico (o húmedo): gas con compuestos más pesados que el propano, constituido por las fracciones de GLP y gasolina natural. Gasóleo suave: una de las fracciones intermedias del Petróleo. En la torre de destilación atmosférica las fracciones se subdividen de acuerdo con su punto de ebullición. Las fracciones intermedias del petróleo, como gasóleo ligero, queroseno y gasolina, salen en la parte de medio de la torre de destilación atmosférica. Gasolina A: combustible producido en refinarías y compuesto 100% por petróleo. Gasolina C: gasolina con adicción de etanol anidro, destinada al consumidor final. Green Diesel: diesel hecho a partir de materias primas renovables y que puede mezclarse en cualquier proporción con el derivado de petróleo sin exigir cambio en los motores. El proceso de producción de green diesel de Petrobras Biocombustívelen parecería con Galp genera un combustible limpio y similar en términos energéticos al diesel derivado de petróleo. Impairment: pérdida en el valor de recuperación de activos. Indice de reposición de reservas: mide el reemplazo de la producción por adiciones de reservas, extensiones, revisiones de estimativas o perfeccionamiento de recuperación.

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Indice de reserva/producción: mide la longevidad de las reservas probadas actuales considerando constante el nivel de producción. Intermedio: petróleo que sufrió algún proceso de refino pero aún no es producto final. Así, es refinado (procesado) una vez más, hasta que se transforme en derivado. Master Sales Agreement: contrato no vinculante que contiene los términos y condiciones generales para compra y venta de gas natural licuado. Oleo-ganancia: volumen de oleo producido deducido aquel necesario para pagar los costos e impuestos. Plan de evaluación de descubierta (PAD): documento que contiene el conjunto de operaciones a realizarse en un área en donde ocurrió una descubierta para evaluarse su viabilidad económica. Un PAD debe ser sometido por el concesionario para aprobación de la Agencia Reguladora de la Industria de Petróleo y Gas. Reexportación: operación en la cual una carga de gas natural licuado es importada y posteriormente exportada al país. Ring fence: área de exploración contigua a un campo donde ya hubo descubiertas anteriores. Sello Combustible Social: concedido por el Ministerio de Desarrollo Agrário para el productor de biodiesel que utiliza materia prima proveniente de agricultura familiar. Shale oil/gas: engloba indistintamente todas las rocas generadoras (folhelhos sílticos, folletos silicosos, siltitos arcillosos y margas) que se portan como fuente, reservatorio y estampilla de petróleo. Su producción demanda lo empleo de fracturamiento hidráulico. Tight Oil: petróleo producido a partir del esquisto, o de cualquier otra roca cuya permeabilidad sea muy baja, utilizándose técnicas similares a la de producción de gas de pizarra, como la perforación horizontal o la fractura hidráulica. La producción de tight oil es considerada un tipo no convencional de producción de petróleo. WTI: la sigla WTI significa West Texas Intermediate y se la utiliza para designar la corriente que reune la producción convencional terrestre de petróleos livianos y de bajo teor de azufre de la región del PADD3, en Estados Unidos. El WTI es una de las principales referencias para contratos de compra y venta de petróleo en la Bacía del Atlantico y es considerado como una referencia global para el mercado del petróleo.

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