Según presentación ante la Comisión de Valores de los Estados Unidos (SEC) el 27 de abril de 2016 COMISIÓN DE VALORES DE LOS ESTADOS UNIDOS (SEC) WASHINGTON, D.C. 20549
FORMULARIO 20-F INFORME ANUAL DE CONFORMIDAD CON EL ARTICULO 13 o 15(d) DE LA LEY DEL MERCADO DE VALORES (SECURITIES EXCHANGE ACT) DE 1934 Ejercicio Económico finalizado el 31 de diciembre de 2015
Número de Registro en la Comisión: 001-15106 Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras (Razón Social exacta del declarante tal como figura en sus Estatuto) Brazilian Petroleum Corporation – Petrobras (Razón Social del declarante en inglés) República Federativa del Brasil (Jurisdicción de constitución u organización) Avenida República do Chile, 65 20031-912 – Rio de Janeiro – RJ Brasil (Domicilio de la sede social) Ivan de Souza Monteiro Diretor Executivo Financeiro y de Relación con los inversores (55 21) 3224-2401 –
[email protected] Avenida Republica do Chile 65 – Piso 23 20031-912 – Rio de Janeiro – RJ - Brasil (Nombre, teléfono, e-mail y/o fax y domicilio de la persona de contacto de la compañía) Títulos registrados o a registrar de conformidad con el Artículo 12(b) de la Ley:
Título de cada clase: Acciones ordinarias de Petrobras, sin valor nominal* American Depositary Shares (ADS) de Petrobras (representadas por American Depositary Receipts (ADR)), que representan 2 acciones ordinarias cada una Acciones preferidas de Petrobras, sin valor nominal* American Depositary Shares (ADS) de Petrobras (representadas por American Depositary Receipts (ADR)), que representan 2 acciones preferidas cada una Obligaciones Globales de PGF (sucesor de PifCo) al 6,125% con vencimiento en 2016 Obligaciones Globales de PGF (sucesor de PifCo) al 3,500% con vencimiento en 2017 Obligaciones Globales de PGF (sucesor de PifCo) al 5,875% con vencimiento en 2018 Obligaciones Globales de PGF (sucesor de PifCo) al 7,875%, con vencimiento en 2019 Obligaciones Globales de PGF (sucesor de PifCo) al 5,750%, con vencimiento en 2020 Obligaciones Globales de PGF (sucesor de PifCo) al 5,375%, con vencimiento en 2021 Obligaciones Globales de PGF (sucesor de PifCo) al 6,875% con vencimiento en 2040 Obligaciones Globales de PGF (sucesor de PifCo) al 6,750% con vencimiento en 2041 Obligaciones Globales de PGF al 2,000% con vencimiento en 2016 Obligaciones Globales de PGF al 3,000% con vencimiento en 2019 Obligaciones Globales de PGF al 4,375% con vencimiento en 2023 Obligaciones Globales de PGF al 5,625% con vencimiento en 2043 Tasa Variable Obligaciones Globales de PGF con vencimiento en 2016 Tasa Variable Obligaciones Globales de PGF con vencimiento en 2019 Obligaciones Globales de PGF al 3,250% con vencimiento en 2017 Obligaciones Globales de PGF al 4,875% con vencimiento en 2020 Obligaciones Globales de PGF al 6,250% con vencimiento en 2024 Obligaciones Globales de PGF al 7,250% con vencimiento en 2044 Tasa Variable Obligaciones Globales de PGF con vencimiento en 2017 Tasa Variable Obligaciones Globales de PGF con vencimiento en 2020 Obligaciones Globales de PGF al 6,850% con vencimiento en 2115 *
Nombre de las Bolsas en que cotiza: Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)* Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)* Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)
No para negociación, sino sólo en relación con el registro de American Depositary Shares, de conformidad con lo dispuesto por la Bolsa de Valores de Nueva York.
Títulos registrados o a registrar de conformidad con el Artículo 12(g) de la Ley: Ninguno Títulos respecto de los cuales existe obligación de presentar información de conformidad con el Artículo 15(d) de la Ley: Ninguno Cantidad de acciones en circulación de cada clase de Petrobras al 31 de diciembre de 2015: 7.442.454.142 acciones ordinarias de Petrobras, sin valor nominal 5.602.042.788 acciones preferidas de Petrobras, sin valor nominal Indique con una X si el declarante es un emisor experimentado y reconocido, tal como se define en la Norma 405 de la Ley de Títulos Valores. Si ⌧ No Si este informe es un informe anual o intermedio, indique con una X si el declarante está exento de la presentación de informes de conformidad con el Artículo 13 o 15(d) de la Ley del Mercado de Valores de 1934. Si No ⌧ Indique con una X si el declarante (1) ha presentado todos los informes exigidos por el Artículo 13 o 15(d) de la Ley del Mercado de Valores de 1934 durante los 12 meses anteriores (o durante el período menor en que se exigió que el declarante presentara tales informes), y (2) ha estado sujeto a tal exigencia de presentar informes durante los últimos 90 días. Si ⌧ No Indique con una X si el declarante ha presentado por medios electrónicos y ha publicado en el sitio web de la compañía, si lo hubiera, los Archivos de Datos Interactivos exigidos por la Norma 405 de la Reglamentación S-T (art. 232.405 de este capítulo) durante los 12 meses anteriores (o durante el período menor en que se exigió que el declarante presentara y publicara tales archivos) Si ⌧ No Indique con una X si el declarante está sujeto a la condición de “large accelerated filer” (presentación acelerada para compañías de gran capitalización), “accelerated filer” (presentación acelerada) o “non-accelerated filer” (presentación normal). Véase la definición de “accelerated filer” en la Norma 12b-2 de la Ley del Mercado de Valores (indique uno): Large accelerated filer ⌧ Accelerated filer Non-accelerated filer Indique con una X los criterios contables utilizados por el declarante en la confección de los estados financieros incluidos en esta presentación: GAAP de los EE.UU. Normas Internacionales para Presentación de Informes Financieros emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB) ⌧ Otros En el caso de haber indicado “Otros” en la respuesta a la pregunta anterior, indique con una X el item que el declarante ha decidido elegir en relación con los estados financieros. Item 17 Item 18 Si éste es un informe anual, indique con una X si el declarante es una sociedad sin actividad (shell company) (según se define en la Norma 12b-2 de la Ley del Mercado de Valores) Sí No ⌧
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INDICE Pág.
Declaraciones Prospectivas ...........................................................................................................................................5 Glosario de Determinados Términos Utilizados en este Informe Anual .......................................................................7 Tabla de Conversión ....................................................................................................................................................14 Abreviaturas ................................................................................................................................................................15 Presentación de las Informaciones Financieras y otras Informaciones ...................................................................... 16 Presentación de Información Relativa a Reservas .......................................................................................................17
PARTE I Item 1. Item 2. Item 3.
Item 4.
Item 4A. Item 5
Item 6.
Identificación de los Consejeros, Alta Administración y Consultores ....................................................18 Estadísticas de Oferta y Cronograma Estimado .....................................................................................18 Informaciones Relevantes ......................................................................................................................18 Datos Financieros Seleccionados ...................................................................................................18 Factores de Riesgo ..........................................................................................................................21 Información sobre la compañía .............................................................................................................41 Historia y Desarrollo........................................................................................................................41 Descripción General del Grupo .......................................................................................................42 Exploración y Producción ................................................................................................................44 Refinación, Transporte y Comercialización .....................................................................................56 Distribución .....................................................................................................................................63 Gas y Energía ...................................................................................................................................64 Biocombustibles .............................................................................................................................73 Corporativo .....................................................................................................................................74 Estructura Organizacional ...............................................................................................................74 Activos Fijos.....................................................................................................................................75 Reglamentación de la Industria del Petróleo y Gas en Brasil ..........................................................76 Iniciativas en Seguridad, Medio Ambiente y Salud .........................................................................80 Seguro .............................................................................................................................................82 Información Adicional sobre Reservas y Producción ......................................................................83 Comentarios no resueltos del Personal .................................................................................................93 Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras ............................................................................93 Análisis de la Situación Financiera y de los Resultados de las Operaciones ...................................93 Información General .......................................................................................................................94 Volúmenes y Precios de Venta ........................................................................................................95 Efecto de los Impuestos sobre las Ganancias ................................................................................96 Inflación y Variación Cambial .........................................................................................................97 Resultados de las Operaciones .......................................................................................................98 información Adicional por Segmento de Negocio ......................................................................110 Liquidez y Recursos de Capital ......................................................................................................111 Obligaciones Contractuales ..........................................................................................................116 Estimaciones y Políticas Contables Críticas ...................................................................................116 Investigación y Desarrollo .............................................................................................................122 Tendencias ...................................................................................................................................124 Consejeros, Alta Administración y Empleados ....................................................................................126 Consejeros y Alta Administración ................................................................................................126 Remuneración ...............................................................................................................................131 Participación Accionaria ...............................................................................................................132 Comisión Fiscalizadora ..................................................................................................................132 Comité de Auditoría ......................................................................................................................133 Otros Comités ..............................................................................................................................134
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INDICE Pág.
Item 7.
Item 8.
Item 9. Item 10.
Item 11. Item 12.
Ombudsman..................................................................................................................................135 Empleados y Relaciones Laborales ...............................................................................................136 Principales Accionistas y Transacciones con Partes Relacionadas .......................................................140 Principales Accionistas ..................................................................................................................140 Transacciones con Partes Relacionadas .......................................................................................140 Informaciones Financieras ..................................................................................................................142 Estados financieros Consolidados y Otra Información Financiera ................................................142 Procesos Legales ...........................................................................................................................142 Comissiones Internas ....................................................................................................................144 Distribución de Dividendos ...........................................................................................................146 Oferta y Cotización en Bolsa ................................................................................................................146 Informaciones Adicionales ..................................................................................................................148 Actos Constitutivos y Estatuto ....................................................................................................148 Restricciones respecto de Titulares no Brasileños ........................................................................157 Transferencia del Control ..............................................................................................................157 Divulgación de la Titularidad del Accionista .................................................................................158 Contratos Significativos.................................................................................................................158 Controles de Divisas ....................................................................................................................168 Impuestos Relacionados con Nuestras ADRs y Acciones Ordinarias y Preferidas........................ 169 Impuestos Relacionados con las Obligaciones de PGF..................................................................178 Documentos Presentados .............................................................................................................183 Información Cualitativa y Cuantitativa sobre los Riesgos del Mercado ...............................................184 Descripción de Títulos que no sean Acciones ......................................................................................187 American Depositary Shares .........................................................................................................187
PARTE II Item 13. Item 14. Item 15.
Item 16A. Item 16B. Item 16C.
Item 16D. Item 16E. Item 16F. Item 16G.
Incumplimientos, Dividendos Impagos e Incumplimiento de Pago .....................................................188 Modificaciones Substanciales de los Derechos de los Tenedores de Títulos y Destino de los Fondos188 Controles y Procedimientos .................................................................................................................188 Controles y Procedimientos de Divulgación .................................................................................188 Informe de la Administración en relación con el Control Interno sobre los Estados Financieros 188 Cambios en los Controles Internos sobre los Estados Financieros ..............................................197 Experto Financiero del Comité de Auditoría ........................................................................................197 Código de Etica .....................................................................................................................................197 Principales Honorarios y Servicios Contables.......................................................................................198 Honorarios de Auditoría y de Otras Funciones .............................................................................198 Políticas y Procedimientos de Aprobación del Comité de Auditoría.............................................198 Normas de Cotización Relativas a los Comités de Auditoría - Exención ..............................................198 Adquisición de Acciones por parte del Emisor y Compradores Afiliados.............................................199 Cambio del Contador Certificante del Declarante ...............................................................................199 Gobierno Corporativo ..........................................................................................................................199
PARTE III Item 17. Estados financieros ..............................................................................................................................201 Item 18. Estados financieros ..............................................................................................................................201 Item 19. Anexos .................................................................................................................................................. 202 Firmas ........................................................................................................................................................................212
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DECLARACIONES PROSPECTIVAS Este informe anual incluye declaraciones prospectivas dentro del significado de la Sección 27A de la Ley 'Securities Act' de 1933, y sus alteraciones, o la Ley 'Securities Act', y la Sección 21E de la Ley 'Securities Exchange Act' de 1934, y sus alteraciones, o Ley 'Exchange Act', que no son basadas en hechos históricos y no son garantías de resultados futuros. Las declaraciones prospectivas contenidas en este informe anual, que abarcan nuestra expectativa de negocios y desempeño financiero, entre otros asuntos, contienen palabras como "creer", "esperar", "estimar", "anticipar", "pretender", "planear", "irá", "deberá", "podrá", "debía", "posiblemente", "probable", "potencial" y expresiones similares. Los lectores son orientados no depositar confianza indebida en esas declaraciones prospectivas, que hablan solamente desde la fecha en la que son hechas. No hay garantía de que los eventos estimados, tendencias o resultados vengan a ocurrir. Hicimos declaraciones prospectivas que abarcan, entre otras cosas: •
nuestra estrategia de marketing y expansión;
•
nuestras actividades de exploración y producción, incluyendo la perforación;
•
nuestras actividades relacionadas al refino, importación, exportación, transporte de petróleo, gas natural y derivados de petróleo, petroquímica, generación de energía, biocombustibles y otras fuentes de energía renovable;
•
nuestros dispendios de capital proyectados y direccionados y otros costos, compromisos e ingresos;
•
nuestra liquidez y fuentes de financiación;
•
nuestra estrategia de precios y desarrollo de fuentes de ingresos adicionales; y
•
el impacto, incluyendo el costo, de adquisición y desinversiones.
Nuestras declaraciones prospectivas no son garantías de desempeño futuro y están sujetas a hipótesis que pueden si revelar incorrectas y riesgos e incertidumbres difíciles de prever. Nuestros resultados reales pueden diferir materialmente de aquellos expresos o previstos en cualesquiera declaraciones prospectivas, en consecuencia de una variedad de factores y expectativas. Estos factores incluyen, pero no están limitados al siguiente: •
nuestra capacidad de obtener financiación;
•
condiciones económicas y empresariales generales, incluyendo petróleo bruto y otras commodities, márgenes de refino y tasas de cambio vigentes;
•
condiciones económicas globales;
•
nuestra capacidad de encontrar, adquirir u obtener acceso a reservas adicionales y desarrollar nuestras reservas actuales con éxito;
•
incertidumbres inherente en el establecimiento de estimativas de nuestras reservas de petróleo y gas, incluyendo reservas de petróleo y gas descubiertas recientemente;
•
competencia;
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•
dificultades técnicas en la operación de nuestros equipos y en la prestación de nuestros servicios;
•
alteraciones o inobservancia de leyes o reglamentos, incluyendo en lo que dice respeto a actividades fraudulentas, corrupción y soborno;
•
recibimiento de aprobaciones y permisos gubernamentales;
•
acontecimientos políticos, económicos y sociales internacionales y brasileños;
•
desastres naturales, accidentes, operaciones militares, actos de sabotaje, guerras o embargos;
•
el costo y disponibilidad de cobertura de seguro adecuada;
•
nuestra capacidad para implementar con éxito las ventas de activos bajo nuestro programa de desinversión;
•
el resultado de las investigaciones de corrupción en curso y cualesquiera nuevos hechos o informaciones que puedan surgir con relación a la "investigación Lava Jato";
•
la eficacia de nuestros políticas y procedimientos de gestión de riesgo, incluyendo el riesgo operativo; y
•
litigio, tales como acciones de clase o ejecución u otros procedimientos instaurados por organismos gubernamentales y regulatorios.
Para lograr informaciones adicionales sobre factores que puedan hacer con que nuestros resultados reales difieran de las expectativas reflejas en las proyecciones, consulte "Factores de Riesgo" en el informe anual. Todas las proyecciones atribuidas a nosotros o a una persona actuando en nuestro nombre son cualificadas en su totalidad en esta declaración cautelar. No asumimos ningún deber de actualizar públicamente o revisar cualesquiera proyecciones, sea en consecuencia de nuevas informaciones o eventos futuros o por cualquiera otro motivo. Los datos de reservas de petróleo bruto y gas natural presentados o descritos en este informe anual son apenas estimativos y nuestra producción, ingresos y gastos reales con relación a nuestras reservas pueden materialmente diferir de esas estimativas.
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GLOSARIO DE DETERMINADOS TÉRMINOS UTILIZADOS EN ESTE INFORME ANUAL A menos que el contexto indique lo contrario, los siguientes términos tienen los significados que se muestra a continuación: ADR .......................................
American Depositary Receipt
ADS .......................................
American Depositary Share
Aguas Profundas ...................
Entre 300 y 1.500 metros (984 y 4.921 pies) de profundidad.
Aguas Ultraprofundas ...........
Encima de 1.500 metros (4.921 pies) de profundidad.
AMS.......................................
Nuestro plan de salud (Asistencia Multidisciplinaria de Salud)
ANEEL ....................................
Agencia Nacional de Energía Eléctrica, o ANEEL, es la agencia federal que regula el sector eléctrico en Brasil.
ANP .......................................
Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, o ANP, es la agencia federal que regula el sector de petróleo, gas natural y combustibles renovables en Brasil.
API .........................................
Medida estándar de densidad de aceite, desarrollada por el Instituto Americano de Petróleo.
Área de Exploración ..............
Una región en Brasil bajo un contrato de regulación sin una acumulación de hidrocarburos conocida o con una acumulación de hidrocarburos que no ha sido declarada comercial.
Bahiagás................................
Companhia de Gás da Bahia, la empresa de distribución de gas natural del Estado de Bahia.
Banco do Brasil .....................
Banco do Brasil S.A.
Bank of New York Mellon .....
The Bank of New York Mellon, actúa como depositario de las ADSs que representan acciones ordinarias y preferidas.
Barriles ..................................
Medida estándar de volumen de petróleo bruto.
BNDES ...................................
El Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (el Banco de Desarrollo de Brasil).
BEAR .....................................
The Bear Insurance Company Ltd, nuestra subsidiaria aseguradora Bermudian.
BMF&BOVESPA .....................
Bolsa de Valores de São Paulo
Braskem ................................
Braskem S.A.
BSR ........................................
Boyas de Sustentación de Riser
Câmara de Arbitragem do Mercado ...............................
Cámara de arbitraje controlada y mantenida por la BMF&BOVESPA.
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CCEE ......................................
Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica.
CDB .......................................
El Banco de Desarrollo de China.
CEG Rio .................................
Gas Natural Fenosa, la empresa de distribución de gas natural del Estado de Rio de Janeiro.
Central Depositária ..............
La Central Depositária de Ativos e de Registro de Operações do Mercado, que sirve como custodio de las acciones ordinarias y preferidas (incluyendo aquellas representadas por ADSs), en nombre de nuestros accionistas.
CGDU ....................................
El Controladoria Geral da União (La Oficina del Inspector General de la Unión), o CGDU, es un organismo consultivo de la Presidencia de la República, responsable por auxiliar en cuestiones relacionadas con la protección del patrimonio público y con la mejoría de la transparencia en el Poder Ejecutivo brasileño, a través de actividades de control interno, auditoría pública, y la prevención y combate de la corrupción, entre otros.
CMN ......................................
El Conselho Monetário Nacional (Consejo Monetario Nacional), o CMN, es la más alta autoridad del sistema financiero brasileño, responsable por la formulación de la política monetaria y de crédito brasileño.
CNPE .....................................
El Conselho Nacional de Política Energética (Consejo Nacional de Política Energética), o CNPE, es un organismo consultivo del Presidente de la República que auxilia en la formulación de políticas y directrices de energía.
CNODC ..................................
CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda.
CNOOC ..................................
CNOOC Petroleum Brasil Ltda.
Comperj ................................
El Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro – Comperj (Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro)
CONAMA ...............................
Consejo Nacional del Medio Ambiente.
Condensado ..........................
Sustancias de hidrocarburo ligero producidas con gas natural, que condensan en líquido a la temperatura y presión normales.
Contrato de Cesión Onerosa
Un contrato por el cual el gobierno federal brasileño nos cede el derecho de explorar y producir petróleo, gas natural y otros hidrocarburos fluidos en áreas del presal especificadas en Brasil. Consulte el Ítem 10. "Informaciones adicionales Contratos Significativos – Contrato de Cesión Onerosa " También se conoce como el "Contrato de Cesión de Derechos".
COSO .....................................
Comité de las Organizaciones Patrocinadoras del Treadway.
COSO-ERM ............................
Comité de Organizaciones patrocinadoras de la Comisión de Negocios - Estructura Integrada de Gestión de Riesgo de Compañía
CVM ......................................
La Comissão de Valores Mobiliários (Comisión de Valores Mobiliarios del Brasil), o CVM.
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Destilación ............................
Un proceso por el cual los líquidos son separados o refinados por vaporización seguida por condensación.
D&M .....................................
DeGolyer and MacNaughton.
DoJ ........................................
Departamento de Justicia de los EE.UU.
Eletrobras .............................
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras
ERP ........................................
Enterprise Resource Planning - planificación de recursos empresariales.
Fitch ......................................
Fitch Ratings Inc., la agencia de calificación de riesgo.
FPSO ......................................
Unidad fluctuante de producción, almacenamiento y descarga.
Gaspetro ...............................
Petrobras Gás S.A.
GLP ........................................
Gas de petróleo licuado, el cual es una mezcla de hidrocarburos saturados e insaturados, con hasta cinco átomos de carbono, usado como combustible doméstico.
GNL .......................................
Gas natural licuado.
GSA .......................................
Acuerdo de suministro de gas a largo plazo, con la empresa estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
GTB .......................................
Gas Transboliviano S.A.
IASB.......................................
International Accounting Standards Board - Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad.
IBAMA ...................................
El Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables).
IBGC ......................................
El Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (Instituto Brasileño de Gobierno Corporativo)
IBGE ......................................
El Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (Instituto Brasileño de Geografía y Estadística).
IOF........................................
Imposto sobre Operações Financeiras (Impuesto sobre las operaciones financieras).
IPCA ......................................
El Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (Índice Nacional de Precios al Consumidor)
ISO ........................................
Organización Internacional para la Estandarización
Investigación Lava Jato .........
Consulte Ítem 3. "Informaciones Relevantes - Factores de Riesgo – Conformidad y Control de Riesgos " y Ítem 8.” Informaciones Financieras – Procesos Legales – Investigación Lava Jato”.
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LFTs .......................................
Letras Financeiras do Tesouro (Bonos del gobierno federal de Brasil).
LGNs ......................................
Líquidos de gas natural, que son sustancias de hidrocarburos ligeros producidas con el gas natural, que condensan en líquido a la temperatura y presión normales.
Mitsui ....................................
Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda.
MME .....................................
El Ministério de Minas e Energia (Ministerio de Minas y Energía) de Brasil.
Moody’s ................................
Moody’s Investors Service, Inc., la agencia de calificación de riesgo.
MPBM ...................................
El Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão (Ministerio de Planificación, Infraestructura y Gestión) de Brasil.
NYSE ......................................
Bolsa de Valores de Nueva York.
OHSAS ...................................
Occupational Health and Safety Management Systems
ONS .......................................
El Operador Nacional do Sistema Elétrico (Operador del Sistema Eléctrico Nacional) de Brasil.
Opep
Organización de los Países Exportadores de Petróleo
OSRL ......................................
The Oil Spill Response Limited
PDVSA ...................................
Petróleos de Venezuela S.A.
Pesa ......................................
Petrobras Argentina S.A.
Petróleo ................................
Petróleo bruto, incluyendo LGNs y condensados.
Petróleo sintético y gas sintético ................................
Una mezcla de hidrocarburos derivados de una actualización (es decir, químicamente alterados) betún natural de arenas bituminosas, kerógeno de esquisto bituminosos, o procesamiento de otras sustancias, tales como gas natural o carbón. Petróleo sintético puede contener azufre u otros compuestos no hidrocarburos y tienen muchas similitudes con el petróleo bruto.
Petróleo Brent ......................
Una de las principales clasificaciones para negociación de petróleo ligero, que sirve como referencia del precio para las compras de petróleo en el mundo.
Petróleo (bruto) Intermediario El petróleo bruto con densidad API superior a 22 ° e inferior a o igual a 31 °. .............................................. Petróleo (bruto) Ligero .........
El petróleo bruto con una densidad API mayor de que 31 °.
Petróleo (bruto) Pesado .......
El petróleo bruto con densidad API inferior o igual a 22 °.
Pesa ......................................
Petrobras Argentina S.A.
Petros....................................
Fondo de pensiones de los empleados de Petrobras.
Petros 2 .................................
Fondo de pensiones de los empleados de Petrobras.
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PFC Energy ............................
Grupo Internacional de consultoría y de investigación
PGF ........................................
Petrobras Global Finance B.V., o PGF
PifCo......................................
Petrobras International Finance Company S.A.
PLSV ......................................
Son embarcaciones que lanzan y recogen líneas en el mar.
PO&G ....................................
Petrobras Oil & Gas
PPSA ......................................
Pré-Sal Petróleo S.A.
Profundidad Total .................
La profundidad total de un pozo, incluyendo la distancia vertical a través del agua y abajo de la línea de lodo.
Reservas probadas ................
Consistente con las definiciones de la Norma 4-10 (a) del Reglamento S-X, las reservas probadas de petróleo y gas son aquellas cantidades de petróleo y gas, que, por el análisis de los datos de geociencias e ingeniería, pueden ser estimadas como teniendo certeza razonable de ser económicamente producible - desde una determinada fecha, en reservatorios conocidos y bajo las condiciones económicas, métodos operativos y reglamentos gubernamentales existentes. Las condiciones económicas existentes incluyen precios y costos con base en los cuales a productibilidad económica de un reservatorio será determinada. El precio es el precio medio durante el período de 12 meses anterior a 31 de diciembre de 2015, a menos que los precios sean definidos por acuerdos contractuales, excluyendo reajustes basados en condiciones futuras. El proyecto para extraer los hidrocarburos debe haber iniciado o debemos estar razonablemente seguros de que vamos a comenzar el proyecto dentro de un plazo razonable. Reservas que pueden ser producidas económicamente a través de la aplicación de técnicas avanzadas de recuperación (tales como inyección de fluido) están incluidas en la clasificación de "probadas" cuando son bien sucedidas en test de un proyecto piloto, o cuando la operación de un programa instalado en el reservatorio, suministrar soporte para el análisis de ingeniería en la que el programa o el proyecto se basó.
Reservas probadas desarrolladas..… ...................
Reservas que se puede esperar que sean recuperadas: (i) a través de pozos existentes con los equipos y métodos operativos existentes o en las cuales el costo del equipo necesario es relativamente menor comparado con el costo de un nuevo pozo; y (ii) por medio de equipos de extracción instalados e infraestructura operativa en el momento de la estimativa de reserva si la extracción es a través de medios que no implican un pozo.
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Reservas probadas no desarrolladas .....................
Reservas que se espera que sean recuperadas a partir de nuevos pozos en áreas no perforadas, o de pozos existentes que exijan gastos relativamente mayor. Reservas en áreas no perforadas son limitadas a ésas que compensan directamente las áreas de desarrollo de espaciamiento en la que hay una certeza razonable de producción cuando perforadas, salvo una comprobación por medio de tecnología confiable, que establezca una certeza razonable de productibilidad económica en distancias mayores. Locales no perforados son clasificados como teniendo reservas no desarrolladas apenas si un plan de desarrollo haya sido adoptado, indicando que ellos están programados para ser perforados dentro de cinco años, a menos que las circunstancias específicas justifiquen un tiempo mayor. Las reservas probadas no desarrolladas no incluyen reservas atribuibles a cualquier área en la cual una aplicación de inyección de fluido u otra técnica de recuperación mejorada sea contemplada, a menos que esas técnicas se hayan mostrado eficaces por proyectos actuales en el mismo reservatorio o en un reservatorio análogo por otras pruebas usando tecnología confiable, que establezca una certeza razonable.
Reservatorio del Post-sal ......
Una formación geológica conteniendo petróleo o depósitos de gas natural ubicado encima de una capa de sal.
Reservatorio del Presal .........
Una formación geológica conteniendo petróleo o depósitos de gas natural ubicado abajo de una capa de sal.
PTAX ......................................
Tasa de cambio de referencia de compra y venta de dólares norteamericanos en Brasil, divulgado por el Banco Central de Brasil
PwC .......................................
PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes.
Rnest .....................................
Refinaria Abreu e Lima.
S&P .......................................
Standard & Poor’s Financial Services LLC, la agencia de calificación de riesgo.
SDNY .....................................
Tribunal de Distrito de los Estados Unidos en el Distrito Sur de Nueva York.
SEC ........................................
Securities and Exchange Commission de los EE.UU.
SELIC .....................................
Tasa de interés divulgada por el Banco Central de Brasil.
Sete Brasil .............................
Sete Brasil Participações, S.A.
Complejo Petroquímico Suape Complexo Industrial Petroquímica Suape, complejo industrial con instalaciones de .............................................. propiedad de la Companhia Petroquímica de Pernambuco – PetroquímicaSuape y Companhia Integrada Têxtil de Pernanbuco – Citepe. Shell ......................................
Shell Brasil Petróleo Ltda.
SMS…………………………………….
Seguridad, Medio Ambiente y Salud.
SPE ........................................
Sociedad de Ingenieros de Petróleo.
SS ..........................................
Unidad Semisumergible.
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TBG ....................................... TCU .......................................
Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. (TBG). El Tribunal de Contas da União (Tribunal de Cuentas de la Unión), o TCU, es un organismo consultivo del Congreso brasileño, responsable por auxiliar en asuntos relacionados con la supervisión del Poder Ejecutivo brasileño con respecto a la contabilidad, finanzas, presupuestos, propiedad operativa y cuestiones del patrimonio público.
TLD ........................................
Test de larga duración.
TLWP .....................................
Plataforma TLWP (plataforma de piernas tensionadas).
Total ......................................
Total E&P do Brasil Ltda.
Transpetro ............................
Petrobras Transporte S.A.
YPFB ......................................
Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos.
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TABLA DE CONVERSIÓN 1 acre
=
43.560 pies cuadrados =
1 barril
=
42 galones (EE.UU.)
= Aproximadamente 0,13 toneladas de petróleo
1 boe
=
1 barril de petróleo crudo equivalente
= 6.000 pies cúbicos de gas natural
1 m de gas natural
3
=
35,315 pies cúbicos
= 0,0059 boe
1 km
=
0,6214 millas
1 metro
=
3,2808 pies
1 tonelada de petróleo =
= 0,004047 km2
1.000 kilos de petróleo
= Aproximadamente 7,5 barriles de petróleo (suponiendo un índice de gravedad de 37° API a presión atmosférica)
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ABREVIATURAS
Bbl Bn Bnbbl Bncf 3 bnm Boe Bnboe bbl/d Cf GW GWh Km 2 km 3 m Mbbl mbbl/d Mboe mboe/d Mcf mcf/d 3 mm mm3/d 3 mm /y mmbbl mmbbl/d mmboe mmboe/d Mmcf mmcf/d 3 mmm 3 mmm /d Mmt mmt/y MW MWavg MWh Ppm P$ R$ T Tcf U$S /d /y
Barriles Mil millones Mil millones de barriles Mil millones de pies cúbicos Mil millones de metros cúbicos Barriles de petróleo equivalente Mil millones de Barriles de petróleo equivalente Barriles por día Pies cúbicos Gigawatts Gigawatt de energía suministrada o demandada durante una hora Kilómetro Kilómetros cuadrados Metros cúbicos Miles de barriles Miles de barriles por día Miles de barriles de petróleo equivalente Miles de barriles de petróleo equivalente por día Miles de pies cúbicos Miles de pies cúbicos por día Miles de metros cúbicos Miles de metros cúbicos por día Miles de metros cúbicos por año Millones de barriles Millones de barriles por día Millones de barriles de petróleo equivalente Millones de barriles de petróleo equivalente por día Millones de pies cúbicos Millones de pies cúbicos por día Millones de metros cúbicos Millones de metros cúbicos por día Millones de toneladas métricas Millones de toneladas métricas por año Megawatts Cantidad de energía (en MWh) dividida por el tiempo (en horas) en el cual se produce o consume dicha energía Un megawatt de energía suministrada o demandada durante una hora Partes por millón Pesos argentinos Reales brasileños Tonelada métrica Billones de pies cúbicos Dólares norteamericanos Por día Por año
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PRESENTACIÓN DE LAS INFORMACIONES FINANCIERAS Y OTRAS INFORMACIONES Este es el informe anual de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, o Petrobras. A menos que el contexto exija de otra forma, los términos "Petrobras", "nosotros", "nos" y "nuestro" se refieren a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y sus subsidiarias consolidadas, las operaciones conjuntas y entidades estructuradas. Actualmente, emitimos títulos en los mercados de capitales internacionales a través de nuestra subsidiaria financiera integral Petrobras Global Finance B.V., o PGF, una empresa privada de responsabilidad limitada constituida según las leyes de Holanda. Garantizamos total e incondicionalmente las notas emitidas por PGF. En el pasado, usamos nuestra ex subsidiaria integral, Petrobras International Finance Company S.A., o PifCo, como un vehículo de emisión de notas que garantizamos de forma integral e incondicional. El 29 de diciembre de 2014, a PifCo fue incorporada por PGF, y PGF asumió las obligaciones de PifCo en los términos de todas las notas en abierto originalmente emitidas por la PifCo (juntamente con las notas emitidas por PGF, las "Notas PGF"), que continúan a si beneficiar de nuestra garantía completa e incondicional. PGF no es obligada a presentar informes periódicos a la Comisión de Valores Inmobiliarios de EE.UU., o SEC. Véase Nota 36 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. En este informe anual, referencias a "real", "reales" o "R$" son hechas a reales brasileños y las referencias a "dólares" o "US$" son hechas a dólares de Estados Unidos. Algunos números incluidos en este informe anual fueron redondeados; por lo tanto, los valores indicados como totales en algunos cuadros pueden no ser la suma aritmética exacta de los números que les preceden. Nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas en y a cada uno de los tres años encerrados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 y las notas explicativas contenidas en este informe anual fueron presentados en dólares norteamericanos y elaborados de acuerdo con las Normas Internacionales de Informe Financiero (International Financial Reporting Standards), o IFRS, emitida por el International Accounting Standards Board, o IASB. Consulte el Ítem 5. "Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras" y la Nota 2 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. A Petrobras aplica a IFRS en sus demostraciones contables societarias, dispuestas de acuerdo con la Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil y reglamentos promulgados por CVM. Nuestros estados financieros conforme los IFRS entregues a CVM son presentados en reales, mientras la moneda de presentación de los estados financieros consolidados auditados incluidas en este documento es el dólar norteamericano. La moneda funcional de Petrobras y todas sus subsidiarias brasileñas es el real. La moneda funcional de Petrobras Argentina es el peso argentino, y la moneda funcional de la mayoría de nuestras otras entidades que operan nivel internacional es el dólar norteamericano. Como descrito más detalladamente en la Nota 2.2 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas, los valores en dólares norteamericanos para los períodos presentados fueron convertidos con base en los valores en reales de acuerdo con los criterios definidos en la IAS 21 "Los efectos de los cambios en las tasas de cambio." Con base en lo IAS 21, convertimos todos los activos y pasivos en dólares norteamericanos por la tasa de cambio vigente en la fecha del balance y todas las cuentas en la demostración del resultado y de la demostración de los flujos de caja a las tasas medias vigentes durante el año correspondiente. A menos que el contexto indique de otra forma: •
los datos contenidos en este informe anual sobre los dispendios de capital, inversiones y otros gastos durante el año correspondiente que no fueron derivados de los estados financieros consolidados auditados fueron convertidos de reales a las tasas medias vigentes durante ese año correspondiente;
•
los datos históricos contenidos en este informe anual sobre saldos de inversiones, compromisos u otras inversiones relacionadas que no fueron derivados de los estados financieros consolidados auditados fueron convertidos de reales a la tasa de cambio del final del período; y
•
todos los valores futuros, incluso gastos de capital futuro estimados e inversiones, se basaron en nuestro Plan de Negocios y Gestión 2015-2019, aprobado inicialmente en junio de 2015 y revisado en enero de 2016 ("Plan 2015-2019 "), y fueron proyectados en bases constantes y convertidos de reales usando una 16
tasa de cambio media estimada de R$ 4,06 por US$ 1,00 en 2016, de acuerdo con nuestro Plan 20152019. Además, de acuerdo con nuestro Plan 2015-2019, los cálculos futuros que implican un precio presumido de petróleo bruto fueron realizados usando un precio promedio de petróleo Brent de US$ 45 por barril para 2016. PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN RELATTIVA A RESERVAS Aplicamos las reglas de la SEC para estimar y difundir las cantidades de reserva de petróleo y gas natural incluidas en este informe anual. De acuerdo con esas reglas, estimamos volúmenes de reserva utilizando los precios medios calculados con base en la media aritmética no ponderada del precio del primer-día-del-mes para cada mes dentro del período de 12 meses antes del fin del período de divulgación, excepto para reservas en ciertos dominios en los cuales los volúmenes fueron estimados usando los precios del gas, conforme establecido en nuestros acuerdos contractuales para la venta de gas. Los volúmenes de reserva de reservas no tradicionales, como aceite sintético y gas, también están incluidos en este informe anual, en conformidad con las reglas de la SEC. Además, las reglas también utilizan una definición de tecnología confiable que permite que reservas sean agregadas con base en tecnologías probadas en campo. DeGolyer and MacNaughton (D&M) utilizó nuestras estimativas de reserva para realizar una auditoría en las reservas del 95,2% de nuestras reservas probadas líquidas de petróleo bruto, condensado y reservas de gas natural el 31 de diciembre de 2015 en ciertas propiedades que poseemos en Brasil. Además, D&M usó sus propias estimativas de nuestras reservas para realizar una evaluación del 100% de las reservas probadas líquidas de petróleo bruto, condensado, LGN y reservas de gas natural el 31 de diciembre de 2015, de propiedades que operamos en Argentina. Además, D&M usó nuestras estimativas de reserva para realizar una auditoría en un 100% de las reservas probadas líquidas de petróleo bruto, condensado y reservas de gas natural el 31 de diciembre de 2015, en propiedades que operamos en Estados Unidos. Las estimativas de reservas fueron elaboradas de acuerdo con las definiciones de reservas en la Regla 4-10 (a) del Reglamento S-X. Todas las estimativas de reservas implican algún grado de incertidumbre. Consulte el Ítem 3 "Informaciones Relevantes - Factores de Riesgo - Riesgos Relacionados a Nuestras Operaciones" para lograr una descripción de los riesgos relacionados a nuestras reservas y nuestras estimativas de reservas. El 29 de enero de 2016, presentamos las estimativas de reservas probadas en Brasil a ANP, en conformidad con las reglas y reglamentos brasileños, totalizando volúmenes netos de 10,7 bnbbl de petróleo bruto, condensado y petróleo sintético y 13,1 tcf de gas natural y gás sintético. Las estimativas de reservas presentadas a ANP fueron aproximadamente el 27% mayor de lo que aquéllas suministradas en términos de aceite equivalente. Esta diferencia es debido a que: (i) la ANP permite la estimación de reservas probadas a través del abandono técnico-económico de pozos de producción, en oposición a la limitación de estimativas de reservas a la duración de los contratos de concesión, según exigido por la Norma 4-10 del Reglamento S-X; y (ii) diferentes criterios técnicos para la escrituración de las reservas probadas, incluyendo el uso de precios futuros del petróleo proyectados por Petrobras en oposición a exigencia de SEC de que el precio medio de 12 meses sea usado para determinar a productibilidad económica de las reservas. Nosotros también presentamos estimativas de reserva de nuestras operaciones internacionales con varias agencias gubernamentales bajo las directrices de SPE. Las estimativas agregadas de reservas de nuestras operaciones internacionales, bajo las directrices de SPE, fueron de 0,2 bnbbl de petróleo bruto, condensado y LGN y 0,9 tcf de gas natural el 31 de diciembre de 2015, es decir, cerca del 6% mayor que las estimativas de reservas calculadas en los términos del Reglamento S-X, según previsto en el presente documento. Esta diferencia es debido a que criterios técnicos distintos para escrituración de las reservas probadas, incluyendo el uso de precios futuros del petróleo proyectados por Petrobras, en oposición a la exigencia SEC de que el precio medio de 12 meses sea usado para determinar la productibilidad económica de las reservas.
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PARTE I Ítem 1. Identidad de los Consejeros, Alta Administración y Consultores No se aplica. Ítem 2. Estadísticas de Oferta y Cronograma Estimado No se aplica. Ítem 3. Informaciones Relevantes Datos Financieros Seleccionados Esta sección contiene los datos financieros seleccionados consolidados presentados en dólares americanos y preparados de acuerdo con las IFRS a partir y para cada uno de los cinco años terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014, 2013, 2012 y 2011, provenientes de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas, que fueron auditadas por PricewaterhouseCoopers Auditores Independientes-PwC para los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014, 2013 y 2012, y por la KPMG Auditores Independientes para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2011. Las informaciones a continuación están calificadas en su totalidad por referencia y deben ser leídas en conjunto con nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas y las notas explicativas e Ítem 5. "Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras".
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DATOS DEL BALANCE Resumen de los Datos Financieros de conformidad con Normas IFRS 2015
En 31 de diciembre de 2014 2013 (US$ millones)
2012
2011
Activos: Efectivo y equivalentes de efectivo ...................................................... 25.058 Títulos negociables ............................................................................... 780 Cuentas por recibir y otros recibibles, neto ................................ 5.803 Existencias ........................................................................................... 7.441 Activos clasificados como mantenido para venta ................................ 152 Otros activos circulantes ................................................................ 4.194 Recibibles de largo plazo ................................................................ 19.177 Inversiones ........................................................................................... 3.527 Activos fijos........................................................................................... 161.297 Activo intangible .................................................................................. 3.092 Total de activos ................................................................ 230.521
16.655 9.323 7.969 11.466 5 5.414 18.863 5.753 218.730 4.509 298.687
15.868 3.885 9.670 14.225 2.407 6.600 18.782 6.666 227.901 15.419 321.423
13.520 10.431 11.099 14.552 143 8.049 18.856 6.106 204.901 39.739 327.396
19.057 8.961 11.756 15.165 − 9.653 18.962 6.530 182.918 43.412 316.414
Pasivo y patrimonio neto: Pasivo circulante total ................................................................ 28.573 Pasivo no circulante (1) ................................................................ 24.411 Financiación de deudo no circulante (2) .............................................111.482 Total de pasivo ................................................................ 164.466
31.118 30.373 120.218 181.709
35.226 30.839 106.235 172.300
34.070 42.976 88.484 165.530
36.364 34.744 72.718 143.826
107.101 9.171
107.092 41.435
107.083 53.631
107.076 64.240
116.272 706 116.978 298.687
148.527 596 149.123 321.423
160.714 1.152 161.866 327.396
171.316 1.272 172.588 316.414
Patrimonio neto Capital suscripto (neto de costos de emisión de acciones) ................... 107.101 Reservas y otros ingresos integrales (déficit) (3) ................................ (41.865) Patrimonio delos accionistas atribuible a los accionistas de Petrobras.......................................................................................... 65.236 Participaciones minoritarias ................................................................ 819 Total de patrimonio neto ............................................................. 66.055 Total de pasivo y patrimonio neto .............................................230.521
________________________________________________ (1) Excepto financiación de deuda no circulante. (2) Excepto parte actual de financiación de deuda de a largo plazo. (3) Cambio en participación en subsidiarias, reserva de ganancias y otros ingresos integrales acumulados (déficit).
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DATOS DE LA DEMONSTRACIÓN DE RESULTADOS Resumen de los Datos Financieros de conformidad con Normas IFRS Para el Ejercicio Terminado el 31 de diciembre de, 2015 (1) 2014 (1) 2013 2012 (US$ millones, excepto para acciones y datos de acciones) 97.314 143.657 141.462 144.103
2011
Ingresos de ventas ................................................................ 145.915 Ganancia neta (perjuicio) antes del resultado financiero (gastos), la cuota de las ganancias en las inversiones reconocidas por equivalencia patrimonial, participaciones en la ganancia e impuesto sobre la renta................................................................................................ (1.130) (6.963) 16.214 16.900 27.285 Ganancia neta (perjuicio) atribuible a los accionistas de (8.450) (7.367) 11.094 11.034 20.121 Petrobras Media ponderada del número de acciones en circulación: Acciones ordinarias ................................................................7.442.454.142 7.442.454.142 7.442.454.142 7.442.454.142 7.442.454.142 Acciones preferenciales ................................................................ 5.602.042.788 5.602.042.788 5.602.042.788 5.602.042.788 5.602.042.788 Ganancia neta (perjuicio) antes del resultado financiero, participaciones en la ganancia e impuesto sobre la renda por: Acciones ordinarias y preferenciales ................................ (0,09) (0,53) 1,24 1,30 2,09 ADS representativo de Acciones ordinarias y preferenciales ..................................................................................... (0,18) (1,06) 2,48 2,60 4,18 Ganancias (pérdidas) básicas y diluidas por: Acciones ordinarias y preferenciales ................................ (0,65) (0,56) 0,85 0,85 1,54 ADS representativo de Acciones ordinarias y preferenciales ..................................................................................... (1,30) (1,12) 1,70 1,70 3,08 Dividendos por (2): Acciones ordinarias ................................................................ − − 0,22 0,24 0,53 Acciones preferenciales ................................................................ − − 0,41 0,48 0,53 ADS representativo de Acciones Ordinarias ................................ − − 0,44 0,48 1,06 ADS representativo de Acciones Preferenciales ............................. − − 0,82 0,96 1,06 _________________________________________________ (1) En 2014, dimos baja en US$ 2.527 millones de pagos indebidos incorrectamente capitalizados. En 2015 y 2014 reconocemos pérdidas por impairment en el total de US$ 12.299 millones y US$ 16.823 millones, respectivamente. Véase Notas 3 y 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas, para más informaciones. (2) Las ganancias antes de intereses sobre el capital propio y/o dividendos propuestos para el año. Los valores fueron convertidos con base en los valores originales en reales por la tasa de cambio de la fecha del balance.
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FACTORES DE RIESGO Riesgos Relacionados a las Nuestras Operaciones Tenemos pasivos substanciales que pueden ser expuestos a restricciones de liquidez significativas en el corto y medio plazo, lo que podría afectar materialmente y adversamente nuestra condición financiera y resultados operacionales, y que ha exigido modificación en nuestro plan de negocio y estrategia. Contraemos una cantidad sustancial de deuda para financiar los gastos de capital necesarios para alcanzar nuestros objetivos de largo plazo. Como nuestro flujo de efectivo operativo en los últimos años no ha sido suficiente para financiar nuestros gastos de capital y pago de intereses, prinicpal y dividendos, nuestra deuda aumentó significativamente desde 2010. Nuestra deuda total (incluyendo intereses acumulados) disminuyó 4%, para US$ 126.165 millones el 31 de diciembre de 2015 de US$ 132.086 millones el 31 de diciembre de 2014, y aumentó 10%, de US$ 114.236 millones el 31 de diciembre de 2013. Nuestra deuda, neto de efectivo, equivalentes de efectivo y títulos negociables disminuyó 5% para US$ 100.328 millones el 31 de diciembre de 2015 en comparación con US$ 106.108 millones el 31 de diciembre de 2014, y aumentó 6%, de US$ 94.483 millones el 31 de diciembre de 2013. El 33% de nuestra deuda existente (principal), o US$ 40,6 mil millones, tendrán vencimiento en los próximos tres años. A fin de desarrollar nuestras reservas de petróleo y gas natural, mantener nuestra capacidad de abastecer el mercado interno brasileño y administrar la deuda, necesitaremos levantar una cantidad significativa de capital de deuda desde una amplia gama de fuentes de financiación, y contar con potenciales ingresos de las ventas de activos con base en nuestro programa de desinversión. Para cumplir con nuestras obligaciones respecto de nuestra deuda después del pago de gastos de capital, hemos dependido, y podemos continuar dependiendo, en una combinación de flujos de efectivo generados por nuestras operaciones, desinversiones, líneas de crédito adicionales y utilización de nuestro efectivo y aplicaciones financieras de corto plazo. Perdemos ratings de grado de inversión de Moody, S&P y Fitch en todos nuestros ratings de crédito en febrero, septiembre y diciembre de 2015, respectivamente, y sufrimos nuevos rebajamientos de rating de crédito desde entonces. Las agencias de calificación crediticia continúan a expresar preocupación sobre (i) las presiones de liquidez y nuestra capacidad de cumplir nuestras obligaciones de principal y pago de intereses con vencimiento en el corto y medio plazo, (ii) el tamaño total de nuestra deuda, (iii) el aumento de nuestro endeudamiento y apalancamiento a lo largo de los últimos años, (iv) la caída significativa de los precios internacionales del petróleo bruto, (v) la fuerte desvalorización del real y (vi) los desafíos implicados en la implementación con éxito de nuestro programa de desinversión. La pérdida de nuestra clasificación de grado crediticia de inversión y cualquier nueva reducción de nuestras clasificaciones de crédito ha generado, y podrá continuar a generar consecuencias adversas sobre nuestra capacidad de obtener financiaciones o podrá afectar nuestro costo de financiación, tornando también más difícil o caro refinanciar obligaciones por vencer. Nuestra incapacidad de obtener financiación en condiciones favorables podrá tener un efecto adverso sobre nuestros resultados operacionales y condición financiera. La pérdida de nuestra clasificación de grado crediticia de inversión resultó, y puede continuar a resultar en un mercado menos líquido para nuestros títulos de deuda y de capital, porque ciertas instituciones son incapaces de comprar nuestros títulos, reduciendo, por lo tanto, nuestra base de inversionistas. Si, por cualquier razón, seamos confrontados con dificultades continuadas en el acceso la financiación de la deuda, eso podrá perjudicar nuestra capacidad de cumplir en tiempo hábil nuestras obligaciones de principal y pago de intereses con nuestros acreedores y dificultar nuestra capacidad de alcanzar nuestros objetivos de largo plazo, una vez que nuestro flujo de efectivo operativo es actualmente insuficiente para financiar tanto nuestras obligaciones de servicio de la deuda y como los gastos de capital planeados. En consecuencia de lo anterior, podremos ser incapaces de hacer los gastos de capital en los montantes necesarios para mantener nuestros objetivos de largo plazo, lo que puede afectar adversamente nuestros resultados operacionales y situación financiera.
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Si esas restricciones ocurrieren en un momento en el que nuestro flujo de efectivo de operaciones sea menor que los recursos necesarios para financiar nuestras inversiones de capital o para realizar nuestros obligaciones de pagos de principal y de intereses, a fin de suministrar liquidez adicional a nuestras operaciones, podremos ser forzados a una mayor reducción en nuestros dispendios de capital planeados y a aumentar el número de activos a ser vendidos bajo tenemos de nuestro programa de desinversión. Una reducción en nuestro programa de inversiones o la venta de activos estratégicos conforme nuestro programa de desinversión podría afectar los resultados de nuestras operaciones y situación financiera. A pesar de que el gobierno federal brasileño (como nuestro accionista controlador) no es responsable de cualquiera de nuestras obligaciones - incluyendo los derivados de títulos que emitimos en los mercados internacionales de capitales - nuestra clasificación de crédito es sensible a cualquier cambio en el rating de crédito del gobierno federal brasileño. El rating de crédito del gobierno federal fue rebajado, en 2015 y 2016, y no es más un grado de inversión. Cualquier nueva reducción de las notaciones de crédito del gobierno federal brasileño puede tener consecuencias adversas adicionales sobre nuestra capacidad de lograr financiaciones o sobre nuestro costo de financiación y, consecuentemente, sobre nuestros resultados operacionales y situación financiera. Somos vulnerables al aumento del servicio de la deuda resultante de la devaluación del real con relación al dólar norteamericano y los aumentos en las tasas de interés de mercado prevalecientes. El 31 de diciembre de 2015, aproximadamente el 84% de nuestro pasivo de deudas financieras fueron denominados en otras monedas que no el real (74% de la cual estaba denominada en dólares norteamericanos). Una parcela sustancial de nuestra deuda es, y deberá continuar a ser, denominada o indexada al dólar norteamericano y otras monedas extranjeras. Una nueva depreciación del real con relación a ésas otras monedas irá aumentar nuestro servicio de la deuda en reales, a la medida que la cantidad de reales necesarios para pagar el principal e intereses sobre la deuda en moneda extranjera aumentará con esa depreciación. Considerando la tasa de cambio media de cada año, de 2003 a 2011, el real se valoró frente al dólar cada año (en un promedio de 7% por año), con excepción de 2009 (cuando se depreció un 9%). En 2015, lo real devaluó el 41,8% con relación al dólar, en comparación con la depreciación del 9,1% en 2014, 10,4% en 2013 y depreciación del 16,7% en 2012. Hasta 22 de abril de 2016, el real se recuperó, apreciando 8,2%% en relación a 31 de Diciembre de 2015. Esta variación cambial tendrá un impacto inmediato sobre nuestra renta declarada, con excepción de una parcela de nuestras obligaciones denominadas en dólares norteamericanos que están sujetas a nuestra política de contabilidad de hedge. Según nuestra política de contabilidad de hedge, las designaciones de hedge són hechas en la medida que las futuras exportaciones són consideradas altamente probables. El 31 de diciembre de 2015, la tasa promedia de las exportaciones futuras altamente probables a los instrumentos de deuda con la cual la relación de hedge se ha designado en los futuros períodos fue de 60%. La tasa promedia para el período de 2016-2019 fue de 80%, mientras que para el período de 2020-2026 fue de 55%. Las futuras exportaciones pueden dejar de seren consideradas altamente probables, o hasta mismo esperadas, lo que tendrá un impacto a nuestros resultados futuros. Véase el “Ítem 5. Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras - Estimaciones y Políticas Contables Críticas - Contabilidad de hedge de flujos de efectivo de las nuestras exportaciones futuras”. Después de una devaluación del real, algunos de nuestros gastos operativos, dispendios de capital, inversiones y costos de importación irán a aumentar. Como la mayoría de nuestras recetas es denominada en reales, a menos que aumentemos los precios de nuestros productos para reflejar la depreciación del real, nuestra generación de caja con relación a nuestra capacidad de servicio de la deuda puede disminuir. Además, tenemos vencimientos de deuda que equivalen a US$ 78,7 mil millones en los próximos cinco años, una parte de los cuales puede ser refinanciada a través de la emisión de nueva deuda. El costo de cualquier nuevo endeudamiento puede ser negativamente afectado por la reciente pérdida de nuestro grado de inversión de Moody, S&P y Fitch y posibles nuevos rebajamientos. En la medida en la que refinanciamos nuestras obligaciones con vencimiento de deudas recién-contratadas, podremos sufrir gastos adicionales con intereses. El 31 de diciembre, 2015, aproximadamente el 49% de nuestra deuda total era de deuda flotante. Nosotros generalmente no firmamos contratos de derivativos o instrumentos financieros similares o hacemos otros acuerdos con terceros para protegerse contra el riesgo de un aumento de las tasas de interés. En la medida en la que tales tasas 22
flotantes ascienden, podemos sufrir gastos adicionales. Además, a la medida que refinanciamos nuestra deuda existente en los próximos años, el mix de nuestro endeudamiento puede alterar, específicamente en lo que se refiere a la relación entre tasas de intereses fijas y flotantes, la relación entre la deuda de corto plazo y a de largo plazo, y las monedas en las que nuestra deuda está denominada o a que están indexadas. Las alteraciones que afectan la composición de nuestra deuda y causan aumentos de las tasas de intereses de corto o largo plazo pueden aumentar nuestros pagos del servicio de la deuda, lo que podría tener un efecto adverso sobre nuestros resultados operacionales y situación financiera. Nuestro programa de desinversión depende de factores externos que pueden impedir su implementación bien sucedida. Nuestro Plan 2015-2019 incluye, entre otras iniciativas, un programa de desinversión que contempla la venda de US$ 15,1 mil millones en activos para el período 2015-2016, con el objetivo de mejorar nuestra posición de liquidez a corto plazo (por aumento de nuestro saldo en efectivo) y permitirnos desapalancamiento. Factores externos, tales como la reducción sostenida de los precios del petróleo, las flotaciones de la tasa de cambio, el deterioro de las condiciones económicas brasileñas y globales y de la crisis política brasileña, entre otros factores pueden reducir o impedir oportunidades de ventas de nuestros activos o afectar su precio de venta, y puede forzarnos a alterar los términos de nuestro programa de desinversión. Hasta 22 abril de 2016, habíamos vendido aproximadamente US$ 700 millones de activos bajo nuestro programa de desinversión para el período 2015-2016. Véase el “Ítem 4. Información sobre la compañía - Descripción General del Grupo” para más información sobre nuestro programa de desinversión. Además, nuestros esfuerzos de desapalancamiento pueden tener consecuencias inesperadas, incluyendo la limitación de nuestra capacidad de mantener nuestros objetivos de largo plazo y que afectan nuestras relaciones con proveedores, clientes y las comunidades locales donde operamos. Si no somos capaces de implementar con éxito nuestro programa de desinversión, o si nuestros esfuerzos de desapalancamiento llevar a consecuencias no intencionales, eso puede tener un efecto material adverso sobre nuestros negocios, resultados operacionales y situación financiera, incluso, potencialmente exponiéndonos a restricciones significativas de liquidez en corto y medio plazo. Véase “- Riesgos Relacionados a las Nuestras Operaciones - Tenemos pasivos substanciales que pueden ser expuestos a restricciones de liquidez significativas en el corto y medio plazo, lo que podría afectar materialmente y adversamente nuestra condición financiera y resultados operacionales, y que ha exigido modificación en nuestro plan de negocio y estrategia”. Además, la venta de activos estratégicos bajo nuestro programa de desinversión resultará en una disminución en nuestro flujo de efectivo operacional, lo que puede afectar negativamente nuestras perspectivas de crecimiento operacional de largo plazo y, consecuentemente, nuestros resultados operacionales a medio y largo plazo. Mantener nuestros objetivos a largo plazo para la producción de petróleo depende de nuestra capacidad de obtener y desarrollar con éxito las reservas de petróleo. Nuestra capacidad de mantener nuestros objetivos a largo plazo en la producción de petróleo es altamente dependiente de nuestra capacidad de desarrollar con éxito nuestras reservas existentes y, en obtener reservas adicionales. El desarrollo de los reservatorios de tamaños considerables en aguas profundas y ultraprofundas, incluyendo los reservatorios del pre-sal que fueron licenciados y concedidos a nosotros por el gobierno federal brasileño, exigió y continuará a demandar inversiones significativas de capital. Un desafío operativo principal, especialmente para los reservatorios del pre-sal, será (i) garantizar los recursos críticos necesarios para cumplir las nuestras metas de producción, (ii) asignar nuestros recursos para construir los equipos necesarios e implantar esos equipos en distancias considerables de la costa y (iii) garantizar una fuerza de trabajo calificada y prestación de servicios offshore para desarrollar reservatorios de tamaño y magnitud en tiempo hábil. Además, nuestros objetivos a largo plazo para la producción de petróleo dependen de nuestra capacidad de asegurar financiación necesaria para satisfacer las inversiones necesarias para la exploración y producción de petróleo. No podemos garantizar que tendremos o seremos capaces de lograr, en el período de tiempo que esperamos, los recursos suficientes y financiamientos necesarios para explorar los reservatorios en aguas profundas y ultraprofundas que fueron licenciados y concedidos a nosotros, o que pueden ser licenciados y concedidos a nosotros en el futuro.
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Nuestra capacidad de obtener reservas adicionales depende de actividades de exploración, lo que nos expone a los riesgos inherentes de perforación, y puede no llevar a la descubierta de reservas de petróleo bruto o gas natural comercialmente productivas. La perforación de pozos, muchas veces producen resultados inciertos, y diversos factores además de nuestro control (tales como condiciones inesperadas de perforación, fallos en los equipos o incidentes, y las faltas o retrasos en la disponibilidad de sondas de perforación y la entrega de equipos) pueden hacer con que las operaciones de perforación sean restringidas, atrasadas o canceladas. Además, el aumento de la concurrencia en el sector de petróleo y gas en Brasil y nuestras propias restricciones de capital pueden hacer más difícil, u oneroso, obtener área adicional en las rondas de licitaciones de nuevas concesiones y explorar concesiones existentes. Esos factores pueden impedirnos de participar en futuras rondas de licitación y limitar la futura exploración. Podemos no ser capaces de mantener nuestros objetivos de largo plazo para la producción de petróleo a menos que tengamos éxito en la conducción de actividades de exploración y desarrollo de nuestros grandes reservatorios en tiempo hábil. Asimismo, nuestra capacidad de mantener nuestros objetivos en largo plazo para la producción de petróleo conta parcialmente con los principales proyectos y operaciones que se llevan a cabo en acuerdos conjuntos o en asociación con otras compañías de petróleo y gas. Si nosotros o nuestros asociados fallarnos o fuéramos incapaces de asumir todas las respectivas obligaciones de pago bajo los acuerdos contractuales, eso suele amenazar la viabilidad de un dicho proyecto, y suele resultar en (i) un retraso o cancelación del dicho proyecto, lo que podría tener como consecuencia sanciones regulatorias para el acuerdo conjunto relevante o asociación; (ii) un aumento o dilución de nuestra participación en el dicho proyecto; o (iii) nuestra retirada del dicho proyecto, cualquier de los cuales podría tener un efecto negativo material en nuestros resultados operacionales y situación financiera . Los precios internacionales de petróleo bruto, derivados de petróleo y gas natural pueden nos afectar de forma diferente de lo que nuestros competidores y pueden hacer con que nuestros resultados sean diferentes de los resultados de nuestros competidores en períodos de precios internacionales más altos. Los precios internacionales del petróleo y derivados de petróleo son volátiles y tienen un efecto significativo sobre nosotros. Nosotros podemos no ajustar nuestros precios de productos vendidos en Brasil cuando los precios internacionales del petróleo bruto y derivados de petróleo aumentan, o cuando el real se devalúa con relación al dólar norteamericano, lo que podría tener un impacto negativo en nuestros resultados operativos y situación financiera. Nuestra política de precios en Brasil lleva en consideración a las condiciones del mercado doméstico y visa alinear el precio de petróleo y derivados de petróleo con los precios internacionales en el largo plazo, sin embargo, nosotros no necesariamente ajustamos nuestros precios del diesel, gasolina y otros productos para reflejar la volatilidad de los precios del petróleo en los mercados internacionales o la volatilidad de corto plazo de la tasa de cambio entre el real y el dólar norteamericano. Con base en las decisiones del gobierno federal brasileño, en la calidad de nuestro accionista controlador, podemos continuar a tener, períodos durante los cuáles nuestros precios de productos no estarán en paridad con los precios internacionales (véase "- Riesgos Relativos a la nuestra Relación con el Gobierno Federal Brasileño - El gobierno federal brasileño, como nuestro accionista controlador, puede buscar determinados objetivos macroeconómicos y sociales a través de nosotros que pueden tener un efecto adverso significativo sobre la compañía."). En consecuencia, cuando actuamos como un importador neto en volumen de petróleo y derivados de petróleo para cumplir con la demanda brasileña, el aumento en el precio del petróleo y derivados de petróleo en los mercados internacionales puede tener un impacto negativo en nuestros costos de ventas y márgenes, una vez que el costo de adquirir tales petróleo y derivados de petróleo puede exceder el precio que somos capaces de vender esos productos en Brasil. Un efecto similar ocurre cuando el real se devalúa con relación al dólar norteamericano, ya que vendemos petróleo y derivados de petróleo en Brasil en reales y los precios internacionales del petróleo y derivados de petróleo son fijados en dólares americanos. La devaluación del real aumenta nuestro costo de petróleo y de derivados de petróleo importados, sin que haya un aumento correspondiente en nuestros ingresos, sino que seamos capaces de aumentar el precio por el cual vendemos productos en Brasil. La mayoría de nuestro ingreso es derivado principalmente de ventas en Brasil de productos de petróleo y derivados de petróleo y, en menor escala, de gas natural. Las alteraciones en los precios de petróleo normalmente resultan en alteraciones en los precios de los derivados de petróleo y gas natural. Históricamente, los precios internacionales del petróleo, derivados de petróleo y gas natural fluctuaron ampliamente en consecuencia de muchos 24
factores globales y regionales. La volatilidad e incertidumbre en los precios internacionales de petróleo, derivados de petróleo y gas natural pueden continuar. Por ejemplo, el 01 de septiembre de 2014, el precio del petróleo Brent por barril era de US$ 101,37, mientras que el 05 de mayo de 2015, el precio del petróleo bruto Brent por barril era de US$ 66,37, y ocho meses después, en el día 20 de enero de 2016 el precio del petróleo Brent por barril era de US$ 26,39. El . 22 de abril de 2016, el precio del petróleo Brent por barril era de US$ 44,00. Desde el último trimestre de 2015, no ajustamos nuestros precios para la gasolina, el diesel y otros derivados de petróleo, con el fin de evitar el repase para el mercado doméstico de la volatilidad de corto plazo en (i) precios internacionales del petróleo bruto y derivados de petróleo, y (ii) la tasa de cambio real vs. dólar norteamericano. Nuestra política de precios para esto período también lleva en consideración a las condiciones del mercado domestico. Las declinaciones sustanciales o prolongadas en los precios internacionales del petróleo pueden tener un efecto material adverso sobre nuestros negocios, en los resultados de operaciones y en la situación financiera, y podrán también afectar el valor de nuestras reservas probadas. Contamos con los principales proveedores y prestadores de servicios para el suministro de piezas, componentes, servicios y recursos críticos necesarios para la operación de nuestros negocios y conclusión de nuestros principales proyectos, que pueden ser negativamente afectados por cualquier fallo o retraso por terceros en el desempeño de sus obligaciones o cualquier deterioro de la condición financiera de esos terceros. Nuestra capacidad de mantener nuestros objetivos de largo plazo para la producción de petróleo depende de la entrega bien sucedida de grandes proyectos de exploración y producción. La falta de entrega de esos principales proyectos, o retrasos en hacerlo, podría afectar adversamente nuestros resultados operativos y situación financiera. Contamos con varios proveedores principales y prestadores de servicios que nos abastecen con piezas, componentes, servicios y recursos críticos, que necesitamos para operar y expandir nuestros negocios. Si esos proveedores principales y prestadores de servicios dejen de entregar, o retrasen las entregas de equipo, servicios o recursos críticos para nuestros principales proyectos, podremos no alcanzar nuestras metas operacionales en el período de tiempo esperado. Podemos venir a necesitar postergar o suspender uno o más de nuestros grandes proyectos, lo que podría tener un efecto adverso sobre nuestros resultados operacionales y situación financiera. Somos susceptibles a los riesgos de desempeño, calidad de los productos y condición financiera de nuestros principales proveedores, vendedores y prestadores de servicios. Por ejemplo, su capacidad de suministrarnos piezas, componentes, servicios y recursos críticos de forma adecuada y en tiempo hábil para realización de nuestros grandes proyectos puede ser afectada si ellos están enfrentando restricciones o momentos de estrés financiero en general debido a la recesión económica. En consecuencia de la investigación Lava Jato en curso, varios de nuestros contratistas y proveedores brasileños están incapacitados de lograr financiación y están actualmente enfrentando preocupaciones con liquidez y falencia que pueden afectar su capacidad de continuar actuando como nuestros principales proveedores, vendedores y prestadores de servicios. Aunque siempre trabajemos junto a nuestros principales proveedores, vendedores y prestadores de servicios a fin de evitar problemas relacionados con el abastecimiento, no hay cualquier garantía de que no vamos a encontrar rupturas de abastecimiento en el futuro o que seremos capaces de sustituir de forma oportuna esos proveedores o prestadores de servicios incapacitados de cumplir con las nuestras necesidades, lo que podría afectar negativamente la ejecución en tiempo hábil y bien sucedida de nuestros principales proyectos y, consecuentemente, nuestros resultados operativos y situación financiera. En 2014, suspendemos temporalmente la capacidad de 32 empresas pertenecientes a 23 grupos empresariales de participar como proveedores y contratistas en futuras licitaciones de nuevos contratos y servicios con nosotros, mientras nosotros y las autoridades brasileñas analizamos el envolvimiento y la participación de esas empresas en la alegada conducta ilegal asociada con la Investigación Lava Jato. En 2015, esta suspensión fue extendida a dos otras empresas. Desde entonces, tres empresas cumplieron los requisitos necesarios para la cancelación de la suspensión, y 31 permanecen suspendidas. Véase Nota 3 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para más informaciones sobre la investigación Lava Jato. Una cantidad de esos proveedores y contratistas tienen históricamente actuado como nuestros principales proveedores, vendedores y prestadores de servicios en 25
nuestros principales proyectos. No hay garantía de que esas empresas tendrán permiso para participar de nuestros principales proyectos futuros o que lograremos sustituir esos proveedores principales y prestadores de servicios con otros que sean capaces de cumplir con las nuestras necesidades, lo que podría afectar el éxito y la entrega oportuna de nuestros principales proyectos futuros, y, consecuentemente, nuestros resultados operativos y situación financiera. Nosotros también estamos sujetos a exigencias de contenido local brasileño consecuentes de nuestros contratos de concesión, el Contrato de Cesión Onerosa y del Contrato de Reparto de Producción del Campo de Libra. Como resultado, somos obligados a adquirir de proveedores nacionales la mayoría de las piezas, componentes, servicios y recursos críticos para nuestros principales proyectos. Esta adquisición obligatoria de equipos y servicios de un número limitado de proveedores puede resultar en (i) aumento de los costos de adquisición y (ii) retrasos en la entrega de equipos. Adicionalmente, estos requisitos, juntamente con la suspensión temporal de muchos de nuestros proveedores locales descritos anteriormente, pueden causar retrasos en algunos de nuestros principales proyectos si no somos capaces de sustituir en tiempo útil los proveedores brasileños o prestadores de servicios que no logran cumplir sus obligaciones en los términos de nuestros contratos. A menos que la ANP nos exima de cumplir los requisitos de contenido local, lo que no es ninguna garantía, podríamos enfrentar también retrasos y multas en la ejecución de nuestros principales proyectos actuales de exploración y producción. Estamos expuestos a riesgos de crédito de algunos de nuestros clientes y riesgos de incumplimiento asociados. Cualquier falta de pago relevante o incumplimiento por algunos de nuestros clientes podrían afectar adversamente nuestro flujo de efectivo, resultados operativos y condición financiera. Algunos de nuestros clientes pueden experimentar restricciones financieras o problemas de liquidez que podrían tener un efecto negativo significativo en la capacidad de solvencia. Problemas financieros graves encontrados por nuestros clientes pueden limitar nuestra capacidad de cobranza de valores debidos, o de imponer el cumplimiento de las obligaciones que nos son debidas en los términos de las disposiciones contractuales. Por ejemplo, el 31 de diciembre de 2015, ciertas subsidiarias de la Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Eletrobras nos debían aproximadamente US$ 3,4 mil millones en deuda en los términos de acuerdos de suministro de energía. En 2015 y 2014, reconocemos una provisión para créditos de liquidación dudosa del sector eléctrico aislado en la región Norte de Brasil en el valor de aproximadamente US$ 1,2 mil millones y 1,9 mil millones, respectivamente, principalmente para cubrir algunas cuentas por recibir debidas por las subsidiarias de Eletrobras. Véase Nota 8.4 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Además, muchos de nuestros clientes financian sus actividades a través de su flujo de efectivo de operaciones, de la asunción de deudas de corto y largo plazo. Los resultados financieros y condiciones económicas en declinación en Brasil, y disminución resultante de los flujos de efectivo, combinados con la falta de financiación de deuda o de financiación de capital a nuestros clientes pueden nos afectar, una vez que muchos de nuestros clientes son brasileños, y pueden haber reducido significativamente la liquidez y la capacidad limitada de hacer pagos o pagar sus obligaciones con nosotros. Como no logramos cualesquiera otras seguridades para minimizar el riesgo de crédito de nuestros clientes, sus problemas financieros pueden resultar en una disminución en nuestros flujos de efectivo de operaciones y pueden también reducir o limitar la demanda futura de nuestros clientes a nuestros productos y servicios, lo que puede tener un efecto adverso sobre nuestros resultados operativos y condición financiera.
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Exploración y producción de petróleo, especialmente offshore, implican riesgos que pueden tener un impacto material adverso sobre nuestros negocios. La exploración y producción de petróleo implican riesgos que aumentan cuando realizadas en el mar. La mayoría de nuestras actividades de exploración y producción son realizadas en aguas profundas y ultraprofundas, y la proporción de nuestras actividades en aguas profundas permanecerá constante o aumentará debido a la localización de nuestros reservatorios del pre-sal. Nuestras actividades, particularmente en el mar, presentan varios riesgos, como el riesgo de derramamientos de petróleo, explosiones en plataformas y en operaciones de perforación y desastres naturales. La ocurrencia de cualquiera uno de esos eventos u otros incidentes podría resultar en daños personales, víctimas, daños ambientales graves con gastos consecuentes de contención, limpieza y reparo, daños al equipo y de responsabilidad en procesos civiles y administrativos. La mayoría de los proyectos en los que nos envolvemos, a fin de explorar y producir petróleo, son proyectos grandes, de largo plazo, que implican un número de diferentes fases. Cada fase de estos proyectos es susceptible a cambios en las condiciones de mercado, precios de materias primas y commodities, variaciones cambiales, posibles problemas con proveedores y contratistas y otros posibles factores que pueden afectar la viabilidad del proyecto. Además, cada uno de esos proyectos es interdependiente de otros proyectos en nuestro sistema, y un retraso, o decisión de no prosecución de un proyecto, podrá tener un impacto significativo sobre uno o más proyectos. Nuestras pólizas de seguro no cubren todas las responsabilidades, y puede no haber seguro contratado para todos los riesgos. No puede haber garantía de que los incidentes no ocurrirán en el futuro, que el seguro irá a cubrir adecuadamente todo el ámbito o extensión de nuestras pérdidas o que no seremos responsabilizados con relación a créditos consecuentes de éstos y de otros eventos. Nuestras estimativas de reservas de petróleo bruto y gas natural implican algún grado de incertidumbre, lo que podría afectar adversamente nuestra capacidad de generar renta. Nuestras reservas probadas de petróleo y gas natural establecidas en este informe anual son las cantidades estimadas de petróleo bruto, gas natural y LGN que datos geológicos y de ingeniería demuestran con razonable seguridad de ser recuperables de reservatorios conocidos bajo condiciones económicas y operativas existentes (es decir, precios y costos en la fecha en la que la estimativa fue hecha) de acuerdo con los reglamentos aplicables. Nuestras reservas de petróleo bruto y gas natural probadas y desarrolladas son reservas en las que se puede esperar ser recuperadas a través de pozos existentes con equipos y métodos operativos existentes. Hay incertidumbres en la estimativa de cantidades de reservas probadas con relación a los precios vigentes de petróleo bruto y gas natural aplicables a nuestra producción, lo que puede nos llevar a hacer revisiones en nuestras estimativas de reservas. En 2015, nuestras estimativas de reserva de petróleo y gas natural probadas cayeron el 20% con relación a nuestras estimativas de 2014, principalmente como resultado de la caída de los precios del petróleo durante 2015. Otras revisiones en baja en nuestras estimativas de reservas podrían llevar a una producción futura inferior, lo que podría tener un efecto adverso sobre nuestros resultados operacionales y situación financiera. Nosotros no somos propietarios de cualquier de las acumulaciones de petróleo bruto y gas natural en el subsuelo del Brasil. Según la legislación brasileña, el gobierno federal brasileño es propietario y detiene todas las acumulaciones de petróleo bruto y gas natural del subsuelo en Brasil y la concesionaria es propietaria del petróleo y gas que producen desde esas acumulaciones del subsuelo, en los términos de los acuerdos aplicables firmados con el gobierno federal brasileño. Poseemos, como concesionaria de ciertos campos de petróleo y gas natural en Brasil, el derecho exclusivo de desarrollar los volúmenes de petróleo bruto y gas natural incluido en nuestras reservas de acuerdo con contratos de concesión, el Contrato de Reparto de Producción del Campo de Libra y del Contrato de Cesión Onerosa concedido a nosotros por el gobierno federal brasileño, y con excepción de la ganancia del petróleo debido al gobierno federal brasileño en el ámbito del Contrato de Reparto de Producción del Campo de Libra, poseemos los hidrocarburos que producimos en el ámbito de esos acuerdos contractuales. El acceso a reservas de petróleo y gas natural es esencial para la producción sostenida y generación de renta de una empresa de petróleo y gas, y nuestra capacidad de generar 27
renta será afectada adversamente si el gobierno federal brasileño restringirnos o impedir de explorar esas reservas de petróleo bruto y de gas natural. Además, podemos estar sujetos a multas por parte de ANP y nuestras concesiones, el Contrato de Reparto de Producción del Campo de Libra y del Contrato de Cesión Onerosa pueden ser revocadas si no cumplimos nuestras obligaciones en los términos de esas disposiciones contractuales. El Contrato de Cesión Onerosa que firmamos con el gobierno federal brasileño es una transacción con partes relacionadas sujeta a reajuste futuro de precio. La transferencia para nosotros de los derechos de exploración y producción de petróleo y gas relacionados con áreas específicas del pre-sal, sujetos a una producción máxima de cinco mil millones de boe, es regida por la Ley nº 12.276/2010 y por el Contrato de Cesión Onerosa, que es un contrato entre el gobierno federal brasileño, nuestro accionista controlador, y Petrobras. La negociación del Contrato de Cesión Onerosa implicó cuestiones importantes, incluyendo (1) el área cubierta por la cesión de derechos, que consiste en bloques exploratorios; (2) el volumen, en base equivalente de un barril de petróleo, que podemos extraer de esta área; (3) El precio a ser pago por la cesión de derechos; (4) los términos de cualquier revisión posterior del precio del contrato y del volumen; y (5) los términos de la realocación de volúmenes entre los bloques exploratorios atribuidos a nosotros. El Contrato de Cesión Onerosa incluye cláusulas que dispongan de una revisión posterior de sus términos, incluyendo el precio pago por los derechos que adquirimos. Estamos pasando en el momento por negociaciones con el gobierno federal brasileño, de acuerdo con los términos del Contrato de Cesión Onerosa con base en una serie de factores, incluyendo los presupuestos relativos al calendario de nuestra producción de petróleo y gas, costos operativos y de inversión, y los precios internacionales del petróleo. No hay una fecha formal u oficial para la conclusión del proceso de revisión. Para obtener información adicional véase el Item 4. “Información sobre la compañía - Exploración y Producción - Cuenca de Santos - Contrato de Cesión Onerosa” y el Item 10. “Informaciones Adicionales - Contratos Significativos – Contrato de Cesión Onerosa”. En la época en la que el Contrato de Cesión Onerosa fue negociado, el precio del contrato inicial pagado por nosotros fue basado en el precio del petróleo bruto Brent de aproximadamente US$ 80 por barril. Durante el período de vigencia del Contrato de Cesión Onerosa, nuevas cuestiones pueden surgir en la implementación del proceso de revisión y otras disposiciones que podrían exigir más negociaciones. Una vez que el proceso de revisión sea concluido en conformidad con los términos del Contrato de Cesión Onerosa, si el precio revisado del contrato sea más elevado del que el precio inicial del contrato, iremos a hacer un pago adicional al gobierno federal brasileño o reduciremos la cantidad de barriles de petróleo equivalente sujeto al Contrato de Cesión Onerosa. Desde junio de 2014, la Resolución CNPE nº 01/2014 autorizó el gobierno federal brasileño para tratar directamente con Petrobras, en los términos de contrato de reparto de producción, para producir petróleo, gas natural e hidrocarburos fluidos en áreas del Contrato de Cesión Onerosa a un volumen superior a cinco bnboe de la producción máxima originalmente acordada en los términos del Contrato de Cesión Onerosa. Sin embargo, no iniciamos negociaciones de los términos de estos acuerdos de reparto de producción y no tenemos una estimativa de cuando esos acuerdos pueden ser ejecutados, ni podemos asegurar que sus términos serían favorables a nosotros. Véase el Item 10. “Informaciones Adicionales - Contratos Significativos – Contrato de Cesión Onerosa- Producción Adicional en las Áreas de Contrato de Cesión Onerosa” y la Nota 12.3 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Estamos sujetos a diversos reglamentos ambientales, de salud y de seguridad y los estándares industriales que están se volviendo más rigurosos y pueden resultar en un aumento de dispendios de capital y operacional y disminución de la producción. Nuestras actividades están sujetas a evolución de los estándares de la industria y mejores prácticas y una amplia variedad de leyes federales, estaduales y locales, reglamentaciones y requisitos de licenciamiento relacionados con la protección de la salud humana, de la seguridad y del medio ambiente, tanto en Brasil cuanto en otras jurisdicciones en las cuales operamos. Particularmente en Brasil, nuestro negocio de petróleo y gas está sujeto a
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extensa reglamentación por varias agencias gubernamentales, incluyendo a ANP, ANEEL, Agencia Nacional de Transportes Fluviales, o ANTAQ y Agencia Nacional de Transportes Terrestres, o ANTT. A no observancia o cumplimiento de esas leyes y reglamentos puede resultar en penalidades que podrían afectar adversamente nuestras operaciones. En Brasil, por ejemplo, podemos ser expuestos a sanciones administrativas y criminales, incluyendo advertencias, multas y órdenes de cierre en el caso de no cumplimento de los reglamentos ambientales, de salud y de seguridad, que, entre otras cosas, limitan o prohíben emisiones o fugas de sustancias tóxicas producidas en conexión con nuestras operaciones. Los reglamentos de eliminación de residuos y emisiones también pueden exigir que limpiemos o mejoremos nuestras instalaciones a costos significativos y pueden resultar en pasivos sustanciales. El Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables, o IBAMA, los diversos órganos ambientales estaduales brasileños y a ANP, entre otros, inspeccionan nuestras instalaciones rutinariamente, y pueden imponer multas, restricciones en las operaciones u otras sanciones con relación a sus inspecciones, incluyendo paradas temporarias y retrasos inesperados, resultando en disminución de la producción. Además, estamos sujetos a leyes ambientales que nos obligan a incurrir en costos significativos para cubrir los daños que un proyecto pueda causar al medio ambiente. Esos costos adicionales pueden tener un impacto negativo en la rentabilidad de los proyectos que pretendemos implementar o pueden tornar esos proyectos económicamente inviables. A la medida que normas ambientales, de salud y seguridad se vuelven más rigurosas con la evolución de las normas de la industria, y a la medida que nuevas leyes y reglamentos relativos a las alteraciones climáticas, incluyendo los controles de carbono, se vuelven aplicables a nosotros, es posible que nuestros dispendios de capital e inversiones para el cumplimiento de esas leyes y reglamentos y los estándares de la industria aumenten sustancialmente en el futuro. Además, si el cumplimiento de tales leyes, reglamentos y estándares de la industria resultar en paradas no planeadas significativas, eso podría generar un efecto material adverso sobre nuestra producción. Nosotros también no podemos garantizar lograremos mantener o renovar nuestras licencias y autorizaciones, caso sean revocadas o si las autoridades ambientales aplicables nieguen o retrasen su emisión o renovación. El aumento de gastos para cumplir los reglamentos ambientales, de salud y de seguridad para mitigar el impacto ambiental de nuestras operaciones o para restaurar las características biológicas y geológicas de las áreas en las que actuamos puede resultar en reducciones en otras inversiones estratégicas. Cualquier aumento sustancial de los gastos para el cumplimiento de los reglamentos de seguridad, ambientáis y de salud, o la reducción en inversiones estratégicas y reducciones significativas en nuestra producción de paradas no planeadas, pueden tener un efecto material adverso sobre nuestros resultados operativos y situación financiera. Podemos sufrir pérdidas y dedicar tiempo y recursos financieros en la defensa de litigios y arbitrajes pendientes. Actualmente, somos parte en diversos procesos judiciales de naturalezas civil, administrativa, tributaria, laboral, ambiental y en reivindicaciones corporativas movidas en contra de nosotros. Esas reivindicaciones envuelven cuantías sustanciales de dinero y otras reparaciones. Varios litigios individuales contestan por una parte significativa del valor total de las reivindicaciones en contra de nosotros. Consulte el Ítem 8. "Informaciones Financieras-Procesos Legales" y la Nota 30 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas incluidos en este informe anual para una descripción de los procedimientos legales a que estamos sujetos. En el caso de procesos que implican valores materiales y para quiénes no tenemos previsiones que serán decididos en contra de nosotros, o en el caso de las pérdidas estimadas viren a ser significativamente mayores de lo que las provisiones, el costo agregado de las decisiones desfavorables podrá tener un efecto material adverso en los resultados de las operaciones y situación financiera. Nosotros también podemos estar sujetos a procesos judiciales y procedimientos administrativos en conexión con nuestras concesiones y otras autorizaciones gubernamentales, lo que podría resultar en la revocación de tales concesiones y autorizaciones gubernamentales. Además, nuestra administración puede ser obligada a dedicar su tiempo y atención para defender esas reivindicaciones, lo que podría impedirlos de concentrarse en nuestro negocio principal. Dependiendo del resultado, los litigios pueden resultar en restricciones sobre nuestras operaciones y tener un efecto material adverso sobre algunos de nuestros negocios.
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Interpretaciones divergentes en los reglamentos tributarios o cambios en las políticas tributarias pueden tener un efecto adverso sobre nuestra situación financiera y resultados operacionales. Estamos sujetos a reglas fiscales y reglamentos que pueden ser interpretados de forma diferente a lo largo del tiempo, o que pueden ser interpretados de forma diferente por nosotros y por las autoridades fiscales brasileñas, lo que podría tener un impacto financiero sobre nuestro negocio. Por ejemplo, en el segundo y tercero trimestre de 2015, reconocemos costos significativos relacionados con la resolución de ciertas contingencias de pasivos fiscales. Aunque inesperados, esos encargos se refieren a la resolución de litigios relacionados a reglamentos fiscales que permitieron que determinadas contingencias fiscales fuesen liquidadas en un valor reducido. En algunos casos, cuando se agotaron todos los recursos administrativos relativos a una contingencia fiscal, más recursos pueden ser presentados en los tribunales judiciales, que pueden exigir que, para que entremos con recurso, suministremos garantía a los tribunales judiciales, tales como el depósito de cuantías iguales a la posible responsabilidad fiscal, además de intereses y multas. En algunos de estos casos, un acuerdo sobre la cuestión puede ser la opción más favorable para nosotros. En el futuro, podremos ser confrontados con situaciones similares en los que nuestra interpretación de un reglamento fiscal pueda ser diferente de la interpretación de las autoridades fiscales, o las autoridades fiscales pueden contestar nuestra interpretación y podemos, eventualmente, sufrir cobranza de provisiones y encargos no previstos. Además, el eventual acuerdo de una disputa fiscal puede tener un impacto más amplio en otros litigios fiscales. Alteraciones en la interpretación o interpretaciones divergentes en cuanto a la reglamentación fiscal, bien como nuestra decisión de resolver cualesquier reclamaciones referentes a tales reglamentos, podrían tener un efecto material adverso sobre nuestra condición financiera y resultados operacionales. Cambios en las políticas tributarias también suelen tener un efecto negativo en nosotros. El gobierno federal, estadual y municipal de Brasil, en el pasado, ha cambiado las políticas tributarias de modo a afectar a la industria de petróleo y gas, y lo puede hacer de nuevo en el futuro. Entre otros modos, estos cambios suelen incluir la creación o el aumento en las tasas tributarias, afectando las compañías de petróleo y gas. Por ejemplo, el Estado de Río de Janeiro, recientemente ha promulgado leyes que imponen tasas de valor añadido doméstico y tasas de inspección sobre la producción de petróleo y gas dentro del Estado de Río de Janeiro. Aunque objeciones a la constitucionalidad de dichas leyes han sido presentadas a la Suprema Corte Brasileña, no se puede prever si dichas objeciones irán prevalecer. Podemos enfrentar procesos civiles adicionales relacionados con la Investigación Lava Jato. Estamos sujetos a una serie de procesos civiles relacionados con la Investigación Lava Jato, incluyendo una acción colectiva de título putativo movida contra nosotros en los Estados Unidos, en el Tribunal de la Comarca de Nueva York ("SDNY") el 17 de Febrero de 2015. Consulte el ítem 8. "Informaciones financieras – Procesos Legales" y Nota 30.4 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para una descripción de la acción colectiva de título putativo movida contra nosotros en los Estados Unidos. Además de la Acción Colectiva, hasta el momento, 29 procesos fueron movidos por inversionistas individuales ante el mismo juez en la SDNY (dos de los cuales fueron suspendidos), y un fue presentado en el Tribunal Federal de los Estados Unidos en la Región Este de la Pensilvania, que consiste en alegaciones similares a las de la Acción Colectiva. Los demandantes no especificaron un valor de supuestos daños en las acciones. Una vez que esas acciones están en sus etapas iniciales, la posible pérdida o intervalo de pérdidas, si hay, consecuentes del litigio no puede ser estimada y, consecuentemente, nosotros no hicimos ninguna provisión con relación a este litigio. Caso este litigio sea decidido contra nosotros, o si firmemos un acuerdo para resolver esas cuestiones, podemos ser obligados a pagar cuantías sustanciales. Dependiendo del resultado, ese litigio también podrá resultar en restricciones a nuestras operaciones y tener un efecto material adverso sobre nuestros negocios. Petrobras contrató una firma en EE.UU. para actuar como consultora jurídica y tiene la intención de defenderse vigorosamente contra las alegaciones hechas en el contexto de estas acciones. Además, EIG Management Company presentó una queja en contra de nosotros el 23 de febrero de 2016 en conexión con su inversión en Sete Brasil Participações, S.A., o Sete Brasil. Es posible que quejas o reclamaciones adicionales puedan venir a ser presentadas en los Estados Unidos, en Brasil o en otro lugar contra nosotros, relacionadas a la Investigación Lava Jato en el futuro. Nuestra administración puede ser obligada a direccionar su tiempo y atención en la defensa de esas reivindicaciones, lo que podrá impedirlos de concentrarse en nuestro negocio principal. 30
No estamos asegurados contra la interrupción del negocio para nuestras operaciones en Brasil, y la mayoría de nuestros activos no están asegurados contra guerra o sabotaje. Generalmente no mantenemos cobertura de seguro para la interrupción de negocios de cualquier naturaleza de nuestras operaciones brasileñas, incluso interrupciones de actividades causadas por acciones laborales. Si, por ejemplo, nuestros trabajadores o los trabajadores de nuestros principales proveedores y prestadores de servicios entraren en huelga, las paralizaciones podrán tener un efecto adverso sobre nosotros. Además, no aseguramos la mayoría de nuestros activos contra guerra o sabotaje. Véase el “-Riesgos Relacionados a las Nuestras Operaciones Paros, paralizaciones o agitación laboral entre nuestros empleados o de empleados de nuestros proveedores o contratistas, así como la potencial escasez de personal especializado, pueden afectar adversamente los resultados de nuestros operacionales y nuestro negocio.” Por lo tanto, un ataque o un incidente operativo que cause la interrupción de nuestros negocios pueden tener un efecto material adverso sobre nuestros resultados operativos y condición financiera. Desarrollos en la industria de petróleo y gas (como la reciente declinación significativa en los precios internacionales de petróleo y gas) y otros factores resultaron, y pueden resultar, en substanciales reducciones del valor contable de algunos de nuestros activos, lo que podría afectar adversamente nuestros resultados operacionales y condición financiera. Evaluamos anualmente, o con mayor frecuencia, cuando las circunstancias lo exijan, el valor contable de nuestros activos para el posible impairment. Nuestros testes de deterioro son realizados por medio de una comparación del valor contable de un activo individual o de una unidad generadora de caja con su cuantía recuperable. Siempre que el valor recuperable de un activo o unidad generadora de caja individual sea menor que su valor contable, una pérdida por deterioro es reconocida para reducir el valor contable al valor recuperable. Alteraciones en los escenarios económicos, reguladores, empresariales o políticos en Brasil o en otros mercados en que actuamos, como el reciente declino significativo en los precios internacionales de petróleo y gas, la desvalorización del real y menor crecimiento económico proyectado en Brasil, bien como cambios en las condiciones de financiación de esos proyectos, entre otros factores, pueden afectar las estimativas de rentabilidad originales de nuestros proyectos y resultar en (i) proyectos adiados o cancelados y (ii) en el reconocimiento de deterioros en algunos de nuestros activos. Por ejemplo, en 2015 y 2014, reconocemos deterioros de US$ 12.299 millones y US$ 16.823 millones, respectivamente, en algunos de nuestros activos fijos, bienes y activos intangibles clasificados como detenidos para venta. Consulte el Ítem 5. "Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras - Resultados de las Operaciones - 2015 en comparación a 2014" y Ítem 5. "Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras Resultados de las Operaciones - 2014 en comparación a 2013", Ítem 5. "Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras – Estimaciones y Políticas Contables Críticas" y Notas 5.2 y 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para obtener más informaciones sobre el impairment de algunos de nuestros activos. Los desarrollos futuros en el ambiente económico, en el sector de petróleo y gas y otros factores podrían resultar en nuevos deterioros significativos, afectando adversamente nuestros resultados operativos y condición financiera. Nuestro compromiso en cumplir las obligaciones de nuestro plan de pensión ("Petros") y beneficios de salud ("AMS") puede ser mayor de lo que lo que está previsto, y nosotros podemos ser obligados a hacer contribuciones adicionales de recursos a Petros. Los criterios utilizados para determinar compromisos relativos a pensiones y de beneficios del plan de salud son basados en estimativas y premisas actuariales y financieras con relación a (i) el cálculo del flujo de efectivo proyectado de corto plazo y largo plazo y (ii) la aplicación de reglas reguladoras internas y externas. Por lo tanto, existen incertidumbres inherentes a la utilización de estimativas que pueden resultar en diferencias entre el valor previsto y el valor real realizado.
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Además, los activos financieros detenidos por Petros para cubrir las obligaciones de pensiones están sujetos a riesgos inherentes a la gestión de inversiones y esos activos pueden no generar los resultados necesarios para cubrir los pasivos relevantes. Además, Petros puede ser obligado a asumir el pago de obligaciones adicionales consecuentes de decisiones judiciales desfavorables al plan. En lo que dice respeto a los resultados del Petros, según la legislación brasileña en vigor, en caso de déficits actuariales en circunstancias específicas, un plan de compensación puede ser necesario y, por lo tanto, contribuciones extraordinarias nuestras, como patrocinador, y de nuestros empleados, pueden ser necesarias. Un plan de equiparación eventual para Petros, que requeriría contribuciones de nuestra parte puede tener un efecto material adverso sobre nuestros resultados operacionales y condición financiera. En lo que dice respeto a la AMS, los flujos de efectivo proyectados, bien como los pagos y pasivos actuariales, también puede ser afectados (i) por los aumentos sustanciales en los costos médicos, (ii) exigencias adicionales para mejores beneficios y (iii) por la dificultad de ajustar las contribuciones de los participantes proporcionalmente a los aumentos de costos médicos. Estos riesgos pueden resultar en un aumento en el nuestro pasivo y afectar adversamente los resultados de nuestras operaciones y nuestro negocio. Véase la Nota 22 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para lograr más informaciones sobre nuestros beneficios a los empleados, incluyendo los planes de pensiones y de salud. Paros, paralizaciones o agitación laboral entre nuestros empleados o de empleados de nuestros proveedores o contratistas, así como la potencial escasez de personal especializado, pueden afectar adversamente los resultados de nuestros operacionales y nuestro negocio. Aproximadamente el 45% de nuestros empleados son representados por sindicatos. Desacuerdos en cuestiones que implican desinversiones o cambios en nuestra estrategia de negocios, reducciones de nuestro personal, bien como potenciales contribuciones de los trabajadores para un déficit del Petros, podrían llevar la insatisfacción de los trabajadores. En 2015, los sindicatos de los trabajadores de la industria de petróleo organizaron una serie de protestas, culminando en un paro con duración de 27 días, que impactó nuestros niveles de producción en noviembre de 2015. Este paro sucedió durante las negociaciones sobre las cláusulas sociales del acuerdo colectivo de trabajo de 2015-2017. No podemos garantizar que eses paros que afectan nuestros niveles de producción no irán a ocurrir durante las futuras negociaciones. Paros, paralizaciones u otras formas de agitación laboral en cualquier uno de nuestros principales proveedores, contratistas o sus instalaciones podrían perjudicar nuestra capacidad de completar grandes proyectos e impactar nuestra capacidad de alcanzar nuestros objetivos de largo plazo. Además, podríamos experimentar una potencial escasez de personal especializado. Hemos anunciado recientemente un nuevo programa de incentivo de demisión voluntária abierto a todos los empleados, y estimamos que cerca de 12.000 empleados irán adherir al dicho programa. Si esto programa de incentivo de demisión voluntária se implementa con éxito, y no conseguirnos substituir adecuadamente al personal clave especializado que decidir adherir al dicho programa, eso podría afectar nuestros resultados de las operaciones y nuestros negocios negativamente. Véase Nota 6. “Consejeros, Alta Administración y Empleados - Empleados y Relaciones Laborales Programa de Incentivo de Demisión Voluntária - PIDV”. Nuestro éxito depende de nuestra capacidad de seguir con la formación y calificación exitosa de nuestro personal, de modo que esto asuma posiciones séniores calificadas en el futuro. No podemos garantir que seremos capaces de formar, calificar o retener adecuadamente al personal de gestión, o hacerlo sin costos o retrasos, ni podemos garantir que conseguiremos encontrar nuevos gerentes séniores calificados, si hay la necesidad. Toda falla podrá afectar negativamente a nuestros resultados de las operaciones y a nuestros negocios.
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Conformidad y Control de Riesgos Estamos expuestos a comportamientos incompatibles con nuestra ética y estándares de conformidad, y el fallo en detectar oportunamente o corregir tal comportamiento puede tener un efecto material adverso sobre nuestros resultados operativos y situación financiera. Nuestro negocio, incluyendo las relaciones con terceros, es guiado por principios éticos. Adoptamos un Código de Ética, un Guía de Conducta y una serie de políticas internas destinadas a orientar nuestros administradores, empleados y proveedores y a reforzar nuestros principios y reglas de comportamiento ético y conducta profesional. Ofrecemos un canal de comunicación externa supervisada por nuestra Oficina General de Ombudsman a los empleados, proveedores y terceros. Consulte el Ítem 6. "Consejeros, Alta Administración y Empleados - Ombudsman." Estamos sujetos al riesgo de que nuestros empleados, contratados o cualquier que haga negocios con Petrobras se envuelvan en actividad fraudulenta, corrupción o soborno, contornen o anulen nuestros controles y procedimientos internos o nieguen o manipulen nuestros activos en su beneficio personal o comercial en nuestro detrimento. Este riesgo es aumentado por el hecho del que tenemos un gran número de contratos complejos y de alto valor con proveedores locales y extranjeros, bien como una distribución geográfica de nuestras operaciones y gran variedad de contrapartes implicadas en nuestro negocio. Adoptamos una serie de sistemas para identificar, controlar y mitigar esos riesgos, pero nuestros sistemas pueden no ser eficaces. Es difícil para nosotros garantizar que todos nuestros empleados y contratados, totalizando más de 236 mil, irán a cumplir nuestros principios éticos. Cualquier fallo - real o percibida - en seguir esos principios o en cumplir la gobernanza aplicable u obligaciones reglamentarios podría perjudicar nuestra reputación, limitar nuestra capacidad de lograr financiación y de otra forma tener un efecto material adverso sobre nuestros resultados operativos y condición financiera. Nuestra administración identificó debilidades materiales en nuestros controles internos sobre informes financieros, y concluyó que nuestro control interno sobre los informes financieros no fue eficaz el 31 de diciembre de 2015, lo que puede tener un resultado adverso relevante sobre nuestros resultados operativos y condición financiera. Nuestra administración identificó una serie de deficiencias materiales en nuestros controles internos en los informes financieros de 2015, relacionadas con (i) controles anulados por la administración, (ii) controles relacionados a activos fijos (incluyendo deficiencias relacionadas con la revisión de alteraciones de ciertas agrupaciones de activos de exploración y producción como unidades generadores de caja y su conformidad con las normas IFRS, reclasificación de ciertos activos para proyectos en construcción para activos operacionales y la oportuna baja de proyectos, necesidad de amortizar pagos anticipados a contratistas y proveedores que no irán a resultar en beneficios económicos futuros y reconocimiento de los costos de rescisión de nuestros contratos, (iii) la revisión y aprobación de lanzamientos contables manuales, (iv) gestión de accesos y segregación de deberes en los procesos de negocios y de tecnología de la información y (v) provisiones y pasivos contingentes para procesos judiciales y (vi) el cálculo de los pasivos actuariales. Como resultado, debido a las debilidades materiales identificadas, nuestra administración concluyó que nuestro control interno sobre los informes financieros no fue eficaz el 31 de diciembre de 2015. Una cantidad de nuestras actuales deficiencias materiales en nuestros controles internos de informes financieros fue identificada y reportada por la administración el 31 de diciembre de 2014. Aunque hayamos desarrollados e implementado varias medidas para corregir estas fragilidades materiales, no podemos tener certeza de que no habrá otras debilidades materiales en nuestros controles internos con respeto a los informes financieros en el futuro. Para lograr más informaciones sobre esas cuestiones, consulte ítem 15. "Controles y Procedimientos - Informe de la Administración en relación con el Control Interno sobre los Estados Financieros." Si nuestros esfuerzos para remediar las debilidades materiales no son bien sucedidos, podemos ser imposibilitados de relatar los resultados de nuestras operaciones para los períodos futuros con precisión y en tiempo hábil y realizar nuestras presentaciones necesarias junto a las autoridades gubernamentales, incluyendo a Securities and Exchange Commission (SEC) de los EE.UU. Hay también un riesgo del que podría haber errores de contabilidad en nuestros informes financieros, y no podemos tener la certeza de que, en el futuro, debilidades materiales adicional no 33
irán a existir o no serán descubiertas. Cualquiera de estas ocurrencias puede afectar adversamente nuestros negocios y resultados operativos y podrían generar reacciones negativas del mercado, llevando potencialmente a una declinación en el precio de nuestras acciones, ADSs y títulos de deuda. Las investigaciones en curso de SEC y Departamento de Justicia de los EE.UU sobre la posibilidad de no conformidad con la Ley Sobre la Práctica de la Corrupción en el Exterior (Foreign Corrupt Practices Act) de los EE.UU. podría afectarnos adversamente. El incumplimiento de esta ley o de otras leyes pueden nos obligar a pagar multas y exponer la compañía y a nuestros empleados a sanciones penales y civiles. En noviembre de 2014, recibimos una intimación de la SEC solicitando algunos documentos e informaciones sobre la compañía con relación, entre otras cosas, la investigación Lava Jato y cualesquier acusaciones relativas a un incumplimiento de la Ley Extranjera Contra Actos de Corrupción de los EE. UU. El Departamento de Justicia de los EE.UU está realizando una investigación similar. La compañía está cooperando voluntariamente con ambas averiguaciones. La investigación interna y las investigaciones gubernamentales conexas relacionadas con estas cuestiones continúan en curso, y aún no es posible estimar la duración, el objetivo o los resultados de la investigación interna o averiguaciones relacionados por las autoridades competentes. En la medida en la que cooperamos totalmente con las dos investigaciones, desarrollos adversos con relación a esas investigaciones, incluyendo cualquier alongamiento del ámbito de las investigaciones, pueden impactar negativamente la compañía y podrían desviar los esfuerzos y atención de nuestro equipo de administración de nuestras operaciones comerciales normales. Con relación a cualquier investigación de la SEC o del Departamento de Justicia de los EE.UU o cualquier otra investigación llevada a cabo por cualquier otra autoridad, no puede haber garantía de que no seremos obligados a pagar multas o suministrar otro alivio financiero, o consentir liminares o órdenes sobre comportamientos futuros o sufrir otras penalidades, cualquier uno de los cuales puede tener un efecto material adverso sobre nosotros. Consulte "Ítem 8. Informaciones Financieras - Procesos Legales." Nuestra metodología para estimar los pagos indebidos incorrectamente capitalizados, descubiertos en el ámbito de la investigación Lava Jato, implica algún grado de incertidumbre. Si la información adicional sustantiva viene a la luz en el futuro que haga que nuestra estimativa una evaluación a mayor en nuestros activos aparezca, retrospectivamente, como habiendo sido relevantemente subestimada o sobrestimada, eso podrá exigir un nueva presentación de nuestras demostraciones financieras y puede tener un efecto material adverso en nuestros resultados operativos y condiciones financieras y afectar el valor de mercado de nuestros títulos. En consecuencia de las conclusiones de la investigación Lava Jato, en el tercer trimestre de 2014, dimos baja en US$ 2.527 millones de costos capitalizados representando montantes que Petrobras pagó en exceso para la adquisición de activos fijos en años anteriores. Con su inicio en 2014, y en lo largo de 2015, el Ministerio Público Federal de Brasil ha direccionado parte de su investigación para las irregularidades involucrando nuestros contratistas y proveedores, y ha descubierto un esquema de pago que involucraba un largo abanico de participantes, incluyendo ex empleados de Petrobras. Basado en las informaciones disponibles a nosotros, el esquema de pago involucraba un grupo de compañías que, entre 2004 y abril de 2012, conspiraran para obtener contractos con nosotros, sobrecargándonos bajo los contratos para costear pagos indebidos para a partidos políticos, políticos elegidos u otros agentes políticos, empleados de contratistas y proveedores, exempleados de Petrobras y a otros individuos implicados en el esquema de pago. Además del esquema de pago, las investigaciones identificaron varias instancias específicas de otros contratistas y proveedores que supuestamente cobraron en exceso Petrobras y usaron el pago en exceso recibido de sus contratos con la compañía para financiar pagos indebidos, no relacionados con el esquema de pago, a ciertos ex empleados de Petrobras. Véase la Nota 3 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para lograr más informaciones sobre la investigación Lava Jato, los pagos indebidos practicados por ciertos contratistas y proveedores de Petrobras y nuestra metodología para estimar el exceso en nuestros activos. Concluimos que una parte de nuestros costos incurridos en los activos fijos que resultaron de contratistas y proveedores en el cártel que cobró a más de la compañía para realizar pagos impropios no debía haber sido capitalizada de nuestros costos históricos de los bienes de activos fijos. Como es impracticable identificar los períodos 34
específicos y montantes de los pagos en exceso realizados por la compañía, fueron consideradas todas las informaciones disponibles para determinar el impacto de los pagos excesivos practicados. En consecuencia, para contabilizar esos pagos indebidos, desarrollamos una metodología para estimar el valor agregado pagamos a más mediante el esquema de pago, a fin de determinar el montante de la baja que representa una evaluación a mayor de nuestros activos resultantes de pagos en exceso usados para financiar pagos indebidos. La investigación Lava Jato aún está en curso y podrá durar una cantidad significativa de tiempo antes que los apoderados federales concluyan su investigación. En consecuencia de esta investigación, informaciones adicionales sustantivas pueden venir a la luz en el futuro, que podrán hacer que nuestra estimativa de pagos excesivos, en retrospecto, haya sido materialmente baja o alta, lo que puede exigir la corrección de nuestras demostraciones financieras para ajustar aún más las bajas que representan la sobreevaluación de nuestros activos reconocidos en nuestros estados financieros consolidados provisorias para el período de nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2014. Creemos que hemos utilizado la metodología y los presupuestos más apropiados para determinar los montantes de pagos indebidos incorrectamente capitalizados, basándose en la información disponible para nosotros, pero nuestra metodología de estimativa envuelve algún grado de incertidumbre. No puede haber garantía de que las bajas que representan la sobreevaluación de nuestros activos, determinados utilizando la metodología de estimativa, y reconocidos en nuestras demostraciones financieras consolidadas provisorias para el período de nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2014, no son subestimados o sobrestimados. En el caso en el que somos obligados a dar baja en costos históricos adicionales de nuestros activos fijos o para revertir las bajas antepasadamente reconocidas en nuestros resultados financieros, eso podrá impactar el valor total de nuestros activos y podremos estar sujetos a publicidad negativa, rebajamientos de clasificaciones de crédito, u otros eventos relevantes negativos, que pueden tener un efecto material adverso sobre nuestros resultados operativos y condición financiera y afectar el valor de mercado de nuestros títulos. Riesgos Relativos a la nuestra Relación con el Gobierno Federal Brasileño El gobierno federal brasileño, como nuestro accionista controlador, puede buscar determinados objetivos macroeconómicos y sociales a través de nosotros que pueden tener un efecto adverso significativo sobre la compañía. Como nuestro accionista controlador, el gobierno federal brasileño puede buscar algunos de sus objetivos macroeconómicos y sociales a través de nosotros. La legislación brasileña exige que el gobierno federal brasileño detenga la mayoría de nuestras acciones con derecho a voto, y mientras eso sucede, el gobierno federal brasileño tendrá el poder de elegir la mayoría de los miembros de nuestro Consejo de Administración y, a través de ellos, la mayoría de los directores ejecutivos que son responsables por la administración del día a día. En consecuencia, podemos nos dedicar a actividades que dan preferencia a los objetivos del gobierno federal brasileño al revés de nuestros propios objetivos económicos y comerciales. Así, podemos hacer inversiones, incurrir en costos y realizar ventas con partes o en condiciones que puedan tener un efecto adverso sobre nuestros resultados operativos y condición financiera. En particular, continuamos a auxiliar el gobierno federal brasileño en el sentido de garantizar que la oferta y los precios de petróleo bruto y derivados de petróleo en Brasil cumple con los requisitos de consumo de los brasileños. Antes de enero de 2002, los precios de los derivados de petróleo y petróleo bruto fueron regulados por el gobierno federal brasileño, ocasionalmente fijado abajo de los precios vigentes en los mercados mundiales de petróleo. Nosotros no podemos asegurar que los controles de precios no serán reintegrados en Brasil.
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El nuestro presupuesto de inversión está sujeto a la aprobación por el gobierno federal brasileño, y la no obtención de la aprobación de nuestras inversiones planeados puede afectar adversamente nuestros resultados operacionales y situación financiera. El gobierno brasileño mantiene el control sobre nuestro presupuesto de inversiones y establece límites sobre nuestras inversiones y deuda a largo plazo. Como una entidad estatal, debemos someter nuestros presupuestos anuales propuestos al Ministerio de Planificación, Infraestructura y Gestión de Brasil y al Ministerio de Minas y Energía de Brasil. En la secuencia de la revisión por estas autoridades gubernamentales, el Congreso Nacional debe aprobar nuestro presupuesto. Nuestro presupuesto aprobado puede reducir o alterar nuestras inversiones y asunción de nuevas deudas propuestas, y podemos ser imposibilitados de lograr financiación que no exijan la aprobación del Gobierno Federal Brasileño. En consecuencia, podemos ser imposibilitados de hacer todas las inversiones que prevemos, incluso aquéllos que concordamos en hacer para expandir y desarrollar nuestros campos de petróleo bruto y de gas natural, lo que puede afectar adversamente nuestros resultados operacionales y situación financiera. Riesgos Relativos al Brasil Las condiciones políticas y económicas brasileñas y la percepción de los inversores sobre estas condiciones tienen un impacto directo en nuestro negocio y nuestro acceso al capital, y puede tener un efecto material adverso sobre nosotros. Las políticas económicas del gobierno federal brasileño pueden tener efectos importantes sobre empresas brasileñas, incluso sobre nuestra compañía, y en condiciones de mercado y precios de los títulos brasileños. Nuestra condición financiera y resultados operativos pueden ser afectados negativamente por los siguientes factores y por la respuesta del gobierno brasileño a esos factores: •
movimientos de la tasa de cambio y volatilidad;
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inflación;
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financiación de los déficits fiscales del gobierno;
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instabilidad de precios;
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tasas de interés;
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liquidez de los mercados de capitales domésticos y de préstamos;
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política fiscal;
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política regulatoria para la industria de petróleo y gas, incluyendo la política de precios;
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alegaciones de corrupción contra partidos políticos, políticos elegidos u otros servidores públicos, incluyendo alegaciones hechas en relación a la investigación Lava Jato; y
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otros acontecimientos políticos, diplomáticos, sociales y económicos que pueden afectar el Brasil.
La incertidumbre sobre si el gobierno brasileño implementará cambios en políticas o reglamentos que pueden afectar cualquiera un de los factores mencionados arriba u otros factores en el futuro puede llevar la incertidumbre económica en Brasil y aumentar la volatilidad del mercado de títulos y valores mobiliarios brasileños emitidos en el exterior por empresas brasileñas, que pueden tener un efecto material adverso sobre nuestros resultados operativos y situación financiera.
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Históricamente, el escenario político del país ha influenciado el desempeño de la economía brasileña y las crisis políticas afectaron la confianza de los inversionistas y del público en general, lo que resultó en la recesión de la economía y aumento de la volatilidad de los valores mobiliarios emitidos en el exterior por empresas brasileñas. Actualmente, los mercados brasileños están enfrentando intensificada volatilidad atribuible a (i) a pérdida de Brasil de su rating de crédito de grado de inversión, (ii) la incertidumbre política y inestabilidad (como resultado de, entre otros factores, el proceso de impeachment en curso contra la Presidenta del Brasil) y (iii) a las incertidumbres consecuentes de la investigación Lava Jato en curso y sus impactos sobre la economía brasileña y ambiente político. Aunque las autoridades brasileñas hayan descrito públicamente a Petrobras como una víctima de la alegada conducta ilegal identificada durante la investigación Lava Jato, en esta fase de la averiguación, cualesquier desarrollos en la investigación Lava Jato (previsibles e impredecibles) podría tener un efecto material adverso sobre la economía brasileña y en nuestros resultados operativos y situación financiera. Además, desde 2011, Brasil ha experimentado una desaceleración económica culminando con una reducción del Producto Interno Bruto, o PIB, del 3,8% en 2015. Las tasas de crecimiento de PIB fueron el 0,1% en 2014, el 2,7% en 2013, el 1,8% en 2012 y el 3,9 % en 2011. Nuestros resultados de operaciones y situación financiera son y continuarán a ser afectados por la tasa de crecimiento del PIB en Brasil, porque una parte substancial de nuestros productos derivados de petróleo son vendidos en Brasil. No podemos garantizar que el PIB irá a aumentar o permanecer estable en el futuro. Desarrollos futuros en la economía brasileña pueden afectar las tasas de crecimiento de Brasil y, consecuentemente, el consumo de nuestros productos derivados de petróleo. En consecuencia, estos acontecimientos pueden perjudicar nuestros resultados operativos y condición financiera. Alegaciones de corrupción política contra el gobierno federal brasileño y Poder Legislativo brasileño pueden crear instabilidad económica y política. En el pasado, miembros del gobierno federal brasileño y del Poder Legislativo brasileño enfrentaron acusaciones de corrupción política. En consecuencia, varios políticos, incluyendo altos empleados federales y congresistas, renunciaron o fueron presos. Actualmente, políticos elegidos y u otros servidores públicos en Brasil están siendo investigados por alegaciones de conducta antiética e ilegal identificada durante la investigación Lava Jato que está siendo conducida por el Procurador Federal de Brasil. El resultado potencial de estas investigaciones es desconocido, pero ya hubo un impacto negativo sobre la imagen y reputación de las empresas implicadas (incluyendo a Petrobras), además del impacto negativo sobre la percepción general del mercado de la economía brasileña. Esos procesos, sus conclusiones u otras alegaciones de conducta ilícita podrían tener efectos adversos adicionales sobre la economía brasileña. No podemos prever si tales alegaciones llevarán a la instabilidad posterior o se nuevas alegaciones contra empleados del gobierno brasileño surgirán en el futuro. Además, no podemos prever el resultado de tales alegaciones, ni su efecto sobre la economía brasileña. La inflación y las medidas del gobierno brasileño para combatir la inflación pueden contribuir significativamente para la incertidumbre económica en Brasil y puede tener un efecto material adverso sobre nosotros. Históricamente, Brasil ha experimentado altas tasas de inflación, en particular antes de 1995. La inflación, bien como los esfuerzos del gobierno para combatir la inflación, tuvo efectos negativos significativos sobre la economía brasileña. Más recientemente, las tasas de inflación fueron del 10,67% en 2015, 6,41% en 2014 y el 5,91% en 2013, medida por el IPCA, el Índice Nacional de Precios al Consumidor Ancho (Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo), compilados por el IBGE (Instituto Brasileño de Geografía y Estadística). Brasil puede experimentar altos niveles de inflación en el futuro. El gobierno brasileño puede introducir políticas para reducir las presiones inflacionistas, que podrían tener el efecto de reducir el desempeño general de la economía brasileña. Algunas de esas políticas pueden tener un efecto sobre nuestra capacidad de acceso al capital extranjero o reducir nuestra capacidad de ejecutar nuestros planes de negocios y de gestión futuros, en especial para aquellos proyectos que contamos con socios extranjeros. Las medidas del gobierno brasileño para controlar la inflación muchas veces incluyeron el mantenimiento de una política monetaria restrictiva con altas tasas de intereses em real. Esas políticas han aportado para limitar el 37
tamaño y el atractivo de los mercados de deuda locales, exigiendo prestatarios como nosotros a buscar financiación en moneda extranjera en los mercados de capitales internacionales. En la medida en la que existe una incertidumbre económica en Brasil, lo que afloja nuestra capacidad de lograr financiación externa en condiciones favorables, el mercado brasileño local puede ser insuficiente para satisfacer nuestras necesidades de financiación, que por su vez puede tener un efecto material adverso sobre nosotros. Riesgos Relativos a Nuestros Valores Mobiliarios El tamaño, la volatilidad, la liquidez o la reglamentación de los mercados de títulos brasileños puede restringir la capacidad de los titulares de ADSs de vender las acciones ordinarias o preferenciales subyacentes a las nuestras ADSs. Las acciones de Petrobras están entre las más líquidas negociadas en la Bolsa de São Paulo, o BM&FBOVESPA, pero, en general, los mercados de títulos brasileños son menores, más volátiles y menos líquidos del que los principales mercados de valores mobiliarios en Estados Unidos y en otras jurisdicciones, y pueden ser reglamentadas diferentemente de la manera en la que inversionistas norteamericanos están acostumbrados. Factores que pueden afectar específicamente los mercados accionarios brasileños pueden limitar la capacidad de los titulares de ADSs de vender las acciones ordinarias o preferenciales subyacentes a nuestras ADSs por el precio y en la hora deseadas. El mercado de títulos de deuda de PGF puede no ser líquido. Algunos de los títulos de PGF no están listados en ninguna bolsa y no son cotizados a través de un sistema de cotización automatizada. La mayoría de las notas de PGF están listadas en el momento tanto en New York Stock Exchange y en la Bolsa de Luxemburgo y comercializadas en el mercado NYSE Euronext y Euro MTF, respectivamente, aunque la mayoría de las negociaciones en notas de PGF ocurra over-the-counter (mercado de balcón). PGF puede emitir nuevas notas que pueden ser listadas en otras bolsas además de New York Stock Exchange y la Bolsa de Luxemburgo y negociadas en otros mercados que no el NYSE Euronext y el mercado Euro MTF. Nosotros no podemos hacer ninguna garantía en cuanto a la liquidez de los mercados de negociación o a los títulos de PGF. No podemos garantizar que los titulares de los títulos de PGF podrán vender sus notas en el futuro. Si un mercado para los títulos de PGF no si desarrollar, los titulares de los títulos de PGF podrán ser imposibilitados de revender los títulos por un período prolongado de tiempo, o en todo caso. Los titulares de ADSs podrán quedar imposibilitados de ejercer derechos de preferencia con relación a las acciones ordinarias o preferenciales subyacentes a las ADSs. Los titulares de ADSs que son residentes de Estados Unidos pueden ser imposibilitados de ejercer los derechos de preferencia referentes a las acciones ordinarias o preferenciales subyacentes a nuestras ADSs a menos que una declaración de registro en los términos de la Ley de Mercado esté en vigor con relación a esos derechos o una exención de los requisitos de registro de la Ley de Mercado esté disponible. Nosotros no somos obligados a presentar una declaración de registro con relación a las acciones ordinarias o preferenciales relativas a esos derechos de preferencia y, por lo tanto, podremos no presentar cualquier declaración de registro. Si una declaración de registro no sea presentada y la exención del registro no sea dada, The Bank of New York Mellon, en la calidad de depositario, intentará vender los derechos de preferencia, y los titulares de ADSs tendrán derecho a recibir el producto de la venta. Sin embargo, los derechos de preferencia expirarán si el depositario no pueda venderlos. Para una descripción más completa de los derechos de preferencia con relación a las acciones ordinarias o preferenciales, consultar el Ítem 10. "Informaciones Adicionales- Actos Constitutivos y Estatuto -Derechos de Preferencia".
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Si los titulares de nuestras ADSs cambien sus ADSs por acciones ordinarias o preferenciales, ellos corren el riesgo de perder la capacidad de remeter en tiempo hábil moneda extranjera al exterior y a perder las ventajas fiscales brasileñas. La custodia brasileña de nuestras acciones ordinarias o preferenciales subyacentes a nuestras ADSs debe lograr un certificado de registro del Banco Central de Brasil para tener el derecho de remeter dólares al exterior para pago de dividendos y otras distribuciones relativos a nuestras acciones preferenciales y ordinarias, o cuando de la alienación de las acciones ordinarias o preferenciales. Tales remesas en los términos de un programa de ADR están sujetas a un tratamiento fiscal específico en Brasil que puede ser más favorable para el inversionista extranjero se comparado a ganancias de remesa originados de títulos adquiridos directamente por el inversionista en los mercados reglamentados de acciones brasileños. Así, un inversionista que opta por cambiar ADSs por acción ordinaria o preferencial subyacente puede estar sujeto a tratamiento fiscal menos favorable sobre ganancias con relación a estas inversiones. La conversión de ADSs directamente en la titularidad de las acciones ordinarias o preferenciales subyacentes es regida por la Resolución CMN nº 4.373 y los inversionistas extranjeros que pretenden realizar el cambio son obligados a designar un representante en Brasil para los efectos del Adjunto I de la Resolución CMN nº 4.373, que serán responsables por el mantenimiento y actualización de los certificados de registros de los inversionistas en el Banco Central de Brasil, que da derecho a los inversionistas extranjeros registrados a comprar y vender derechamente en la BM&FBOVESPA. Esos acuerdos pueden exigir gastos adicionales del inversionista extranjero. Además, si esos representantes no consiguen lograr o actualizar los respectivos certificados de registro, los inversionistas podrán incurrir en gastos adicionales o estén sujetos a retrasos operativos que pueden afectar su capacidad de recibir dividendos o distribuciones relativos a las acciones ordinarias o preferenciales o el retorno de su capital en tiempo hábil. El certificado de registro de la custodia o cualquier registro de capital extranjero logrado directamente por esos titulares pueden ser afectados por futuros cambios legislativos o reglamentarios, y no podemos asegurar a esos titulares que las restricciones adicionales aplicables, la alienación de las acciones ordinarias o preferenciales subyacentes, o la repatriación de los recursos logrados con el proceso no serán impuestas en el futuro a ellos. Los titulares de nuestras ADSs pueden enfrentar dificultades para proteger sus intereses. Nuestros asuntos corporativos son regidos por nuestro estatuto y por la Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil, que difieren de los principios legales que se aplicarían si fuéramos constituidos en una jurisdicción en Estados Unidos o en otro lugar fuera de Brasil. Además, los derechos de un titular de ADS, que son derivados de los derechos de los titulares de nuestras acciones ordinarias o preferenciales, conforme el caso, de proteger sus intereses contra los actos de nuestro Consejo de Administración son diferentes en los términos de la Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil de que los términos de leyes de otras jurisdicciones. Reglas contra el abuso de información privilegiada y selfdealing y la preservación de los intereses de los accionistas también pueden ser diferentes en Brasil de lo que en los Estados Unidos. Además, la estructura de una acción colectiva en Brasil es diferente de que en los EE.UU., y de acuerdo con la ley brasileña, los accionistas de empresas brasileñas no pueden solicitar una acción de clase, y en los términos del estatuto social de Petrobras deben, en general, en lo que dice respeto a disputas relativas a las reglas sobre el funcionamiento de los mercados de capitales, arbitrar cualquiera de esas disputas. Consulte el Ítem 10. "Informaciones Adicionales- Actos Constitutivos y Estatuto - Resolución de Controversias”. Somos una compañía estatal constituida bajo las leyes de Brasil y todos nuestros consejeros y directores ejecutivos residen en Brasil. Sustancialmente todos nuestros activos y los activos de nuestros consejeros y directores ejecutivos están ubicados en Brasil. En consecuencia, puede no ser posible a los titulares de ADSs iniciar procesos en contra de nosotros o contra nuestros consejeros y directores ejecutivos dentro de los Estados Unidos o en otras jurisdicciones fuera de Brasil o ejecutar decisiones judiciales proferidas en los Estados Unidos o en otras jurisdicciones fuera de Brasil en contra de nosotros o nuestros consejeros y directores ejecutivos. Como las sentencias de tribunales de Estados Unidos referentes a la responsabilidad civil con base en las leyes federales de valores mobiliarios de los EE.UU. solo pueden ser ejecutadas en Brasil si son cumplidos determinados requisitos, los titulares de ADSs pueden 39
enfrentar más dificultades para proteger sus intereses en acciones en contra de nosotros o contra nuestros consejeros y directores ejecutivos de lo que los accionistas de una sociedad constituida en un estado u otra jurisdicción de los Estados Unidos. Los titulares de nuestras ADSs no tienen los mismos derechos de voto que los nuestros accionistas. Además, los titulares de ADSs representando acciones preferenciales no tiene derecho a voto. Los titulares de nuestras ADSs no tienen los mismos derechos de voto que los titulares de nuestras acciones. Los titulares de nuestras ADSs tienen el derecho a derechos contractuales establecidos en su beneficio en el ámbito de los contratos de depósito. Los titulares de ADSs ejercen derechos de voto, suministrando instrucciones al depositario, en oposición a la participación en titulares de ADSs ejercen derechos de voto, suministrando instrucciones al depositario, en oposición a la participación en asambleas de accionistas o votando por otros medios disponibles a los accionistas. En la práctica, la capacidad de un titular de ADSs de instruir el depositario a votar dependerá del calendario y de los procedimientos para suministro de instrucciones al depositario, directamente o a través de custodia del titular y sistema de compensación. Además, una parte de nuestras ADSs representa nuestras acciones preferenciales. Según la legislación brasileña y nuestro estatuto social, los titulares de acciones preferenciales no tienen derecho a voto en asambleas de accionistas. Esto significa, entre otras cosas, que los titulares de ADSs que representan acciones preferenciales no tienen derecho a votar en transacciones corporativas o decisiones importantes. Véase el Item 10. “Informaciones Adicionales - Actos Constitutivos y Estatuto - Derecho a Voto”. Estaríamos obligados a pagar las sentencias de los tribunales brasileños ejecutando nuestras obligaciones en garantía relativas a los títulos de PGF solo en reales. Si fuesen movidos procesos en Brasil con el fin de ejecutar nuestras obligaciones con respeto a la garantía de los títulos de PGF, seríamos obligados a cumplir nuestras obligaciones solamente en reales. En los términos de los controles de cambio brasileños, una obligación de pagar valores denominados en moneda diferente del real, que sean pagados en Brasil mediante decisión de un tribunal brasileño, pueden ser pagado en reales por la tasa de cambio vigente, según determinado por el Banco Central de Brasil, en la fecha del pago. La descubierta de que estamos sujetos a las leyes de quiebra de los EE.UU. y que la garantía firmada por nosotros fue una transferencia irregular puede resultar que los titulares de las notas PGF pierdan sus demandas judiciales contra nosotros. El deber de PGF de hacer pagos sobre las notas PGF es apoyada por nuestra obligación en los términos de la garantía correspondiente. Fuimos enterados por nuestro abogado externo norteamericano que la garantía es válida y ejecutable de acuerdo con las leyes del Estado de Nueva York y de Estados Unidos. Además, fuimos enterados por nuestro director jurídico que las leyes de Brasil no impiden que la garantía sea válida, vinculante y ejecutoria en contra de nosotros, de acuerdo con sus términos. Caso las leyes federales americanas de transferencias fraudulentas o similares sean aplicadas a la garantía, y nosotros, en el momento en el que firmamos la garantía relevante: •
estuvimos o estuviéramos insolventes o considerados insolventes en virtud de nuestra garantía;
•
estuvimos o estuviéramos implicados en negocios o transacciones en las cuales los activos restantes conozco constituir capital insignificante; o
•
pretendíamos incurrir o incurrimos, o creemos que incurriríamos en deudas además de nuestra capacidad de pagar esas deudas en sus vencimientos; y
•
en cada caso, pretendíamos recibir o hemos recibidos menos que un valor razonablemente equivalente o contraprestación justa por eso,
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Entonces nuestras obligaciones en el ámbito de la garantía podrán ser evitadas, o reclamaciones con relación a ese contrato podrían ser subordinadas a las reivindicaciones de otros acreedores. Entre otras cosas, una negación legal de la garantía con base en transferencia fraudulenta podrá enfocar en los beneficios, si hay, pagado por nosotros en consecuencia de la emisión de las notas PGF. En la medida en la que la garantía sea considerada una transferencia irregular o inasequible por cualquier otro motivo, los titulares de las notas PGF no podrán hacer una reivindicación en contra de nosotros en los términos de la garantía relevante y podrían apenas hacer una reclamación contra a PGF. Nosotros no podemos asegurar que, después del pago de todas las reclamaciones anteriores, habrá activos suficientes para pagar las reivindicaciones de los titulares de títulos PGF relacionados a cualquier parte evitada de la garantía. Titulares de acciones residentes en la Unión Europea pueden no recibir el pago de los reajustes de los montantes brutos por retención en los términos de la Directiva 2014/107 del Consejo Europeo sobre tributación de los rendimientos del ahorro. Austria optó por no participar de ciertas cláusulas de cambio de información de la Directiva Europea 2003/48/CE relativa a la tributación de los rendimientos del ahorro (esa salida fue confirmada por la Directiva Europea 2014/107 (Directiva) en vigor después de la revocación de la Directiva 2003/4860 / CE) y al revés, durante un período transitorio, aplicando una retención en la fuente sobre los pagos de intereses, a una tasa de hasta el 35%, hecha por un agente pagador en Austria o colectada por ese agente pagador para un individuo beneficiario efectivo residente en otros Estados miembros de la Unión Europea o a ciertos tipos limitados de entidades establecidas en otros EstadosMiembros, a menos que el beneficiario de los pagos de intereses opte por el cambio de informaciones, según previsto en la Directiva. Ni Petrobras ni el agente pagador (ni cualquiera otra persona) serían obligados a pagar valores adicionales a respeto de las notas en consecuencia de la imposición, tal impuesto retenido en la fuente por Austria. Para más información, consulte el Ítem 10. "Informaciones Adicionales - Impuestos Relacionados con las Obligaciones de PGF - Directiva 2014/107 del Consejo de la Unión Europea." Un inversionista debe consultar un consultor fiscal para determinar las consecuencias fiscales de detener notas de PGF para ese inversionista. Ítem 4. Información sobre la compañía Historia y Desarrollo Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras fue constituida en 1953, como el agente exclusivo, para conducir actividades de hidrocarburos del gobierno federal brasileño. Empezamos nuestras operaciones en 1954 y, desde entonces, hemos conducido la producción de petróleo y gas natural y actividades de refino en Brasil en nombre del gobierno. El 31 de diciembre de 2015, el gobierno federal brasileño era detenedor del 28,67% de nuestro capital social en circulación y el 50,26% de nuestras acciones ordinarias. Vea Ítem 7 - "Principales Accionistas y Transacciones con Partes Relacionadas - Principales Accionistas." Nuestras acciones ordinarias y preferenciales son negociadas en BM&FBOVESPA desde 1968 y en NYSE en la forma de ADSs desde 2000. Perdemos nuestro derecho exclusivo de realizar actividades de petróleo y gas en Brasil, cuando el Congreso brasileño alteró la Constitución brasileña, y, posteriormente, aprobó la Ley nº 9.478/1997 en 1997. Promulgada como parte de una amplia reforma del sistema regulatorio de petróleo y gas, esta ley autorizó el gobierno federal brasileño a contratar cualquiera empresa estatal ou privada para realizar todas las actividades relacionadas al petróleo, gas natural y sus respectivos productos. Esta nueva ley estableció un cuadro reglamentar con base en concesión, cesó nuestro derecho exclusivo de realizar actividades de petróleo y gas, y permitió la concurrencia abierta en todos los aspectos en la industria de petróleo y gas en Brasil. La ley también creó una agencia regulatoria independiente, ANP, para regular el petróleo, gas natural y combustibles renovables en Brasil y crear un ambiente competitivo en el sector de petróleo y gas. Consulte el Ítem 4. "Información sobre la compañía - Reglamentación de la Industria del Petróleo y Gas en Brasil - Reglamentación de Precios." En la secuencia de la descubierta de grandes reservatorios del presal en la costa de Brasil, el Congreso aprobó en 2010 las leyes adicionales con el objetivo de reglamentar las actividades de exploración y producción en el área del presal, bien como otras áreas potencialmente estratégicas que aún no están bajo concesión. En los términos de estas nuevas leyes, la Compañía adquirió del gobierno federal a través de un Contrato de Cesión Onerosa el derecho de 41
explorar y producir hasta cinco bnboe de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos fluidos en áreas especificadas del presal. Adicionalmente, el 02 de diciembre de 2013, con base en esas leyes promulgadas en 2010, firmamos nuestro primer contrato con el gobierno federal brasileño en los términos de una producción en plan de reparto para el campo de Libra. En los términos de la ley que reglamenta la producción del plan de reparto para el área del presal, nosotros actualmente somos obligados a ser el operador, con una participación mínima del 30%. Consulte el Ítem 4. "Información sobre la compañía - Reglamentación de la Industria del Petróleo y Gas en Brasil", Ítem 10 "Informaciones Adicionales - Contratos Significativos - Contrato de Cesión Onerosa” y Ítem 10. "Informaciones Adicionales - Contratos Significativos - Contrato de Reparto de Producción". Operamos a través de subsidiarias, joint ventures, operaciones conjuntas y asociadas con sede en Brasil y en diversos países. Nuestra oficina principal está ubicada en la Avenida República do Chile 65, 20031 - 912, Río de Janeiro, RJ, Brasil y nuestro número de teléfono es (55 - 21) 3224-4477 y nuestro sitio es www.petrobras.com.br. La información contenida en nuestro Website, que suele ser accedida a través de un hiperlink resultante de esta URL, no es y no suele ser considerada como incorporada dentro de esto informe anual. Descripción General del Grupo Somos una de las mayores empresas integradas de petróleo y gas del mundo, que actúa principalmente en Brasil, donde somos el participante dominante. En consecuencia de nuestro legado como ex productor exclusivo brasileño y proveedor de petróleo bruto y derivados de petróleo y nuestro compromiso fuerte y continuo de encontrar y desarrollar campos de petróleo en Brasil, tenemos una gran base de reservas probadas y operamos y producimos la mayor parte de la producción del petróleo y de gas de Brasil. En 2015, nuestra producción diaria de petróleo doméstica media fue de 2.128 mbbl/d, lo que representa más del 90% de la producción total de petróleo de Brasil. La mayoría de nuestras reservas nacionales probadas offshore están ubicadas adyacentes a las Cuencas de Campos y Santos en el sudeste de Brasil. Su proximidad nos permite optimizar nuestra infraestructura y limitar los costos de desarrollo y producción de nuestras nuevas descubiertas. Además, desarrollamos expertise en la exploración y producción en aguas profundas, fruto de 47 años de desarrollo de cuencas marítimas en Brasil. Estamos aplicando el conocimiento técnico que adquirimos a través del desarrollo de la Cuenca de Campos para la Cuenca de Santos, que deberá ser la principal fuente de nuestro crecimiento futuro en reservas probadas y producción de petróleo. El 31 de diciembre de 2015, teníamos reservas probadas de petróleo y gas desarrolladas de 5.161,7 mmboe y reservas no desarrolladas probadas de 4.988,9 mmboe en Brasil. El desarrollo de esta gran base de reserva y la exploración de áreas del presal exigieron y continuarán a exigir, significativas inversiones y el crecimiento de nuestras operaciones. Operamos sustancialmente toda la capacidad de refino en Brasil. La mayoría de nuestras refinerías está localizada en el sudeste de Brasil, dentro de los mercados más poblados e industrializados del país y al lado de la fuente de la mayor parte de nuestro petróleo bruto en la Cuenca de Campos. Nuestra capacidad de destilación de petróleo bruto actual es 2.176 mbbl/d y nuestra producción doméstica de refino en 2015 fue de 1.976 mbbl/d. Atendemos la demanda por derivados de petróleo en Brasil a través de una combinación planeada de importaciones de derivados de petróleo y refino doméstico del petróleo bruto, que busca optimizar nuestros márgenes, sacando partido de las diferencias de precios existentes entre el costo de refino de petróleo bruto en Brasil y el costo para importar derivados de petróleo. También estamos involucrados en la producción de productos petroquímicos. Distribuimos productos derivados de petróleo a través de nuestra propia red de minorista y de mayoristas. Participamos en la mayoría de los aspectos del mercado brasileño de gas natural, incluyendo la logística y procesamiento de gas natural. Para satisfacer nuestra demanda interna, procesamos gas natural derivado de la producción de nuestros campos en tierra y en el mar (principalmente desde los campos de las cuencas de Campos, Espírito Santo y de Santos) producimos, importamos gas natural de Bolivia y en la medida necesaria importamos GNL a través de nuestros terminales de regasificación. También participamos en el mercado nacional de energía, principalmente a través de nuestras inversiones en usinas termoeléctricas a gas y en energías renovables. Además, participamos en el sector de fertilizantes, que es otro importante mercado del gas natural.
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Fuera de Brasil, operamos en 12 países. En Latinoamérica, nuestras operaciones se extienden desde la exploración y producción hasta el refino, comercialización, servicios de minorista, gas natural y usinas de electricidad. En América del Norte, producimos petróleo y gas y tenemos operaciones de refino en Estados Unidos. En África, por medio de una joint venture, producimos petróleo en Nigeria y tenemos exploración de petróleo y de gas en otros países. Informaciones completas y el cuadro sobre las reservas y la producción son presentadas al final de Ítem 4. Vea "Información sobre la compañía - Información Adicional sobre Reservas y Producción". En el cuarto trimestre de 2015, reorganizamos nuestra estructura corporativa, reduciendo el número de nuestros segmentos de negocio de seis para cinco. Como resultado, nuestras operaciones internacionales ya no son reportadas como un segmento separado, y en vez de eso son presentadas en el segmento de negocios en los que las actividades subyacentes corresponden. Nuestras actividades están organizadas en cinco segmentos de negocio, a saber: •
Exploración y Producción: este segmento de negocio abarca la exploración, desarrollo y producción de petróleo, GNL (gas natural licuado) y gas natural en Brasil y en el exterior, con el objetivo principal de suministrar nuestras refinarías nacionales y de la venta de petróleo bruto en exceso y derivados de petróleo producidos en nuestras plantas de procesamiento de gas natural para los mercados interno y externo. Nuestro segmento de exploración y producción también opera por medio de sociedades con otras empresas;
•
Refino, Transporte y Comercialización: este segmento abarca refino, logística, transporte y comercialización de petróleo y derivados de petróleo en Brasil y en el exterior, exportadores de etanol, extracción y procesamiento de esquisto, bien como la participación en empresas petroquímicas en Brasil;
•
Gas y Energía: este segmento de negocios abarca transporte, comercialización del gas natural producido en Brasil y en el exterior, gas natural importado, transporte y comercialización de GNL (gas natural licuado), generación y comercialización de energía eléctrica, bien como la participación en (i) transportadoras y distribuidoras de gas natural y (ii) usinas termoeléctricas en Brasil, además de ser responsable por el nuestro negocio de fertilizantes;
•
Distribución: este segmento de negocios abarca las actividades de Petrobras Distribuidora SA, que opera a través de su propia red minorista de canales de venta mayorista para vender productos de petróleo, etanol y gas natural vehiculados en Brasil para el menudeo, clientes comerciales e industriales, bien como mayorista de combustibles. Este segmento también incluye distribución de las operaciones en el exterior de derivados de petróleo (América del Sur); e
•
Biocombustibles: este segmento de negocio abarca la producción de biodiesel y sus coproductos, bien como actividades relacionadas con el etanol como inversiones de capital, producción y comercialización de etanol, azúcar y el excedente de electricidad generada a partir do bagazo de caña.
Además, tenemos un segmento corporativo que tiene actividades no asignadas a otros segmentos, entre ellos las relacionadas con la gestión financiera corporativa, el overhead corporativo y otros gastos, incluso las actuariales referentes a la pensión y asistencia médica para los empleados jubilados y sus dependientes. Para más información sobre nuestros segmentos de negocio, véase Nota 4.2. en nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas.
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El cuadro a continuación presenta informaciones - clave para cada segmento de negocio en 2015: Informaciones por Segmento de Negocio de 2015
Exploración y Producción
Refino, Transporte y Comercialización
Bio Com Busti ble
Gas y Energía
Corpo rativo
Distribución
Total del Grupo
Eliminaciones
(US$ millones) Ingresos de Ventas ................................ 35.680 Ganancia (pérdida) antes de impuestos .............................. (3.683) Total de activos el 31 de diciembre ................................ 123.796 Dispendios de capital e inversiones ................................ 19.131
74.321
13.145
229
33.406
−
(59.467)
97.314
8.459
518
(317)
(219)
(14.961)
455
(9.748)
45.492
19.469
482
5.271
39.455
(3.444)
230.521
2.534
793
43
255
302
−
23.058
Como parte de nuestro Plan 2015-2019, que también anunció un programa de desinversión, a fin de mejorar la eficiencia operacional, retornos sobre el capital y generar efectivo adicional para administrar nuestra deuda. Este programa de desinversión contempla la venta de posiciones minoritarias, mayoritarias o posiciones integrales en algunas de nuestras subsidiarias, afiliadas, y activos a inversionistas estratégicos o financieros o a través de ofertas públicas. Con base en nuestra evaluación interna de los bienes que están considerados para venta en conformidad con el programa de desinversión para el período 2015-2016, esperamos recibir rendimientos de aproximadamente US$ 15,1 mil millones. Durante 2015, recibimos proventos de la venta de activos bajo nuestro programa de desinversión, um monto de aproximadamente US$700 millones, resultante principalmente de la venta de (i) una participación de 49% en la Petrobras Gás S.A. (Gaspetro) para la Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda. – Mitsui y (ii) todos los activos de nuestra explotación y producción en la Cuenca Austral, en Argentina para la Compañia General de Combustibles S.A, entre otras. Recién, nuestro Consejo de Administración aprobó la revisión de nuestra estructura organizativa y de nuestro modelo de gobernanza y gestión, lo que resultó en la eliminación del 43% de todas las funciones de gestión en unidades no operacionales, y que esperamos llevará la reducción de costos en el valor de R$ 1,8 mil millones (US$443 millones) por año. Este nuevo modelo busca alinear nuestra estructura y administración a nuestro plan de 2015-2019, a nuestro ambiente de negocios actual, implementar medidas de reducción de costos y fortalecer los procesos de conformidad y controles internos. Él también implica la integración de actividades entre nuestros segmentos de negocio y corporativos, y la combinación de áreas para mejorar la responsabilización por resultados de negocios. Exploración y Producción Principales Estadísticas de Exploración y Producción 2015 Exploración y Producción: Ingresos de Ventas ............................................................................... Ganancia (pérdida) antes de impuestos ............................................... Activos fijos........................................................................................... Dispendios de capital e inversiones ......................................................
35.680 (3.683) 109.724 19.131
2014 (US$ millones) 68.611 21.850 140.582 25.500
2013
72.345 31.812 133.309 29.692
Nuestras actividades de exploración y producción de petróleo y gas son los mayores componentes de nuestra cartera de inversiones. En 2015, nuestra producción de petróleo y gas en todo el mundo alcanzó una media de 2.576 mboe/d, un aumento del 3,3% con relación al año anterior (2.493 mboe/d) y nuestra producción mundial de petróleo alcanzó una media de 2.228 mbbl/d, un aumento del 3,6% con relación al año anterior (2.150 mbbl/d). De acuerdo con criterios técnicos de la SEC para registro de reservas probadas, el 31 de diciembre, 2015, nuestra red mundial de reservas probadas de petróleo, condensado y gas natural, incluyendo el petróleo sintético y gas, era de 10,5 bnboe, una reducción del 20% con relación a nuestras reservas probadas de 13,1 bnboe el 31 de
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diciembre de 2014. Esta reducción se debió principalmente a la caída de los precios del petróleo durante el ejercicio fiscal de 2015. En Brasil, nuestras actividades están concentradas en reservatorios de petróleo en aguas profundas. Nuestras actividades domésticas representaban el 93% de nuestra producción mundial en 2015 y fueron responsables por 97% de nuestras reservas mundiales el 31 de diciembre de 2015. A lo largo de los últimos cinco años, cerca del 90% de nuestra producción total brasileña de petróleo equivalente fue de petróleo, y el restante de gas natural. En 2015, instalamos dos unidades offshore adicionales, y conectamos 73 nuevas pozos (47 pozos de producción y 26 pozos de inyección) en nuestros sistemas de producción. Los campos de petróleo más ricos de Brasil están en el mar, la mayoría de ellos en aguas profundas. Hemos realizados actividades de exploración y producción offshore en estas aguas desde 1971, cuando empezamos la exploración en la Cuenca de Campos, y nuestras principales descubiertas fueron hechas en aguas profundas y ultraprofundas. Nuestra tecnología y especialización nos dieron una ventaja competitiva y nos convertimos mundialmente reconocidos como una empresa innovadora en la tecnología necesaria para exploración y producción de hidrocarburos en aguas profundas y ultraprofundas. En 2015, la producción offshore contestó por el 91% de nuestra producción en Brasil y la producción en aguas profundas fue responsable del 80% de nuestra producción en Brasil. De acuerdo con datos de producción de PFC Energy, operamos más producción (en una base de boe) de campos en aguas profundas y ultraprofundas que cualquiera otra empresa. Históricamente, concentramos nuestras actividades de exploración y producción offshore en reservatorios de arenisca turbidíticas, ubicados principalmente en la Cuenca de Campos. En 2006, fuimos bien sucedidos en perforar una capa de sal enorme en la costa brasileña que se extiende de la Cuenca de Campos a la Cuenca de Santos. El petróleo que fue formado antes de la formación de la capa de sal estaba preso y bien preservado en una gran cantidad de reservatorios de carbonato (a lo cual nos referimos como los reservatorios de presal), que llevó a un grande número de descubiertas importantes. Esta provincia del presal ocupa un área de aproximadamente 149.000 km² (36,8 millones de acres), de los cuales tenemos derechos de producción sobre el 17% del área total (cerca de 25.600 km², o 6,3 millones de acres), por medio de área atribuida a nosotros en los términos de los Contratos de Concesión, el Contrato de Cesión Onerosa y un Contrato de Reparto de Producción. Los reservatorios del presal que descubrimos están ubicados en aguas ultraprofundas, a profundidades totales de hasta 7.000 metros (22.965 pies). La parte sur de la provincia del presal es compuesta de la Cuenca de Santos, donde a capa de sal es de aproximadamente dos kilómetros de espesura. En la parte norte de la provincia del presal, la sal es más fina y gran parte del petróleo migró a través de la sal para los reservatorios arenosos del post-sal de la Cuenca de Campos. Aunque parte del petróleo que se formó haya migrado, nosotros aún hicimos importantes descubrimientos en los reservatorios del presal en la Cuenca de Campos, a la medida que perforamos las capas de sal. La mayoría de nuestro capital social actual y futuro será comprometido con el desarrollo del petróleo encontrado en la provincia del presal, con énfasis en la Cuenca de Santos, dada la dimensión de sus reservatorios y sus potenciales.
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El mapa a continuación muestra la localización de nuestros reservatorios del presal:
En el exterior, hemos actuado hace mucho tiempo en América del Sur, Golfo de México y en el Oeste de África. Nosotros nos concentramos en oportunidades para apalancar a expertise en aguas profundas que desarrollamos en Brasil. De 2012, hemos reducido sustancialmente nuestras actividades internacionales a través de la venta de activos a fin de cumplir nuestros objetivos anunciados de desinversión.
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Nuestras actividades por región Actividades en Brasil Regímenes de Exploración y Producción
Históricamente, hemos realizado actividades de exploración, desarrollo y producción en Brasil por medio de contratos de concesión, que logramos a través de la participación en rondas de licitaciones realizadas por ANP. Algunas de nuestras concesiones existentes fueron concedidas por ANP sin subasta en 1998, en los términos de la Ley nº 9.478/1997. Esos contratos son conocidos como contratos de concesión de la "Ronda Cero". Desde entonces, a excepción de la 13ª subasta, ronda celebrada en octubre de 2015, hemos participado de todas las rondas de subastas realizadas por ANP, incluyendo la primera ronda de subasta de régimen de reparto de producción realizada el 21 de octubre de 2013. Actualmente, operamos bajo tres regímenes de exploración y producción diferentes: •
Contratos de Concesión: ANP concede derechos, de tiempos en tiempos, por medio de subastas públicas abiertos a operadores calificados, para explorar y producir petróleo bruto y gas en Brasil bajo contratos de concesión para los bloques ofrecidos en cada subasta. Los contratos de concesión tienen un plazo de 27 años después de la declaración de comercialidad, con la posibilidad de extensión por ANP. En 2016, el gobierno federal autorizó que a ANP permita la prorrogación de los términos de los contratos de concesión de la Ronda Cero en más 27 años. Estas negociaciones están actualmente en curso.
•
Contrato de Cesión Onerosa: En el 3 de septiembre de 2010, firmamos un acuerdo con el gobierno federal brasileño, mediante lo cual nos fue atribuído el derecho a realizar actividades para la exploración y producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos fluidos en áreas específicas en el presal. El acuerdo está sujeto a una producción máxima de cinco bnboe a lo largo de 40 años (prorrogable por más cinco años), y ya declaramos comercialidad para este volumen entero en las áreas de Franco (Búzios), Sul de Tupi (Sul de Lula), Florim (Itapu), Nordeste de Tupi (Sépia), Sul de Guará (Sul de Sapinhoá) y Entorno de Iara (Norte de Berbigão, Sul de Berbigão, Norte de Sururu, Sul de Sururu y Atapu). Consulte el Ítem 10. "Informaciones Adicionales - Contratos Relevantes - Contrato de Cesión Onerosa”.
•
Contrato de Reparto de Producción: en el ámbito de este régimen, las licencias de exploración y producción son concedidas por medio de una subasta pública al consorcio que ofrece la mayor participación en la ganancia del petróleo al gobierno, y Petrobras debe, actualmente, ser el operador y tener por lo menos, una participación del 30% en el bloque concedido en los términos de este régimen. En una subasta pública realizada el 21 de octubre, 2013, un consorcio que incluyó Petrobras fue premiado con los derechos y obligaciones de operar y explorar un bloque en el presal estratégica (conocido como Libra - que tiene un volumen recuperable estimado entre 8 y 12 bnboe de acuerdo con ANP), localizado en la Cuenca de Santos. El 2 de diciembre de 2013, firmó el primer acuerdo en los términos de este régimen. Tenemos una participación del 40% en el bloque de Libra y somos su operador exclusivo. Este acuerdo tiene plazo de 35 años. Aunque una resolución del CNPE de 2014 permita que el gobierno federal brasileño celebre contrato de reparto de producción con Petrobras para producir volúmenes excedentes de petróleo, gas natural e hidrocarburos fluidos sobre la producción máxima inicialmente acordada para ciertas áreas designadas en los términos del Contrato de Cesión Onerosa, el TCU suspendió esas negociaciones mientras aguarda la conclusión de las negociaciones de todos los parámetros para el proceso de revisión en los términos del Contrato de Cesión. Consulte el Ítem 10. "Informaciones Adicionales - Contratos Materiales - Contrato de Cesión Onerosa - Producción Adicional en las Áreas de Contrato de Cesión Onerosa."
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El mapa a continuación muestra nuestras áreas de exploración y producción en Brasil, en Diciembre de 2015.
Actividades de producción en Brasil La siguiente tabla refleja nuestra producción de nuestras principales cuencas en Brasil:
Producción Brasil Cuenca de Campos Cuenca de Santos Otras Cuencas
2015 2.128 1.488 395 245
Petróleo (mbbl/d) 2014 2.034 1.526 247 262
2013 1.931 1.531 137 263
Gas Natural (mmcf/d) 2015 2014 2013 1.544 1.500 1.406 577 548 554 487 413 281 479 539 571
2015 2.386 1.584 477 325
Total (mboe/d) 2014 2.284 1.617 316 352
2013 2.166 1.623 184 359
Unidades Estacionarias de Producción 2015 2014 2013 120 122 126 56 56 56 12 11 11 52 55 59
Nuestra producción doméstica de petróleo en 2015 alcanzó una media de 2.128 mmbbl/d en 2015 y fue el 4,6% mayor de lo que nuestra producción media en 2014. Nuestra producción doméstica total, incluyendo nuestra producción de gas natural, que creció el 2,9% con relación al año anterior, alcanzó una media de 2.386 mmboe/d en 2015. Este crecimiento representa un aumento del 4,4% con relación a la media de 2.284mmboe/d registrada en 2014. En 2016, esperamos producir 2.145 mbbl/d de petróleo en Brasil (0,8% por encima de nuestra media de 2015), como resultado del startup de tres nuevas unidades (FPSO Cidade de Maricá, FPSO Cidade de Saquarema y FPSO Cidade de Caraguatatuba) y el ramp-up continuo de sistemas recientemente instalados.
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La producción del presal irá a volverse gradualmente una parcela mayor de nuestra producción total, en la medida en la que nuevas unidades de producción dedicadas a los reservatorios de presal ubicadas en la Cuenca de Santos son puestas en operación. Nuestra producción operacional en los reservatorios del presal alcanzó una media de 767 mbbl/d en 2015, en comparación con una media de 491 mbbl/d operada a lo largo de 2014. Nuestra mayor producción diaria operada de presal ya ocurrida fue el 14 de diciembre de 2015, cuando la producción total alcanzó 942 mbbl/d de petróleo. Esta producción recórd ocurrió con apenas 48 pozos productores. De esos pozos, 25 están ubicados en la Cuenca de Santos y fueron responsables por el 71% de esa producción (666 mbbl/d). Los reservatorios del post-sal ya están en gran parte desarrollados, y el enfoque ahora para estos reservatorios será minimizar la declinación natural. De 2013, hemos instalado varios sistemas importantes en el área del presal de la Cuenca de Santos y en la Cuenca de Campos, lo que ayudó a reducir la declinación natural de la cuenca. En 2015, fue instalado el FPSO Cidade de Itaguaí en el área de Iracema en el campo de Lula, y P-61 TLWP. La tabla a continuación presenta las unidades que más contribuyeron para el crecimiento de nuestra producción en Brasil desde 2013: Inicio (año)
Cuenca
Campo/Área
Tipo de Unidad
2016
Santos
Lula Alto
FPSO
2015
Santos
Lula
FPSO
2015 2014
Campos Campos
Papa-Terra–Módulo 1 Roncador–Módulo 4
2014
Campos
2014
Santos
Unidad de Producción
Capacidad Nominal de Petróleo Bruto (bbl/d)
Capacidad Nominal de Gas Natural (mmcf/d)
Lámina De Agua (metros)
Notas
150.000
211,9
2.100
Presal
150.000
282,5
2.240
Presal
TLWP FPSO
Cidade de Maricá Cidade de Itaguaí P-61 P-62
− 180.000
− 211,9
1.180 1.600
Parque das Baleias
FPSO
P-58
180.000
211,9
1.399
Post-sal Post-sal Pre y postsal
Iracema Sul
FPSO
150.000
282,5
2.220
2014
Santos
Sapinhoá Norte
FPSO
2013 2013
Campos Campos
Roncador–Módulo 3 Papa-Terra–Módulo 2
SS FPSO
2013
Santos
Sapinhoá
FPSO
2013
Santos
Lula NE
FPSO
2013
Santos
Baúna
FPSO
Cid. de Mangaratiba Cidade de Ihabela P-55 P-63 Cidade de São Paulo Cidade de Paraty Cidade de Itajaí
Presal
150.000
211,9
2.140
Presal
180.000 140.000
211,9 35,3
1.795 1.200
Post-sal Post-sal
120.000
176,6
2.140
Presal
120.000
176,6
2.140
Presal
80.000
70,6
275
Post-sal
____________ (1) La producción del P-61 TLWP es procesada por FPSO P-63 en el campo de Papa-Terra.
Reconocemos pérdidas por deterioro en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2015 en un total de US$ 8,7 mil millones en lo que dice respeto a la exploración y la producción en el mercado interno a nuestros campos de producción, debido al impacto de la caída de los precios internacionales del petróleo bruto y uso en los presupuestos de precios de algunos de nuestros campos de producción domésticos de petróleo bruto y gas natural, incluyendo Papa-Terra, grupo Centro Sur, grupo Uruguá, Espadarte, entre otros, de una mayor tasa de descuento (reflejando un aumento del premio de riesgo Brasil), bien como la revisión geológica del reservatorio Papa-Terra. Nosotros también reconocemos pérdidas de deterioro en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2015 de US$ 0,5 mil millones con relación a la producción de petróleo y gas y equipos de perforación, no relacionadas a los campos de producción en Brasil. Estas pérdidas de deterioro están principalmente relacionadas con la capacidad desocupada de las dos sondas de perforación en el futuro y con la utilización de una mayor tasa de descuento (reflejando un aumento del premio de riesgo Brasil). Para más información, consultar Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. En el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014, reconocemos anteriormente pérdidas de deterioro de US$ 1,6 mil millones con relación a nuestras operaciones de exploración y producción en el mercado interno, debido al impacto de la caída de los precios internacionales del petróleo bruto en los presupuestos de precios de 49
algunos de nuestros campos de producción de petróleo bruto y gas natural ubicadas en Brasil, incluyendo Frade, Pirapitanga, Tambuatá, Carapicu y Piracucá. También reconocemos anteriormente pérdidas de deterioro en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014 en el total de US$ 536 millones con relación a la producción de petróleo bruto y gas natural y equipos de perforación ubicados en Brasil, sin relación con campos de producción de petróleo y gas. Sistemas que se instalarán hasta 2018 Actualmente, tenemos 11 grandes sistemas a ser instalados hasta 2018 y un sistema principal se ha instalado en el año 2016 (FPSO Cidade de Maricá). Los campos de Lula y Búzios serán particularmente importantes para apoyar nuestro crecimiento de producción. La producción de estos campos será activada con 7 FPSOs. Nosotros también iremos a instalar una nueva unidad de post-sal en el Campo de Tartaruga Verde en 2017. La tabla a continuación muestra nuestros próximos startups de sistemas:
Previsión de inicio (año) 2016 2016 2017 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2018 2018
Cuenca
Campo/Área
Tipo de Unidad
Santos Santos Santos Santos Campos Santos Santos Santos Santos Santos Santos
Lula Central Lapa Lula Sul Lula Extremo Sul Tartaruga Verde Búzios 1 Búzios 2 Búzios 3 Berbigão Atapu Sul Lula Norte
FPSO FPSO FPSO FPSO FPSO FPSO FPSO FPSO FPSO FPSO FPSO
Capacidad Nominal de Petróleo Bruto (bbl/d) 150.000 100.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000
Capacidad Nominal de Gas Natural (mmcf/d)
Lámina De Agua (metros)
Regímenes de E&P
211,9 176,6 211,9 211,9 176,6 247,2 247,2 247,2 211,9 211,9 211,9
2.100 2.100 2.100 2.100 765 2.100 2.100 2.100 2.100 2.100 2.100
Concesión en presal Concesión en presal Concesión en presal Concesión en presal Concesión en post-sal Cesión Onerosa Cesión Onerosa Cesión Onerosa Concesión en presal Cesión Onerosa Concesión en presal
Principales Cuencas Domésticas en las cuales a Petrobras Tiene Actividades
Cuenca de Campos 2
La Cuenca de Campos, que abarca cerca de 115.000 km (28,4 millones de acres), continúa a ser nuestra mayor cuenca de petróleo y gas en Brasil en los términos de reservas de hidrocarburos probadas y producción anual. Desde que empezamos a explorar esta área en 1971, más de 60 acumulaciones de hidrocarburos fueron descubiertas, incluyendo ocho grandes campos de petróleo en aguas profundas y ultraprofundas. El 31 de diciembre de 2015, el 56% y el 36% del total de nuestras reservas probadas de petróleo bruto y gas natural en Brasil, respectivamente, vinieron de la Cuenca de Campos. Durante 2015, el 66% de nuestra producción total nacional vinieron de la Cuenca de Campos. Durante 2015, operábamos 56 unidades estacionarias de producción en profundidades de agua que variaban de 80 a 1.886 metros (262 a 6.188 pies) en la Cuenca de Campos. La densidad media de API del petróleo en la Cuenca de Campos es 23,2°. Nuestras actividades en la cuenca empezaron en 1971 y ahora estamos centrados en mantener nuestra producción en campos relativamente maduros. Hemos logrado atenuar la declinación natural de la cuenca a través de la instalación de nuevos sistemas de producción, realizando flujos en reservatorios del presal con las unidades nuevas de producción y con las ya existentes de modo a mejorar la eficiencia operacional. La producción del presal se volvió un factor importante en el mantenimiento de la producción de la Cuenca de Campos. Empezamos la producción de petróleo del presal en 2008 en el campo de Jubarte localizado en la región del Parque das Baleias. En 2015, la producción media de petróleo en el área del presal de la Cuenca de Campos en que operábamos era de 243 mbbl/d, lo que representa un aumento del 8,5% con relación a 2014. Prácticamente toda nuestra producción en la Cuenca de Campos es de acuerdo con los contratos de concesión. Consultar "Reglamentación de la Industria del Petróleo y Gas en Brasil".
50
Durante 2015, la producción en la Cuenca de Campos fue apoyada por el ramp-up de las unidades P-55 y P-62 en el campo de Roncador y en los Módulos de Papa Terra, bien como proyectos de mantenimiento de la producción en nuestros campos maduros: •
Las nuevas unidades en Roncador (individualmente, nuestro mayor campo productor, en media, en 2015) permitieron al campo registrar su más alto volumen superior a 400 mbbl/d en julio de 2015.
•
Recientemente, instalamos una plataforma importante en esta cuenca, la P-58, que opera en área del Parque das Baleias. Esta unidad produce tanto en los reservatorios del presal como del post-sal y aumentó su producción de 54 mbbl/d en 2014 para 93 mbbl/d en 2015.
•
Debido al aumento de los esfuerzos de mantenimiento, la producción anual del campo de Marlim, en la Cuenca de Campos, que no tuvo ninguna unidad nueva instalada en los últimos tres años, se tiene mantenido estable en un nivel de casi 200 mbbl/d durante los últimos tres años.
Como ya desarrollamos en ese momento considerablemente la Cuenca de Campos, el Plan 2015-2019 proyecta apenas una nueva unidad para la Cuenca de Campos, el FPSO Tartaruga Verde que está en construcción con 150.000 bbl/d (176 mmcf gas) de capacidad y programado para iniciar la producción en 2017. Cuenca de Santos La Cuenca de Santos, que abarca cerca de 348.900 km2 (86 millones de acres) y está ubicada al lado y al sudoeste de la Cuenca de Campos, es una de las áreas de exploración y producción offshore más prometedoras del mundo. Nuestra primera descubierta en la Cuenca de Santos fue en 1979 en el campo Merluza. Desde la descubierta de los campos del presal en 2016, aumentamos nuestro foco en la producción del presal. Desde la primera producción en 2009, la producción mensual operada de petróleo del área del presal de la Cuenca de Santos ha aumentado para 614 mbbl/d por ano - en el fin de 2015 (lo que representa un aumento del 51%, comparado con diciembre de 2014). El 31 de diciembre de 2015, los 38% y 48% del total de nuestras reservas probadas de petróleo bruto y gas natural en Brasil, respectivamente, vinieron de la Cuenca de Santos. Durante 2015, el 20% de nuestra producción doméstica total vino de la Cuenca de Santos. Durante 2015, operábamos 12 sistemas flotantes de producción en aguas profundas, generalmente superior a 2.000 metros (6.188 pies). La densidad media API del petróleo en la Cuenca de Santos es de 30,7 °. Nuestras actividades en la Cuenca de Santos aumentaron con la adquisición de ocho bloques, a través de subasta pública bajo contratos de concesión en 2000 y 2001. En 2010, celebramos el Contrato de Cesión Onerosa con el gobierno federal brasileño, en los términos de lo cual fueron concedidos derechos exclusivos para explorar y producir cinco mil millones de boe en seis bloques del presal en la Cuenca de Santos. En 2013, un consorcio liderado por Petrobras (con 40% de participación y actuando como operador exclusivo del área), Shell (20% de participación), Total (20% de participación), CNODC (10% de participación) y CNOOC (10% de participación) fue agraciado con el bloque de Libra en las aguas ultraprofundas de la Cuenca de Santos en los términos de la primera subasta en el régimen de reparto de producción ya realizado en Brasil. Hoy toda nuestra producción del presal de la Cuenca de Santos está siendo realizada de acuerdo con los contratos de concesión. Esperamos que las primeras unidades sujetas a los términos del Contrato de Cesión Onerosa empiecen la producción el próximo año, mientras que la producción bajo el régimen de reparto de producción (excluyendo TLD y los sistemas piloto) aún está en fase de planificación. En los últimos cinco años, reducimos sustancialmente el costo de los proyectos de desarrollo del presal. Estas reducciones de costos en gran parte ocurrieron en construcción de pozos, lo que representa aproximadamente el 55% del total de los costos de desarrollo. Hasta 2010, el tiempo necesario para perforar y completar una pozo en media era superior a 310 días, mientras que en 2015, reducimos el tiempo medio para 129 días. Además, debido a la alta productividad de los pozos, fuimos capaces de alcanzar plena capacidad en las plataformas con menos pozos, y en consecuencia, las inversiones totales necesarias disminuyeron.
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Durante 2015, el crecimiento de la producción en la Cuenca de Santos fue apoyado por el ramp-up del FPSO Cidade de Mangaratiba, que alcanzó la primera producción de petróleo en el final de 2014. El startup anticipado del FPSO Cidade de Itaguaí, en julio de 2015 también contribuyó para el crecimiento de la producción durante el año. En agosto de 2015, el Campo de Lula se convirtió el mayor campo productor en Brasil. Otras Cuencas En Brasil, nosotros también producimos en otras 9 cuencas: Alagoas, Camamu, Ceará, Espírito Santo, Potiguar, Reconcavo, Sergipe, Solimões y Tucano Sul. En 2015, esas cuencas produjeron un total en media de 325 mboe/d y el 31 de diciembre, 2015, tenían reservas probadas de petróleo bruto y gas natural de 0,825 bnboe. Actividades en el Exterior
Producción La producción de petróleo en el exterior alcanzó una media de 99,2 mbbl/d en 2015, una caída del 14,4% con relación a los 115.9 mbbl/d registrados en 2014, principalmente debido a la conclusión de la venta de activos en Colombia y en Perú en 2014 y en la Argentina en marzo de 2015. El impacto de las ventas de esas operaciones fue parcialmente compensado por el startup de la producción en los campos de Saint Malo y Lucius en Estados Unidos en diciembre de 2014 y enero de 2015, respectivamente. La producción de gas en el exterior alcanzó una media de 543,0 millones de pies cúbicos/d en 2015, una disminución del 3,1% con relación al 560,3 millones de pies cúbicos/d registrado en el año anterior. Nuestra producción media por región el 31 de diciembre, 2015, el 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013 está resumida en la tabla a continuación: Producción Internacional América del Sur (excluyendo Brasil)……............ América del Norte…………………………………… Africa ……………………………………………………… Total Internacional ………………………………….. Investidas no consolidadas: América del Sur (fuera de Brasil)………........ Africa ………………………………………………………. Producción mundial (excluyendo Brasil)…......
Petróleo (mbbl/d) 2015 2014 38,6 57,3 30,6 27,3 − − 84,7 69,2
2013 70.9 11.8 26.4 109.1
3,4 26,6 99,2
5.5 13.9 128,5
4,6 26,6 115,9
Gas Natural (mmcf/d) 2015 2014 2013 474,9 545,9 532,0 67,2 12,8 12,1 − − − 542,1 558,7 544,1 0,9 − 543,0
1,6 − 560,3
1,7 − 545,8
Total (mboe/d) 2015 2014 117,8 148,3 41,8 29,5 − − 159,6 177,8
2013 159,6 13,9 26,4 199,9
3,5 26,6 189,7
5,7 13,9 219,5
4,9 26,6 209,3
En el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2015, reconocemos pérdidas por deterioro de US$ 0,6 mil millones, con relación a nuestras operaciones de exploración y producción internacionales. Estas pérdidas de deterioro fueron en los campos de Cascade y Chinook, ubicados en los Estados Unidos (US$ 0,43 mil millones) y en los campos de San Alberto, San Antonio, Itau y Colpa Caranda, ubicados en Bolivia (US$ 0,17 mil millones). Para más información, consultar Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. En el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014, reconocemos anteriormente pérdidas de deterioro de US$ 1,7 mil millones con relación a nuestras operaciones de exploración y producción internacionales. Estas pérdidas de deterioro fueron principalmente en los campos de Cascade y Chinook, ubicados en los Estados Unidos (US$ 1,6 mil millones). Actividades en el Exterior por Región
América del Sur Conducimos actividades de exploración y producción en la Argentina, Bolivia, Colombia y Venezuela. •
En la Argentina: Participamos en toda la cadena de valor de energía, principalmente a través de nuestra participación del 67,2% en Petrobras Argentina S.A., o PESA. Nuestra producción de petróleo está concentrada en los campos Medanito y Entre Lomas en la Cuenca de Neuquén y en los campos de El 52
Tordillo en el Golfo de la Cuenca de San Jorge, y nuestra producción de gas está concentrada en los campos de El Mangrullo, Río Neuquén y de Sierra Chata, en la Cuenca de Neuquén. •
En Bolivia, nuestra producción de petróleo y gas viene principalmente de los campos de San Alberto y San Antonio, que son operados principalmente para el suministro de gas al Brasil y Bolivia.
•
En Colombia, nuestro portafolio incluye el bloque de exploración offshore Tayrona y el bloque de exploración onshore Villarrica Norte.
•
En Venezuela, a través de PESA, que tiene participaciones minoritarias en cuatro joint ventures con subsidiarias de Petróleos de Venezuela S.A., o PDVSA, que tiene los derechos de producción. PDVSA es el accionista mayoritario y operador.
América del Norte •
En los Estados Unidos, nos concentramos en campos de aguas profundas en el Golfo de México. Nuestra producción en los Estados Unidos en 2015 se originó principalmente de los campos de Cascade, Chinook, Saint Malo, Lucius, Hadrian South y Cottonwood. El proyecto de desarrollo de Cascade y Chinook fue el primero en el Golfo de México a usar un FPSO.
•
En México, realizamos contratos de prestación de servicios sin cláusula de riesgo a través de nuestra joint venture PTD Servicios Multiplos SRL en bloques onshore de Cuervito y Fronterizo en la Cuenca de Burgos desde 2003. Con base en esos contratos de prestación de servicios, recibimos pagos por nuestros servicios, pero toda producción es transferida para la compañía petrolífera nacional mexicana Petróleos Mexicanos.
África Exploramos oportunidades de petróleo y gas en África exclusivamente a través de nuestra participación del 50% en una joint venture con el BTG Pactual E&P BV (una subsidiaria de Banco BTG Pactual S.A.), a Petrobras Oil & Gas (PO&G). Los activos de nuestra joint venture con el BTG Pactual incluyen: •
En Gabón, los bloques offshore Ntsina Marin y Mbeli Marin, que están en una fase exploratoria;
•
En Nigeria, los campos de Agbami y Akpo, que son ambos productores de petróleo. PO&G también tiene una participación del 16% en el proyecto del campo de Egina, actualmente en su fase de desarrollo, mientras que descubiertas de Preowei y Egina Sul están bajo evaluación; y
•
En Tanzania, PO&G inició el proceso de abandona en los Bloque 8 restante tras una fase exploratoria que reveló resultados secos.
Reservas
De acuerdo con criterios técnicos de la SEC para registro de las reservas probadas, el 31 de diciembre, 2015, nuestra reservas probadas mundiales de petróleo, condensado y gas natural, incluyendo el petróleo sintético y gas, alcanzó 10.516 mmboe, una reducción de 20% con relación a nuestras reservas probadas de 13.141 mmboe el 31 de diciembre de 2014. Esta reducción se debe principalmente a la caída de los precios del petróleo durante el ejercicio fiscal de 2015 y agotamiento natural orientado a producción de campos de petróleo.
53
Nuestras reservas probadas mundiales al 31 de diciembre de 2015, 31 de Diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013 se establece resumen en la siguiente tabla:
Reservas probadas (criterio SEC)(1)
Petróleo (mmbbl)
2015 Brasil…………………. 8.551,1 Cuenca de Campos 4.778,8 Cuenca de Santos 3.216,0 Otras Cuencas 556,3 América del Sur (fuera de Brasil) 66,9 América del Norte...... 90,6 Africa ……………………… 65,8 Total………………………… 8.774,4 ___________________________ (1)
Gas natural (bncf)
Total (mmboe)
2014 10.858,8 7.202,8 2.917,4 738,6
2013 10.667,2 7.642,3 2.209,8 815,1
2015 9.597,0 3.407,5 4.579,7 1.609,8
2014 11.180,9 4.578,4 4.339,7 2.262,8
2013 11.303,5 4.662,4 3.935,4 2.705,7
2015 10.150,6 5.346,7 3.979,3 824,6
2014 12.722,2 7.965,9 3.640,7 1.115,7
2013 12.551,1 8.419,4 2.865,7 1.266.0
84,6 120,1 54,1 11.117,6
187,3 123,2 63,2 11.040,9
697,4 138,5 16,6 10.449,5
758,3 180,0 19,3 12.138,5
1.099,8 133,0 20,6 12.556,9
183,1 113,7 68,6 10.515,9
211,0 150,1 57,3 13.140,6
370,6 145,4 66,7 13.133,8
Las cifras incluyen petróleo y gas sintéticos.
Hubo una reducción líquida de 2.625 mmboe en nuestras reservas probadas en 2015, principalmente en consecuencia de revisiones de estimativas anteriores. Consultar "Informaciones sobre Reservas Adicionales y Producción - Cambios en las Reservas Probadas" para obtener más informaciones sobre los cambios en nuestras reservas probadas. La tabla a continuación resume las alteraciones en nuestras reservas en los últimos tres años, expresos en millones de barriles de petróleo equivalente, incluyendo el petróleo sintético y gas. Reservas probadas (SEC criterio)(mmboe) Reservas probadas, el inicio del año Extensiones y descubrimientos Recuperación mejorada Revisiones de estimaciones previas Ventas de reservas probadas Compras de reservas probadas Producción Reservas probadas, el final del año
2015
2014
2013
13.141 494 22 (2.186) (22) 0 (932) 10.516
13.134 316 2 718 (163) 31 (898) 13.141
12.895 1.050 277 (109) (118) 0 (862) 13.134
Nuestro índice de reservas-para-producción fue de 11,3 años en todo el mundo y 11,5 años en Brasil y la relación entre nuestras reservas probadas desarrolladas y totales fue del 51,1% el 31 de diciembre de 2015. Dispendios de capital En 2015, debido a la declinación reciente de los precios internacionales del petróleo bruto y de la depreciación del real en contra el dólar norteamericano, bien como nuestro Plan 2015-2019 revisado, reducimos los gastos de capital en actividades de exploración y producción y alteramos nuestro enfoque desde la exploración para el desarrollo de proyectos que ya están en trámite en la área del presal de Santos. Nuestras inversiones en actividades de exploración y producción en 2015 (en Brasil y en el exterior) en el total de US$ 19,1 mil millones representan una disminución de US$ 6,4 mil millones cuando comparados a los gastos de capital en el valor de US$ 25,5 mil millones en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014 y una caída de US$ 10,6 mil millones cuando comparada a los US$ 29,7 mil millones en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2013, debido principalmente a una reducción de las actividades de exploración, proyectos de optimización y el la depreciación del real en contra el dólar norteamericano. Brasil representó el 94% de nuestras inversiones de exploración y producción en 2015.
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Exploración El 31 de diciembre de 2015, teníamos 43 planes de evaluación en curso, incluyendo 40 en áreas exploratorias y tres en áreas de ring fence. Somos exclusivamente responsables de conducir las actividades de exploración en 68 acuerdos exploratorios. En la Cuenca de Campos, nuestros esfuerzos de exploración se concentran en el nivel de presal. En la Cuenca de Santos, el Consorcio Libra ha alcanzado progresos significativos en la exploración del bloque de Libra, con los desarrollos recientes qué apuntan para una columna de 300 metros de petróleo de grado 28⁰ API en el sexto pozo perforado en el área Nordeste del Campo de Libra. En 2015, además de las descubiertas relevantes de petróleo en el bloque de Libra, también tuvimos resultados bien sucedidos en la Cuenca de Sergipe Offshore - confirmando así su potencial - y en el campo El Mangrullo, en la Cuenca de Neuquina en la Argentina. También declaramos comercialidad de Sépia Este, en la Cuenca de Santos y en el campo onshore de Jandaia Sur, en la Cuenca del Reconcavo. El 31 de diciembre de 2015, teníamos asociaciones de exploración con 19 empresas nacionales y extranjeras, en 74 acuerdos exploratorios, en 43 de los cuales somos el operador. Tenemos participación que varía del 30% a 100% en las áreas de exploración en régimen de concesión o que fueron cedidas a nosotros. En 2015, se invirtieron un total de US $ 2,3 mil millones en actividades de exploración. Área Exploratoria Neta (km²) Brasil Cuenca de Campos Cuenca de Santos Otras Cuencas Otros América del Sur América del Norte Africa Total
Bloques Exploratorios
Planes de Evaluación
Pozos Perforados
2015 55.366
2014 63.789
2013 54.210
2015 146
2014 158
2013 96
2015 43
2014 46
2013 51
2015 51
2014 74
2013 76
1.798
3.398
4.493
7
8
5
9
9
7
4
10
5
3.378 50.190
6.322 54.069
11.952 37.765
6 133
9 141
8 83
5 29
8 48
11 33
5 42
8 56
12 59
12.702
12.702
44.337
7
7
15
1
1
1
6
9
5
787 3.679 72.534
1.877 1.886 6.057 9.583 84.425 110.016
52 3 208
110 6 281
112 9 232
0 2 46
0 2 49
0 2 54
2 0 59
1 4 88
2 0 83
Recursos críticos en Exploración y Producción Buscamos desarrollar y retener los recursos críticos necesarios para cumplir nuestras metas de producción. Las plataformas de perforación son un recurso importante para nuestras operaciones de exploración y producción y para la expansión de la flota necesitamos un plazo sustancial. Cuando descubrimos el reservatorios del presal, en 2006, nuestras actividades en la calidad de operadores eran restringidas por la falta de plataformas. Mientras que en 2008 teníamos apenas tres plataformas capaces de perforar en aguas con profundidad superior a 2.000 metros (6.560 pies), expandimos nuestra flota para 40 plataformas hasta 2013. La reducción del tiempo necesario para completar los pozos del presal y para optimizar el proyecto generó la necesidad de menos pozos, y ahora en condiciones de reducir nuestra flota de sondas. El 31 de diciembre, 2015, había 18 sondas en tierra y 46 sondas offshore en nuestra flota, de las cuales 30 unidades operaban en aguas ultraprofundas en Brasil. Las reducciones en nuestra flota de plataformas de perforación son esperadas debido a la experiencia y conocimiento que adquirimos con relación a operaciones de perforación y a la prórroga de algunos proyectos. También estamos reduciendo sustancialmente tanto nuestra flota de sondas intermedias (de 1.000 a 1.999 metros) y el número de nuestras plataformas terrestres, una vez que nuestros proyectos en estas áreas fueron prácticamente concluidos. La reducción en las actividades de exploración irá a disminuir aún más nuestra necesidad de plataformas de perforación.
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Unidades de Perforación en Uso en Brasil por Exploración y Producción el 31 de diciembre de cada año 2015 2014 2013 Arrendamiento Propia Arrendamiento Propia Arrendamiento Onshore Offshore, por lámina de agua Sondas Autoelevatórias Sondas Flotantes: 500 a 999 metros lámina de agua 1000 a 1999 metros lámina de agua 2000 a 3200 metros lámina de agua
10 40 − 40 2 8 30
8 6 2 4 2 2 0
16 55 − 55 2 14 39
10 6 2 4 2 2 −
12 61 − 61 4 17 40
Unidades de Perforación en Uso en el Exterior por Exploración y Producción el 31 de diciembre de cada año 2015 2014 2013 Arrendamiento Propia Arrendamiento Propia Arrendamiento Onshore Offshore, por lámina de agua Sondas Autoelevatórias Sondas Flotantes: 500 a 999 metros lámina de agua 1000 a 1999 metros lámina de agua 2000 a 3200 metros lámina de agua
8 1 − − − − 1
− − − − − − −
6 2 − − − − 2
Propia
− − − − − − −
10 7 3 4 2 2 ‒
Propia
7 2 − − − − 2
− − − − − − −
A fin de alcanzar nuestros objetivos de producción, tenemos que garantizar un número de embarcaciones especializadas para conectar pozos a los sistemas de producción. En 2015, los buques especializados fueron suficientes para cumplir a nuestras necesidades. Refino, Transporte y Comercialización Principales Estadísticas de Refino, Transporte y Comercialización 2015 2014 (US$ millones) Refino, Transporte y Comercialización: Ingresos de Ventas ................................................................ Ganancia (pérdida) antes de impuestos ................................ Activos fijos................................................................................ Dispendios de capital e inversiones ................................
74.321 8.459 33.032 2.534
114.431 (23.527) 50.273 7.882
2013
114.331 (12.413) 67.297 14.399
Somos uno de los mayores refinadores del mundo. Poseemos y operamos 13 refinerías en Brasil, con una capacidad total líquida de destilación de petróleo bruto de 2.176 mbbl/d. El 31 de diciembre de 2015, operamos sustancialmente toda la capacidad de refino de Brasil. Suplimos casi todas las necesidades de productos refinados de terceros mayoristas, exportadores y empresas petroquímicas, además de las necesidades de nuestro segmento de Distribución. Operamos una infraestructura grande y compleja de ductos, terminales y una flota de transporte para lo transporte de productos derivados de petróleo y petróleo bruto para el mercado interno y externo. La mayoría de nuestras refinerías está ubicada próxima de nuestros ductos de petróleo bruto, instalaciones de almacenaje, ductos de productos refinados y principales instalaciones petroquímicas, facilitando el acceso al abastecimiento de petróleo bruto y a los usuarios finales. Nuestro segmento de Refino, Transporte y Comercialización también incluye (i) operaciones petroquímicas que agregan valor a los hidrocarburos que producimos, (ii) extracción y procesamiento de esquisto y (iii) las actividades internacionales de refino. Capacidad de Refino en Brasil Nuestra capacidad de destilación de petróleo bruto en Brasil el 31 de diciembre de 2015 fue de 2.176 mbbl/d y nuestra producción media en 2015 fue de 1.976 mbbl/d. Nosotros también aumentamos gradualmente la producción
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de diesel con bajo azufre, de 144 mbbl/d en 2014 para 201 mbbl/d en 2015, atendiendo la demanda del mercado para un combustible de transporte más respetuoso con el medio ambiente. El cuadro a continuación muestra la capacidad instalada de nuestras refinarías brasileñas el 31 de diciembre de 2015, y las medias diarias de producción de nuestras refinarías en Brasil el 2015, 2014 y 2013. Capacidad y Producción Media de las Refinarías
Nombre (Nombre Alternativo)
Localización
LUBNOR .................................................... Fortaleza (CE) RECAP (Capuava)....................................... Capuava (SP) REDUC (Duque de Caxias) ......................... Duque de Caxias (RJ) REFAP (Alberto Pasqualini)........................ Canoas (RS) REGAP (Gabriel Passos) ............................. Betim (MG) REMAN (Isaac Sabbá) ................................ Manaus (AM) REPAR (Presidente Getúlio Vargas) ........... Araucária (PR) REPLAN (Paulínia)...................................... Paulinia (SP) São Jose dos REVAP (Henrique Lage) ............................. Campos (SP) RLAM (Landulpho Alves) ........................... Mataripe (BA) RPBC (Presidente Bernardes) .................... Cubatão (SP) RPCC (Potiguar Clara Camarão)................. Guamaré (RN) RNEST (Abreu e Lima) Ipojuca (PE) Producción Media de Petróleo Bruto ... Producción Media de GNL .................... Producción Media .................................
Capacidad de Destilación de Petróleo el 31 de diciembre de 2015 (mbbl/d) 8 53 239
Producción Media*
2015 8 40 235
2014 (mbbl/d) 9 54 271
2013
201 157 46 208 415
174 152 38 197 391
192 158 44 204 408
197 150 42 194 421
252 315 170 38 74 2.176 − 2.176
249 248 157 34 53 1.936 40 1.976
262 287 177 38 3 2.065 41 2.106
234 279 177 37 ‒ 2.029 45 2.074
8 53 282
* Considera el procesamiento de petróleo y GNL (materia prima )
Inversiones en Refinería Iniciamos la construcción de dos nuevas refinerías - Refinería Abreu y Lima - RNEST en el nordeste de Brasil y del Complejo Petroquímico de Río de Janeiro - Comperj para procesar nuestro petróleo pesado producido en el país en derivados de petróleo que tenían mayor demanda en el mercado brasileño y para quiénes había una escasez creciente. La primera unidad de refino de la RNEST empezó la producción derivados en diciembre de 2014. Proyectada para procesar 115 mbbl/d de petróleo bruto en diesel con bajo tenor de azufre (10 ppm) y otros productos, esta unidad está operando con capacidad parcial de 74 mbbl/d. Para alcanzar la capacidad total de la unidad, será necesaria la conclusión de una unidad de reducción de emisiones de azufre (SNOX), que esperamos estar concluida en 2017. La construcción de la segunda unidad de refino de la RNEST, que irá a aumentar la capacidad de la refinería para 230 mbbl/d, está prevista a ser concluida hasta 2018, de acuerdo con nuestro Plan 2015-2019. Con relación al Comperj, estamos actualmente construyendo un modelo de negocio para reiniciar la construcción de este proyecto, que incluye asociaciones con partes dispuestas a financiar y completar la construcción de su primera unidad de refino. La construcción en la central de utilidades del complejo, a fin de apoyar el startup de su planta de procesamiento de gas natural está en trámite. Reconocemos pérdidas por deterioro en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2015 de US$ 1,35 mil millones con relación al Comperj, debido a la utilización de una mayor tasa de descuento (reflejando un aumento
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del premio de riesgo Brasil) y el retraso en los flujos de caja futuros esperados resultantes de la nueva prórroga del proyecto. Para más información, consulte Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas e Ítem 5. "Perspectivas y Evaluación Operacional y Financiera - Políticas Contables Críticas y Estimativas- Prueba de Deterioro de Activos de Refino." Reconocemos anteriormente pierdas de deterioro en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014 de US$ 11,7 mil millones con relación al Comperj y RNEST y de US$ 129 millones con relación a la refinería Nansei Sekiyu K.K. en Okinawa. Además de la construcción de nuevas refinerías, a lo largo de los últimos diez años, hicimos inversiones significativas en nuestras refinerías existentes para aumentar nuestra capacidad de procesar económicamente petróleo brasileño más pesado, mejorar la calidad de nuestros productos derivados de petróleo para cumplir las normas reguladoras más estrictas, modernizar nuestras refinerías, y reducir el impacto ambiental de nuestras operaciones de refino. Estas inversiones en nuestras refinerías existentes fueron prácticamente concluidas. En consecuencia tanto de la conclusión como de la suspensión temporaria de obras en nuestros proyectos de refinería, los gastos de capital e inversiones en actividades de refino totalizaron US$ 1,7 mil millones en 2015, en comparación con los gastos de capital e inversiones en el valor de US$ 6,3 mil millones en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014 y US$ 11,8 mil millones en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2013. La continuación de cambios recientes en nuestro modelo de negocios llevó a una revisión de nuestras perspectivas futuras y, finalmente, resultó en una reducción en el ritmo de nuestras inversiones proyectadas, qué se refleja en nuestro Plan 2015-2019. Producción Doméstica de Derivados de Petróleo y Volúmenes de Ventas Domésticas Los cuadros a continuación resumen nuestra producción nacional de derivados de petróleo y ventas por producto en los últimos tres años. Producción Doméstica de Derivados de Petróleo: Operaciones de Refino y Comercialización, mbbl/d(1) 2015 2014 Diesel ........................................................................................ 848 853 Gasolina .................................................................................... 435 494 Aceite Combustible ................................................................... 250 286 Nafta ......................................................................................... 78 85 GLP ............................................................................................ 127 130 Combustible de Aviación........................................................... 98 105 Otros ......................................................................................... 190 217 Total Producción Doméstica de Derivados de Petróleo .. 2.026 2.170 Capacidad instalada(2) .............................................................. Utilización de destilación de petróleo (%)(3) ............................ Petróleo Bruto Doméstico como % de total de materia prima procesada ................................................................................. (1) (2) (3)
2013 850 491 255 90 137 96 206 2.124
2.176 89
2.176 98
2.102 97
86
82
82
Volúmenes de rendimiento son mayores de que los volúmenes de producción en consecuencia de ganancias durante el proceso de refino. La capacidad instalada el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013. La utilización de la destilación de petróleo bruto considera la capacidad instalada media, el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013.
Nuestra producción doméstica total de productos derivados de petróleo disminuyó para 2.026 mbbl/d en 2015 de 2.170 mbbl/d en 2014, como resultado de la menor demanda por derivados de petróleo en el mercado nacional y paradas de mantenimiento. En 2015, el diesel representaba el 42% de nuestra producción doméstica de derivados de petróleo, en comparación con el 39% en 2014 y hubo una mayor participación del petróleo nacional bruto en nuestra materia prima nacional total procesada (el 86%, en comparación con el 82% en 2014.)
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Volúmenes de Ventas Domésticas y Exportaciones de Brasil, mbbl/d 2015 2014 Diesel ...................................................................................... 923 1,001 Gasolina .................................................................................. 553 620 Aceite Combustible ................................................................. 104 119 Nafta ....................................................................................... 133 163 GLP.......................................................................................... 232 235 Combustible de Aviación ........................................................ 110 110 Otros ....................................................................................... 179 210 Total derivados de petróleo ............................................ 2.234 2.458 Etanol, fertilizantes nitrógeno, renovables y otros productos................................................................................ 123 99 Gas Natural ............................................................................. 432 446 Total mercado nacional ................................................... 2.789 3.003 Exportaciones ......................................................................... Total mercado doméstico y exportaciones
510 3.299
393 3.396
2013 984 590 98 171 231 106 203 2.383 91 409 2.883 395 3.278
El mercado interno brasileño creció rápidamente de 2010 y 2012, en paralelo con la expansión económica de Brasil y un aumento de los ingresos medios, aumentando a una media del 7,9% al año. En 2013 y 2014, en consecuencia de la desaceleración de la economía brasileña, la tasa de crecimiento interno del consumo de derivados de petróleo, principalmente diesel, disminuyó en comparación con las tasas más elevadas de crecimiento experimentadas en años anteriores. Nuestros volúmenes totales de ventas en el mercado interno de derivados de petróleo fueron 2.234 mbbl/d en 2015, una reducción del 9% con relación a 2014. En 2015, nuestras ventas de productos derivados de petróleo disminuyeron por cuenta de una reducción del 3,8% en el PIB brasileño, un aumento en las importaciones de diesel y gasolina de otros participantes en el mercado brasileño, la reducción del consumo de gasolina debido a que una mayor utilización de etanol, y una disminución en la venta de aceite combustible, por razón de la disminución del consumo termoeléctrico. Importaciones y Exportaciones Nuestra importación y exportación de productos derivados de petróleo dependen de nuestra producción en las refinerías y de los niveles de demanda en Brasil. Gran parte del petróleo que producimos en Brasil es del tipo pesado o intermediario. Importamos una cantidad de petróleo lleve para equilibrar el mix de nuestras refinerías y exportamos petróleo bruto pesado e intermediario de nuestra producción en Brasil. También continuamos a importar derivados de petróleo para equilibrar cualquier diferencia entre la producción de nuestras refinerías brasileñas y la demanda del mercado de cada producto, a pesar de la retracción del mercado doméstico en 2015 y para sacar partido de las diferencias de precios existentes entre el costo de refino de petróleo bruto en Brasil y el costo para importar productos derivados de petróleo. Exportamos productos derivados de petróleo que nuestras refinerías producen en exceso de la demanda del mercado brasileño, que es en gran parte de aceite combustible.
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El cuadro a continuación muestra nuestras exportaciones e importaciones de petróleo y derivados de petróleo en 2015, 2014 y 2013: Exportaciones e Importaciones de Petróleo Bruto y Derivados de petróleo, mbbl/d 2015 2014
2013
Exportaciones Petróleo Bruto ................................................................................................... Aceite combustible (inclusive combustible para buques) .................................. Gasolina ............................................................................................................. Otros .................................................................................................................. Total exportaciones ...............................................................................
360 125 3 21 509
232 128 0 30 390
207 151 0 35 393
Importaciones Petróleo Bruto ................................................................................................... Diesel ................................................................................................................. LGN .................................................................................................................... Gasolina ............................................................................................................. Nafta .................................................................................................................. Otros .................................................................................................................. Total importaciones ........................................................................
277 78 67 28 51 32 533
392 185 70 41 88 29 805
404 174 63 32 83 37 793
Compromisos de Entrega Vendemos el petróleo bruto a través de contratos de largo plazo y contratos spot. Nuestros contratos de largo plazo especifican la entrega de cantidades fijas y determinables, sujeto a una negociación de precios con terceros en una base entrega - a - entrega. Estamos empeñados a través de contratos de largo plazo en suministrar un total de cerca de 266 mbbl/d de petróleo bruto en 2016. Creemos que nuestras reservas probadas nacionales serán suficientes para permitirnos continuar a entregar todos los volúmenes contratados. Para 2016, aproximadamente el 30% de nuestra exportación doméstica de petróleo bruto estarán empeñados para cumplir nuestros compromisos de entrega contractuales a terceros. Logística e Infraestructuras de Petróleo y Derivados de Petróleo Poseemos y operamos una extensa red de conductos de petróleo bruto y productos derivados de petróleo en Brasil que conectan nuestros terminales, refinerías y otros puntos de distribución primaria. El 31 de diciembre de 2015, nuestros oleoductos onshore y offshore, de petróleo y derivados de petróleo bruto se extendieron por 7.517 km (4.670 millas). Operamos 28 terminales de almacenamiento marítimo y 21 otros depósitos de petróleo con capacidad de almacenamiento agregado nominal de 67 mmbbl. Nuestros terminales marítimos atenden una media de 10.336 petroleros y barcazas de petróleo por año. Operamos una flota de buques propios y fletados. Estas embarcaciones suministran servicios de transporte entre nuestras cuencas productoras en la costa de Brasil y el continente brasileño, y transporte para otras partes de América del Sur e internacionalmente. Estamos aumentando nuestra flota de embarcaciones propias para sustituir buques más antiguos y disminuir nuestra dependencia de los buques fletados. Las actualizaciones incluirán la sustitución de petroleros de embarcaciones que se aproximan al fin de sus 25 años de vida útil. Nuestra estrategia de largo plazo continúa a centrarse en la flexibilidad proporcionada por la operación de una combinación de embarcaciones propias y fletadas. Además, tres nuevos petroleros y un buque de transporte de GLP fueron entregues a la Transpetro en 2015. Planeamos tener más cinco buques entregues durante 2016 y hasta 18 buques en los años siguientes, que serán construidos en astilleros brasileños. En 2015, en razón de nuestro Plan 2015-2019, bien como por problemas con nuestras contrapartes en los contratos de construcción o de entrega de buques, cancelamos contratos de compra para a entrega de 10 buques adicionales.
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El cuadro a continuación muestra nuestra flota operativa y embarcaciones bajo contrato desde el 31 de diciembre de 2015. Embarcaciones Propias y Arrendadas en Operación y En Contratos de Construcción el 31 de diciembre de 2015 En Operación Bajo Contrato/Construcción Capacidad en Capacidad en Cantidad Cantidad Tonelada Bruta Tonelada Bruta Flota Propia: Petroleros ................................................................ 48 4.415.178 18 2.199.800 Buques Transporte GLP.............................................. 6 40.732 5 21.300 1 1.920 − Anchor Handling Tug Suministro (AHTS) .................... 55 4.457.830 23 2.221.100 Total ................................................................ Flota Arrendada: Petroleros ................................................................ Buques Transporte GLP.............................................. Total ................................................................
105 21 126
11.238.426 452.373 11.690.799
− − −
− − −
Una reducción del número de buques fletados en 2015 se debe principalmente a la caída significativa de las importaciones de productos derivados de petróleo. A pesar de esta reducción en el número de buques fletados, el volumen de petróleo y derivados transportados en 2015 fue equivalente al volumen transpuesto en 2014 debido al aumento de las exportaciones de petróleo, que utilizan buques de mayor porte. Petroquímicos Nuestras operaciones de petroquímicos suministran una salida para nuestros crecientes volúmenes de producción de gas y otros productos refinados, lo que aumenta su valor y proporcionan un sustituto para los productos importados. Nuestra estrategia es actuar de forma integrada con los demás negocios de Petrobras, de preferencia por medio de asociaciones con otras empresas. Firmamos nuestras operativas petroquímicas con las siguientes empresas subsidiarias, joint ventures, operaciones conjuntas y coligadas. mmt/aa (Capacidad Nominal)
Participación de Petrobras (%)
Braskem(1): Etileno .............................................................................................................. 3.95 Polietileno ........................................................................................................ 3.05 36.20 Polipropileno................................................................................................ 3.99 DETEN Química S.A.: LAB(1)............................................................................................................... 0.22 27.88 LABSA(1) .......................................................................................................... 0.12 METANOR S.A./COPENOR S.A. (2): Metanol ........................................................................................................... 0.08 Formaldehído ................................................................................................ 0.09 34.54 Hexamina ......................................................................................................... 0.01 FCC Fábrica Carioca de Catalisadores S.A.: Catalizadores................................................................................................ 0.04 50.00 Aditivos ............................................................................................................ 0.01 COMPLEJO PETROQUÍMICASUAPE(3): Ácido Tereftálico Purificado - PTA ................................................................ 0.70 Politereftalato de etileno - PET ...................................................................... 0.45 100.00 Polímeros y hilo continuo de poliéster............................................................. 0.24 PETROCOQUE S.A.: Coque Calcinado de Petróleo ........................................................................... 0.50 50.00 ________________________ (1) Materia-prima para la producción de detergentes biodegradables. (2) Copernor S.A. es la subsidiaria de la Metanor S.A. (3) La unidad PTA inició sus operaciones en enero de 2013 y la unidad de PET inició sus operaciones en agosto de 2014.
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Nuestras inversiones en compañía petroquímicas equivalen a US$ 850 millones y es la mayor inversión de Braskem S.A. (Braskem), mayor compañía petroquímica de Brasil. Reconocemos pérdidas por deterioro en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2015 en un total de US$ 200 millones con relación al Complejo Petroquímico de Suape (Complexo Industrial Petroquímica Suape) debido a que cambios en el mercado y en las premisas de precio resultantes de una disminución de la actividad económica en Brasil, una reducción del spread por productos petroquímicos en el mercado internacional y del uso de una tasa de descuento más elevada (reflejando un aumento del premio de riesgo Brasil). Para más información, consultar Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Reconocemos anteriormente pérdidas de deterioro en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014 en un total de US$ 1,1 mil millones con relación al Complejo Petroquímico de Suape. Capacidad de Refino en el Exterior
Nuestra capacidad internacional de destilación de petróleo bruto el 31 de diciembre de 2015 era de 230,5 mbbl/d y el factor de utilización de nuestras instalaciones de refino internacionales consolidadas eran del 58%. La tabla a continuación muestra la capacidad instalada de nuestras refinerías internacionales el 31 de diciembre de 2015 y los rendimientos medios diarios en 2015, 2014 2013, respectivamente. Capacidad y Producción Media de las Refinarías
Nombre (Nombre Alternativo) Pasadena Refining System Inc. .................. Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha ................. Ricardo Eliçabe Refinery............................ Total Producción Media de Petróleo Bruto ..................................................... Producción media internacional de intermediario .................................... Total Producción Media ........................
Localización Texas (USA) Okinawa (JP) Bahía Blanca (AR)
Capacidad de Destilación de Petróleo el 31 de diciembre de 2015 (mbbl/d) 100.0 100.0 30.5 230.5
Producción Media*
2015
12.0 242.5
99.5 10.2 28.7 132.8
2014 (mbbl/d) 100.3 35.9 27.2 158.9
5.6 138.4
4.5 163.4
2013 101.8 38.6 29.0 160.8 8.6 169.4
* Considera el petróleo (materia prima) y derivados de petróleo intermedios procesados externamente.
La siguiente tabla muestra la producción media total de productos derivados del petróleo de nuestras refinerías internacionales en 2015, 2014 y 2013. Producción Media de Derivados Internacional 2015 Producción media total………………………………………………….
149
2014 (mbbl/d) 175
2013 185
Nosotros también participamos en el sector de refino en otros países de América del Sur y en América del Norte. Consulte a continuación nuestras actividades internacionales de refino por región: América del Sur Realizamos actividades de refino y transporte en la Argentina a través de nuestra participación en la PESA. Somos propietarios de la Refinería Bahia Blanca, con capacidad de 30,5 mbbl/d, y tenemos participación en la refinería Refinor en Campo Duran y en dos plantas petroquímicas en Puerto General San Martín y Zárate.
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América del Norte En los Estados Unidos, somos dueños de 100% de Pasadena Refining System Inc., y de 100% de la sociedad comercial relacionada a la Pasadena Refining System Inc., PRSI Trading, LLC. Asia En Japón, tenemos la refinaría Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha en Okinawa. En el primer trimestre de 2015, decidimos empezar a liquidar las operaciones de esta refinaría, y la refinaría ha parado de procesar el petróleo bruto en abril de 2015. Esto plan de liquidación implica a la continuidad de sus actividades como un terminal marítimo. Todas las partes interesadas han sido alertadas con respecto a estos cambios en el modelo de negocios, incluso las autoridades locales. Volúmenes de ventas en el Exterior Volúmenes de ventas en el Exterior mbbl/d 2015 Ventas en el Exterior ...................................................... 546
2014
2013 571
514
Distribución Principales Estadísticas de Distribución 2015 Distribución: Ingresos de Ventas .......................................................................................... Ganancia (pérdida) antes de impuestos ......................................................... Activos fijos ................................................................................................ Dispendios de capital e inversiones ................................................................
33.406 (219) 1.868 255
2014 (US$ millones) 46.893 860 2.685 487
2013
45.244 1.411 2.790 566
Distribución en Brasil
Somos el principal distribuidor de derivados de petróleo de Brasil, operando a través de nuestra propia red de minorista, a través de nuestros propios canales de venta al por mayor, y a través del suministro de otros mayoristas y minoristas de combustibles. Nuestro segmento de Distribución vende derivados de petróleo que son producidos principalmente por nuestro segmento de Refino, Transporte y Comercialización, o RTC, y trabaja para expandir el mercado interno para esos productos derivados de petróleo y de otros combustibles, incluyendo el GPL, el gas natural, el etanol y el biodiesel. El enfoque principal del nuestro segmento de Distribución es ser la referencia en distribución de derivados de petróleo y biocombustibles en Brasil, innovando y ofreciendo valor a nuestros negocios, promoviendo al mismo tiempo la seguridad de las operaciones y responsabilidad ambiental y social, fortaleciendo la marca Petrobras. Abastecemos y operamos a Petrobras Distribuidora, que representa 35,1% del total del mercado de distribución al por menor y al por mayor de Brasil. A Petrobras Distribuidora distribuye derivados de petróleo, etanol, biodiesel y gas natural a clientes minoristas, comerciales e industriales. En 2015, a Petrobras Distribuidora vendió el equivalente a 919,8 mbbl/d de derivados de petróleo y de otros combustibles a clientes mayoristas y minoristas, de los cuales la mayor parte (39,9%) fue diesel. El 31 de diciembre de 2015, nuestra red de estaciones de servicios de Petrobras Distribuidora era líder de comercialización minorista de Brasil, con 8.176 estaciones de servicios, o el 19,7% de las estaciones de servicios en Brasil. Petrobras Distribuidora es propietaria y franquiciadora de estaciones de servicios que representaron el 27,6% de las ventas en el minorista de Brasil de diesel, gasolina, etanol, gas natural vehicular y lubricantes en 2015.
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La mayoría de las estaciones de servicios de Petrobras Distribuidora es de propiedad de franquiciados que usan el nombre de la marca Petrobras Distribuidora bajo permiso y compran exclusivamente de nosotros; Petrobras también suministra a los soporte técnico, entrenamiento y publicidad a los franquiciados. Somos propietarios de 632 estaciones de servicios de Petrobras Distribuidora y somos obligados por ley a subcontratar la operación de estas estaciones a terceros. Creemos que nuestra posición de participación en el mercado está apoyada por una imagen fuerte de la marca Petrobras Distribuidora y por la remodelación de las estaciones de servicios y acrecimos de centros de lubricación y tiendas de conveniencia. Nuestra distribución al por mayor de productos derivados de petróleo y biocombustibles bajo la marca Petrobras Distribuidora a clientes comerciales e industriales contesta por el 53,8% del mercado mayorista total brasileño. Nuestros clientes incluyen aviación, transporte y empresas industriales, bien como servicios públicos y entidades gubernamentales. Nuestro negocio de distribución de GLP - Liquigas Distribuidora - detenía una cuota de mercado del 22,7% y se quedó en según lugar en ventas de GLP en Brasil en 2015, de acuerdo con a ANP. Distribución en el Exterior
También participamos en el sector de menudeo en otros países de América del Sur. Véase a continuación nuestras actividades internacionales de distribución por región: América del Sur Realizamos actividades de distribución en Argentina, Chile, Colombia, Paraguay y Uruguay: •
En Argentina, por medio de la PESA, nuestras operaciones incluyen 265 estaciones de servicios en el menudeo;
•
En Chile, las nuestras operaciones incluyen 279 estaciones de servicios, a distribución y venta de combustibles en aeropuertos y una fábrica de lubricantes;
•
En Colombia, las nuestras operaciones incluyen 115 estaciones de servicios y una fábrica de lubricantes;
•
En Paraguay, nuestras operaciones incluyen 180 estaciones de servicios, a distribución y venta de combustibles en tres aeropuertos y una planta de reposición de GLP; y
•
En Uruguay, tenemos operaciones de suministro en el país, incluyendo 87 estaciones de servicios y activos en el segmento de gas.
Gas y Energía Principales Estadísticas de Gas y Energía 2015 Gas y Energía: Ingresos de Ventas ................................................................................................ 13.145 Ganancia (pérdida) antes de impuestos .......................................................... 518 Activos fijos ................................................................................................ 14.674 Dispendios de capital e inversiones ................................................................ 793
2014 (US$ millones)
2013
18.373 (466) 22.237 2.571
14.572 991 21.011 2.742
Nuestro segmento de Gas y Energía comprende la transmisión y distribución de gas, regasificación de GNL, la fabricación de fertilizantes a base de nitrógeno, la generación de energía a gas y flex-fuel, y generación de energía desde fuentes renovables, incluyendo fuentes de energía solar y eólica .
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El enfoque principal del nuestro segmento de Gas y Energía es: •
Monetizar recursos de gas natural;
•
Garantizar flexibilidad y confiabilidad en el suministro de gas natural;
•
Consolidar nuestro negocio de energía eléctrica, explorando sinergias entre las nuestras capacidades de suministro de gas natural y de generación de energía, juntamente con la expansión de nuestras actividades de comercialización de energía eléctrica; y
•
Procesamiento químico de gas natural para aumentar su valor, priorizando los fertilizantes nitrogenados y otros productos de valor agregado.
Gas y Energía en Brasil
Por más de dos décadas, hemos trabajado activamente para desarrollar simultáneamente reservas de gas natural de Brasil y desarrollar a infraestructura vital para garantizar flexibilidad y confiabilidad en el suministro de gas natural. En razón de este programa de desarrollo de varios años, ahora tenemos un sistema integrado centrado alrededor a dos principales redes de gasoductos interconectadas, una conexión de gasoducto con Bolivia y un gasoducto separado en la región norte de Brasil (todos juntos abarcando más de 9.190 kilómetros) . Esta red permite que ofrezcamos a nuestros clientes gas natural procesado en nuestras instalaciones de gas que llegan de nuestros campos productores de gas natural onshore y offshore, principalmente originario de las Cuencas de Santos, de Campos y de Espírito Santo, bien como gas natural de nuestros tres terminales de GNL y de Bolivia. Como resultado de nuestros esfuerzos para desarrollar este mercado, el gas natural en 2014 suplió 13,5% del total de las necesidades de energía de Brasil, en comparación con el 3,7% en 1998. Gas Natural Los principales mercados para el gas naturals son: •
Clientes industriales, comerciales y de venta al por menor
•
Generación termoeléctrica; y
•
Consumo por nuestras refinarías y fábricas de fertilizantes.
El cuadro a continuación muestra las fuentes de nuestro suministro de gas natural, nuestras ventas y consumo interno de gas natural, y los ingresos de nuestras operaciones de distribución de gas locales para cada uno de los últimos tres años. Suministro y Ventas de Gas Natural en Brasil, mmm3/d 2015 Fuentes de suministro de Gas Natural Producción Doméstica .................................................................................. Importado de Bolivia .................................................................................... GNL ............................................................................................................... Total de suministro de Gas Natural ...................................................................
44,9 32,1 18,0 95,0
Ventas de Gas Natural Ventas a empresas locales de Distribución de Gas (1) .................................. Ventas para termoeléctricas a Gas ............................................................... Total de Ventas de Gas Natural .........................................................................
37,5 31,1 68,6
2014
2013
43,2 32,9 20,0 96,1
40,8 30,5 14,5 85,9
38,9 31,6 70,5
38,6 26,0 64,6
Consumo Interno (refinarías, fertilizante y termoeléctricas a Gas)(2) .............. 26,4 25,6 21,3 Ingresos (US$ mil millones)(3) .......................................................................... 8,3 9,8 9,0 ________________________ (1) Incluye ventas a empresas locales de distribución de gas en las cuales tenemos una participación societaria. (2) Incluye el gas utilizado en el sistema de transporte. (3) Incluye ingresos de ventas de gas natural a partir del segmento de Gas Natural para otros segmentos operativos, servicios y otros ingresos provenientes de empresas de gas natural.
65
Nuestro volumen de ventas de gas natural para clientes industriales, de generación de energía eléctrica a gas, 3 comerciales y de menudeo, en 2015 fue de 68,6 mmm /d, representando una disminución del 2,7% con relación a 2014. Esta disminución es atribuible a la reducción de nuestras actividades industriales de 2014 a 2015. El consumo de gas natural por refinerías y fábricas de fertilizantes aumentó en un 10%. Actualmente, nuestro enfoque principal es suministrar soluciones de transporte y de procesamiento para nuestra producción de gas natural planeada desde los campos del presal. En 2015, invertimos US$ 513,9 millones en nuestra infraestructura de gas natural, y en 2016, pretendemos continuar a invertir en (i) construcción de dos gasoductos de exportación en el exterior para conectar campos productores de nuestro presal de gas natural para el Terminal de Cabiúnas y la planta de procesamiento del Comperj; (ii) la expansión de la capacidad de procesamiento de 3 gas natural del Terminal de Cabiúnas, para procesamiento de hasta 459 millones de pies cúbicos/d (13 mmm /d) con la expectativa de aumentar la producción de gas natural asociado de reservatorios del presal de la Cuenca de Santos, y (iii) el desarrollo de una planta de procesamiento de gas natural, con capacidad de 742 millones de pies cúbicos/d (21 3 mmm /d), ubicada en el futuro complejo petroquímico del Comperj, también asociado con los reservatorios del presal en la Cuenca de Santos. La expansión del Terminal Cabiúnas se volvió plenamente operacional en marzo de 2016 y la planta de procesamiento de gas natural del Comperj está prevista para iniciar las operaciones en 2019. Nosotros también poseemos y operamos tres terminales flexibles de GNL utilizando tres FSRUs (Floating Storage y Regasification Units), una en la Bahía de Guanabara (Rio de Janeiro), con capacidad de envío de 706 mmcf/d (20 mmm3/d), otro en Pecém (Ceará) en el Nordeste de Brasil, con una capacidad de entrega de 247 mmcf/d (7 mmm3/d) y la última ubicada en la Bahía de Todo os Santos (Bahia), con una capacidad de entrega de 494 mmcf/d (14 mmm3/d). En 2015, recibimos 79 cargas de gas natural licuado (GNL) en Brasil, en comparación con 99 en 2014. Nosotros también poseemos y operamos cuatro instalaciones de procesamiento de gas natural. Dos de ellas, 3 Sul Capixaba y Cacimbas, ubicadas en el Estado de Espírito Santo, tienen capacidad para procesar 2.5 mmm /d y 16 3 mmm /d de gas natural, respectivamente, y son proyectadas para procesar gas natural de la Cuenca de Campos. La 3 planta de Caraguatatuba, ubicada en el Estado de São Paulo, tiene capacidad para procesar 20 mmm /d de gas natural, y es proyectada para procesar gas natural de las áreas del post-sal y presal de la Cuenca de Santos. La planta TECAB, 3 ubicada en el Estado de Río de Janeiro, tiene capacidad para procesar 24 mmm /d de gas natural de la Cuenca de Campos y del presal de la Cuenca de Santos.
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El mapa a continuación muestra nuestras redes de gasoductos, terminales de GNL y plantas de procesamiento de gas natural.
A través de Gaspetro, tenemos participaciones que varían del 23,5% a 100% en diecinueve de los veintisiete distribuidores de gas natural estaduales en Brasil. El 28 de diciembre de 2015, concluimos la venta de una participación del 49% en Gaspetro para a Mitsui por R$ 1,93 mil millones, cerca de US$ 495 millones. Vea la Nota 10 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Los tres distribuidores más significativos en nuestra cartera (por volumen) son CEG Rio, Bahiagás (ambos con participación a través de Gaspetro) y Petrobras Distribuidora (que opera en el Estado de Espírito Santo) y sus 3 volúmenes de venta de gas en media acordados en 2015 subió a 17,514 mmm /d, lo que representa el 54% de nuestros volúmenes de ventas de gas en media en 2015. Compromisos de Largo Plazo de Gas Natural Cuando empezamos la construcción del gasoducto Bolivia-Brasil, en 1996, firmamos un acuerdo de suministro de gas a largo plazo, o GSA, con la empresa estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, o YPFB, para adquirir determinados volúmenes mínimos de gas natural a precios vinculados al precio del aceite combustible 67
internacional hasta 2019, después lo cual el acuerdo puede ser prorrogado hasta que todo el volumen contratado sea entregue. Nuestras obligaciones de volumen en el ámbito del acuerdo ship-or-pay celebrado entre el Gas Transboliviano S.A. (GTB) y la Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. (TBG) fueron generalmente proyectadas para combinar con nuestras obligaciones de compra de gas en los términos del GSA hasta 2020. Los cuadros a continuación muestran nuestros compromisos contractuales en el ámbito de estos acuerdos para el período de cinco años desde 2016 hasta 2020. 2016 Compromisos de Compra con YPFB 3 24,06 Obligación de volumen (mmm /d)(1) ................................ Obligación de volumen (mmcf/d)(1) ................................ 850,00 Proyección del Precio Brent de Petróleo Bruto (U.S.$)(2) ................................ 45,00 Estimativas de pagos (US$ millones)(3) ................................................................................................ 1.037,70 Contrato Ship-or-Pay com GTB 3 30,08 Compromiso de volumen (mmm /d) ................................ Compromiso de volumen (mmcf/d) ................................ 1.062,26 Estimativas de pagamentos (US$ millones)(5) ................................................................ 112,91 Contrato Ship-or-Pay com TBG Compromiso de volumen 3 (mmm /d)(4) ................................................................ 35,28 Compromiso de volumen (mmcf/d) ................................ 1.246,09 Estimativas de pagos (US$ millones)(5) ................................ 519 (1) (2) (3)
(4) (5)
2017
2018
2019
2020
24,06
24,06
24,06
24,06
850,00
850,00
850,00
850,00
59,43
60,57
63,68
67,14
1.185,14
1.407,65
1.505,76
1.605,96
30,08
30,08
30,08
6,00
1.062,26
1.062,26
1.062,26
211,89
113,17
113,72
114,30
0
35,28
35,28
35,28
17,20
1.246,09 523
1.246,09 526
1.246,09 527
607,50 144
25,3% del volumen contratado proporcionado por Petrobras Bolívia. Previsión de precio del petróleo Brent basada en nuestro Plan Estratégico 2030, que está actualmente bajo revisión por nuestra administración. Los pagos estimados son calculados usando los precios del gas esperados para cada año con base en nuestra previsión para el precio del petróleo Brent. Los precios del gas pueden ser ajustados en el futuro con base en cláusulas contractuales y las cantidades de gas natural compradas por Petrobras pueden variar anualmente. Incluye contratos de ship-or-pay, relativamente al aumento de la capacidad de TBG. Valores calculados con base en los precios actuales definidos en los contratos de transporte de gas natural.
Contratos de Venta de Gas Natural Vendemos nuestro gas principalmente para empresas distribuidores de gas locales y para usinas operadas a gas, generalmente basados en contratos de suministro a largo plazo en el estándar take-or-pay. Eso representa el 70% de nuestro volumen total de venta, y las fórmulas de precios en el ámbito de estos contratos son indexadas principalmente a una canasta internacional de aceite combustible. A fin de restaurar la competitividad de nuestro gas natural en el mercado brasileño, en 2015, cesamos el descuento en los precios que cobramos en algunos de nuestros contratos de venta de gas natural. Además, tenemos una variedad de contratos de venta proyectados para crear flexibilidad en combinar la demanda de los clientes con nuestras capacidades de suministro de gas. Estos contratos incluyen contratos flexibles e interrumpibles de largo plazo de venta de gas, mecanismos de subasta para contratos de corto plazo, subastas electrónicas semanales y un tipo de contrato de venda de gas, que consiste en una opción de entrega del vendedor que ayuda equilibrar las ventas de gas natural en el caso de baja demanda por gas natural de usinas movidas a gas. En esta circunstancia, el exceso de volumen de gas natural es ofrecido a los consumidores que habitualmente usan fuentes de energía diferentes de la gas natural En 2015, continuamos a renegociar algunos contratos de ventas de largo plazo de gas natural existentes con empresas de distribución local de gas natural, a fin de promocionar ajustes adaptados a las exigencias específicas del mercado, abarcando extensiones de plazo para algunos contratos y extensión de nuestra cartera de ventas de gas natural.
68
El cuadro a continuación muestra nuestros compromisos futuros de suministro de gas 2016 - 2020, incluyendo las ventas para las empresas de distribución de gas locales y para usinas de energía movidas a gas: Compromisos Futuros en los términos de los Contratos de Ventas de Gas 3 Natural, mmm /d A Distribuidoras de Gas Locales: Partes relacionadas(1) .................................................................... Terceros .......................................................................................... La Termoeléctricas a Gas: Partes relacionadas(1) .................................................................... Terceros .......................................................................................... Total(2) ...................................................................................... Las cantidades estimadas a facturar (US$ mil millones)(3)(4)........ (1)
(2) (3) (4)
2016
2017
2018
2019
2020
17,92 20,20
18,05 20,36
18,27 20,82
18,85 17,60
16,88 17,60
5,70 11,32 55,13
2,24 10,48 51,13
1,83 10,26 51,18
1,30 10,11 47,86
1,54 10,15 46,16
4,6
4,7
4,7
4,4
4,2
Para los fines de este cuadro, "partes relacionadas" incluyen todas las empresas de distribución de gas locales y usinas de generación de energía en las cuales tenemos una participación societaria y "terceros" refieren - si a aquellos en que no tenemos una participación societaria. Los volúmenes estimados son basados en acuerdos "take or pay" en nuestros contratos, volúmenes esperados y contratos en negociación (incluyendo renovaciones de contratos existentes), no ventas máximas. Las estimativas son basadas en las ventas externas y no incluyen consumo interno o transferencias. Los precios pueden ser ajustados en el futuro y los valores reales pueden variar.
Energía Las demandas de energía eléctrica brasileñas son proveídas principalmente por usinas hidroeléctricas (91.602 MW de capacidad instalada), que contestan a 65% de la capacidad de generación de Brasil. Las usinas hidroeléctricas son dependientes del nivel anual de precipitación; en los años donde la lluvia es abundante, las usinas hidroeléctricas brasileñas generan más electricidad y, consecuentemente, una menor generación de usinas termoeléctricas será exigida. La capacidad total instalada del Sistema Interconectado Nacional en 2015 fue de 140.639 MW. De ese total, 6.148 MW (o 4%) estaban disponibles por 20 usinas termoeléctricas que operamos. Estas plantas se destinan a completar la energía de las usinas hidroeléctricas. En 2015, las usinas hidroeléctricas en Brasil generaron 43.591 MW medios, lo que correspondió a 68% de las necesidades totales de electricidad de Brasil (63.966 MW media). La capacidad de generación hidroeléctrica es complementada por otras fuentes de energía (eólica, carbón, nuclear, aceite combustible, diesel, gas natural y otras). El total de electricidad generada por esas fuentes alcanzó una media de 20.374 MW en 2015, de los cuales nuestras usinas termoeléctricas contribuyeron con una media de 4.646 MW, en comparación con media de 4.761 MW en 2014 y media de 4.043 MW en 2013. En 2015, invertimos US$ 146,7 millones en nuestro segmento de negocio de energía. Ventas de Electricidad y Compromisos para Capacidad de Generación Futura Bajo el régimen de precios de energía de Brasil, una usina termoeléctrica puede vender solo la electricidad que es certificada por MME y que corresponde a una fracción de su capacidad instalada. Este certificado es concedido para asegurar una venta constante de capacidad comercial a lo largo de años para cada usina, dado su papel dentro del sistema brasileño para completar la hidroelectricidad durante períodos desfavorables de lluvias. La cantidad de capacidad certificada para cada usina es determinada por su capacidad esperada de generación de energía a lo largo del tiempo. La capacidad total certificada por MME (garantía física) puede ser vendida a través de contratos de largo plazo en subastas para las empresas de distribución de energía (disponibilidad de espera), vendida a través de contratos bilaterales firmados con consumidores libres y utilizados para cumplir con las necesidades energéticas de nuestras propias instalaciones. En retorno por la venta de esta capacidad certificada, las usinas termoeléctricas deben producir energía siempre que solicitadas por el Operador Nacional (ONS). Además un pago por la capacidad, las usinas termoeléctricas también reciben de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica, o CCEE, el reembolso de sus costos variables 69
(anteriormente declarado al MME para calcular su capacidad comercial certificada) incurridos siempre que ellos son exigidos a generar electricidad. En 2015, la capacidad comercial certificada por MME para todas las usinas termoeléctricas controladas por nosotros era de 4.307 MW medios, aunque nuestra capacidad total de generación fuera de 6.148 MW medios. Del total de 4.554 MW medios de capacidad comercial disponible (o lastre) para venta en 2015, cerca del 69% fueron vendidos como disponibilidad de espera en subastas públicas en el mercado regulado (en comparación con el 53% en 2014) y aproximadamente el 30% fue comprometido en los términos de los contratos bilaterales y de auto-producción (es decir, ventas a las partes relacionadas) (en comparación con el 35% en 2014). En 2015, las licitaciones públicas en el mercado regulado fueron el principal canal utilizado por nuestro negocio de generación termoeléctrica para vender energía que no había sido antepasadamente contratada. Las empresas de distribución deben adquirir, a través de un proceso de subasta pública en el mercado reglamentado, sus necesidades proyectadas de energía eléctrica para sus consumidores cautivos. El proceso de subasta pública es administrado por ANEEL, directamente o por medio de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica, o CCEE, bajo ciertas directrices emitidas por el MME. Los generadores de energía existentes (tales como nuestras usinas termoeléctricas) pueden realizar subastas (i) en el año antes de la fecha inicial de entrega ("Subastas A - 1 "), (ii) todos los años, para el suministro de energía en hasta los siguientes 15 años ("Subastas A") y (iii) todos los años para el suministro de energía en hasta dos años siguientes ("Subastas de Ajuste"). Las subastas de electricidad para nuevos proyectos de generación son realizados (i) en el quinto año antes de la fecha inicial de entrega de energía eléctrica ("Subastas A - 5 "), y (ii) en el tercer año antes del inicio de la operación comercial ("Subastas A - 3"). Para beneficiarse de precios de venda atractivos de energía que no haya sido antepasadamente contratada, para el suministro de energía iniciando en 2014, vendemos algunas de nuestra capacidad comercial certificada restante como capacidad de espera en los términos de subastas públicas en el mercado regulado de electricidad de la siguiente forma: 574 MW medios por mes en Subasta A realizado el 30 de abril de 2014 para la venta de energía entre 01 de mayo de 2014 a 31 de diciembre de 2019. Para la entrega de energía iniciando en 2015, vendemos (i) 270 MW medios por mes en una subasta A - 1 realizado el 05 de diciembre de 2014 para la venta de energía entre 1 de enero de 2015 a 31 de diciembre de 2017 y (ii) 205 MW medios por mes en la 18º Subasta de Ajuste realizado el 15 de enero de 2015 para la venta de energía entre 1 de enero a 30 de junio de 2015. Para a entrega de energía desde 2016, vendemos 114 MW medio por mes en una Subasta A-1/2015, realizado el 11 de diciembre de 2015 para la venta de energía entre 1 de Enero de 2016 a 31 de diciembre de 2016. Con esas ventas, ahora podemos prever mejor nuestras recetas que derivarán de la venta de energía eléctrica en los próximos 3 años. Bajo los términos de los contratos de disponibilidad de espera, recibimos una cuantía fija, independientemente de que generemos o no generemos energía. Además, siempre que tengamos que suministrar energía en los términos de estos contratos, recibimos un pago adicional por energía entregue que es definido en la fecha de la subasta y es revisado mensualmente o anualmente con base en índices de precios de combustible internacionales ajustados a la inflación. Nuestros compromisos futuros relacionados a contratos bilaterales y autoproducción son de 1.317 MW media en 2016, 1.232 MW media en 2017 y 1.265 MW media en 2018. Los contratos vencen gradualmente, con el último contrato expirando en 2028. A la medida que los contratos bilaterales existentes expiran, pasamos a vender nuestra capacidad comercial restante certificada en los términos los contratos en nuevas subastas a ser realizados por el MME o a través de la ejecución de nuevos contratos bilaterales.
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El cuadro a continuación muestra la evolución de la capacidad instalada de nuestras usinas termoeléctricas, nuestra compra en el mercado libre y la capacidad comercial certificada asociada.
2016 Capacidad instalada de energía y utilización Capacidad instalada (MW) ........................................................... Capacidad comercial certificada (MW medios) ........................... Compras no mercado libre (MW medios) .................................... Capacidad comercial disponible (Lastro) (MW medios)
6.148 4.191 335 4.526
2015
2014
6.148 4.307 247 4.554
6.402 4.222 320 4.542
El cuadro a continuación muestra el destino de nuestro volumen de ventas entre nuestros clientes y nuestros ingresos para cada uno de los últimos tres años: Volúmenes de Electricidad Vendidos (MWavg) 2015 Total de compromisos de venta .............................................. 4.451 Contratos bilaterales.................................................................... 854 Producción Propia ........................................................................ 437 Subastas públicas para empresas distribuidoras.......................... 3.160 Volumen de generación .......................................................... 4.646 Ingresos (US$ millones)(1) ...................................................... 4.410 (1)
2014 4.036 1.183 428 2.425 4.761 7.693
2013 4.235 2.021 416 1.798 4.043 5.173
Incluye ingresos de ventas de energía eléctrica del segmento de energía para otros segmentos operativos, servicios y otros ingresos provenientes de empresas de electricidad.
Fertilizantes Nuestras plantas de fertilizantes en Bahia, Sergipe y Paraná producen amoníaco y urea para el mercado brasileño. Las unidades en Bahia y Paraná también producen agentes reductores líquidos automotores (ARLA-32) y la unidad en Sergipe también producen sulfato de amoníaco. La capacidad de producción combinada de estas plantas es 1.852.000 t/y de urea, 1.406.000 t/y de amoníaco, 300.000 t/y de sulfato de amoníaco y 800.000 t/y de ARLA-32. La mayoría de nuestra producción de amoníaco es usada para producir urea, y el exceso de producción es vendido principalmente en el mercado brasileño. En 2015, mejoramos la tasa de utilización de esas plantas lo que rindió un aumento del 27% en el volumen de producción con relación a 2014. El cuadro a continuación muestra nuestras ventas e ingresos de amoníaco y urea para cada uno de los últimos tres años: Amoníaco y Urea (t/y)
Amoníaco ................................................................. Urea .......................................................................... Ingresos (US$ millones)(1)........................................ (1)
2015 240.620 1.283.673 676
2014 234.339 1.046.004 663
2013 205.029 1.071.827 621
Incluye ingresos de ventas de fertilizantes nitrogenados del segmento de fertilizantes para otros segmentos operativos, servicios y otros ingresos de empresas de fertilizantes.
Debido a que grandes cambios en nuestro contexto de negocios, en 2015, suspendemos inversiones en los siguientes proyectos de fertilizantes: •
3
UFN III, con capacidad para producir 1,2 mmt/y de urena y 70 mt/y de amoníaco a partir de 2,2 mmm /d de gas natural; y
71
•
3
UFN V, con capacidad para producir 519.000 t/y de amoníaco a partir de 1,3 mmm /d de gas natural.
En 2015, decidimos cancelar el proyecto de fertilizantes UFN V, mientras el proyecto de fertilizantes UFN III permanece suspendido. Reconocemos pérdidas por deterioro en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2015 de US$ 501 millones en lo que dice respeto a la unidad de fertilizantes UFN III, debido a la utilización de una mayor tasa de descuento (reflejando un aumento del premio de riesgo Brasil) y el retraso en las entradas de caja futura esperada en razón de la prórroga del proyecto y de US$ 190 millones en lo que dice respeto a la unidad de fertilizantes UFN V debido a que nuestra decisión de cancelar el proyecto. Para más información, consultar Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Reconocemos anteriormente pérdidas de deterioro en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014 de US$ 116 millones con relación a la unidad de fertilizantes Araucaria. Energía Renovable Tenemos invertido exclusivamente y en asociación con otras empresas, en fuentes de generación de energía renovable en Brasil, incluyendo energía eólica. Actualmente, disponemos de participaciones minoritarias en cuatro usinas de energía eólica (Mangue Seco 1, 2, 3 y 4) y dos pequeñas usinas hidroeléctricas (Areia y Água Limpa), y detenemos participaciones del 100% en una usina de energía eólica (Macau) y una usina de energía solar (UFVAR). La capacidad de generación de energía que tenemos (solo y a través de la participación que tenemos en empresas de energía renovable) es equivalente a 25,4 MW de capacidad de generación hidroeléctrica, 1,1 MW de capacidad solar y 105,8 MW de capacidad eólica. Nosotros y nuestros socios vendemos energía de estas plantas directamente para el gobierno federal de Brasil, a través del programa de incentivo a las energías renovables y de las subastas de energía de reserva de 2009. Gas y Energía en el Exterior
También participamos en el sector de gas y energía en otros países de América del Sur. Véase a continuación nuestras actividades internacionales por región: América del Sur Realizamos actividades de gas y energía en la Argentina, en Bolivia y en Uruguay. •
En la Argentina, por medio de la Pesa, que tiene cuatro plantas de energía eléctrica, Pichi Picún Leufú (hidrogenación), Genelba (movida a gas de ciclo combinado), Genelba Plus (movida a gas) y EcoEnergia (Cogeneración), y tenemos participación en otras dos plantas de energía eléctrica, Central Termoeléctrica José de San Martín S.A. y Central Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A. y también tenemos una participación en una empresa de transporte de gas natural llamada TGS (Transportadora Gas del Sur). A través de Petrobras International Braspetro B.V. - PIB BV (Holanda), tenemos participación en Mega Company, una unidad de separación de gas natural.
•
En Bolivia, tenemos una participación del 11% en GTB, propietaria de la sección boliviana del gasoducto Bolivia-Brasil (BTB) que transporta gas natural que producimos en Bolivia para el mercado brasileño. También tenemos una participación del 21% en la unidad de compresión del Río Grande, donde el Gasoducto Bolivia-Brasil empieza.
•
En Uruguay, participamos en las dos empresas que son responsables por la distribución de gas natural a través de gasoductos en el país: (i) Distribuidora de Gas Montevideo S.A., una empresa 100% controlada por Petrobras, que proporciona gas natural para el área de Montevideo; y (ii) Conecta S.A., una empresa en la cual tenemos el 55% del capital (los restantes 45% pertenecen a ANCAP, empresa petrolífera estatal del Uruguay), que proporciona gas natural para el resto del país.
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Biocombustibles Principales Estadísticas de Biocombustibles 2015 Biocombustible: Ingresos de Ventas ............................................................................. Ganancia (pérdida) antes de impuestos ............................................ Activos fijos ........................................................................................ Dispendios de capital .........................................................................
229 (317) 91 43
2014 (US$ millones)
2013
266 (166) 205 112
388 (166) 222 143
Brasil es un líder global en el uso y producción de biocombustibles. En 2015, el 88,6% de los vehículos ligeros nuevos vendidos en Brasil tenían capacidad flexfuel, y las estaciones de servicios ofrecían una elección de etanol a 100% y una mezcla de etanol/gasolina. Desde marzo de 2015, el gobierno federal brasileño aumentó el requisito de tenor de etanol anhidro para la gasolina vendida en Brasil del 25% para el 27%. Reconocemos pérdidas por deterioro en el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2015 de US$ 185 millones (incluyendo 139 millones con provisión para pérdidas en inversiones) con relación a nuestro segmento de biodiesel, principalmente atribuible a un aumento en la tasa de descuento después de los impuestos (lo que refleja un aumento del premio de riesgo Brasil) y la prórroga de proyectos de biocombustible en un período de tiempo prolongado. Para más información, consultar Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Biodiesel Desde noviembre de 2014, todo el combustible diesel vendido en Brasil es obligado a tener, al menos, el 7% de biodiesel. En 2015, suministramos el 17,4% de biodiesel de Brasil (asumiendo el 100% de la producción BSBIOS Sul Brasil) ubicándonos como el principal proveedor de biodiesel en Brasil y actuamos como un catalizador del mercado, garantizando y mezclando insumos de biodiesel y los suministrando para pequeños distribuidores, bien como a las nuestras propias estaciones de servicios. Poseemos directamente tres usinas de biodiesel y, a través de nuestra participación del 50% en BSBIOS Industria y Comercio de Biodiesel Sul Brasil S.A. (BSBIOS Sul Brasil), poseemos dos plantas adicionales. La capacidad de producción de biodiesel de estas cinco plantas totaliza 15,6 mbbl/d. Etanol Debido a nuestra participación accionaria en Guarani S.A. (Guarani), la quinta mayor procesadora de caña de Brasil, la Nova Fronteira Bioenergia S.A. (Nova Fronteira) y Bambuí Bioenergia S.A. (Bambuí Bioenergia), tenemos también una presencia en toda la cadena de producción de etanol y azúcar y también vendemos la electricidad excedente generada desde la quema del bagazo de caña. Tenemos toda la infraestructura necesaria para la distribución y exportación de etanol. El 5 de enero de 2016, incrementamos nuestra participación en Guarani S.A. de 42,95% a 45,97%. A través de nuestras empresas Bambuí Bioenergia, Nova Fronteira y Guarani, somos propietarios de usinas de etanol ubicadas en los Estados de Minas Gerais, Goiás y São Paulo y en Mozambique, en África. La molienda total de esas empresas asociadas en la cosecha 2015/2016 totalizó 26,2 mmt de caña de azúcar, lo que corresponde a una producción de 20,3 mbbl/d y 1,5 mmt respectivamente de etanol y azúcar en comparación con 21,3 mbbl/d y 1,6 mmt respectivamente en la cosecha de 2014/2015. Estas entidades asociadas vendieron 1,2 GWh de electricidad excedente generada durante la cosecha 2015/2016.
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Corporativo Principales Estadísticas Corporativas 2015 Corporativo: Ganancia (pérdida) antes de impuestos ............................................ Activos fijos ........................................................................................ Dispendios de capital e inversiones ..................................................
(14.961) 1.949 302
2014 (US$ millones)
2013
(8.047) 2.811 452
(8.141) 3.345 555
Nuestro segmento Corporativo incluye actividades que no pueden ser atribuidas a otros segmentos, incluyendo la gestión financiera corporativa, el overhead administrativo central y gastos actuariales referentes a nuestros regímenes de pensiones y beneficios médicos a los jubilados y sus dependientes. Estructura Organizativa
El 31 de diciembre de 2015, teníamos 24 subsidiarias directas y dos operaciones conjuntas directas, según listado a continuación. Veintiuno son entidades constituidas al abrigo de las leyes de Brasil y tres son incorporados en el exterior. Tenemos también subsidiarias indirectas (incluyendo Petrobras Argentina S.A. y PGF). Véase el Adjunto 8.1 para una lista completa de nuestras subsidiarias y operaciones conjuntas, incluyendo sus nombres completos, locales de constitución y nuestro porcentual de participación accionaria.
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PETROBRAS BRASIL
EN EL EXTERIOR
Petrobras Distribuidora S.A. - BR
Petrobras Netherlands B.V. - PNBV
Petrobras Transporte S.A. - Transpetro
Petrobras International Braspetro - PIB BV
Petrobras Logística de Exploração e Produção S.A. - PB-LOG
Braspetro Oil Services Company - Brasoil
Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG Petrobras Gás S.A. - Gaspetro Petrobras Biocombustível S.A. - PBIO Petrobras Logística de Gás - Logigás Liquigás Distribuidora S.A. Araucária Nitrogenados S.A. Termomacaé Ltda. Breitener Energética S.A. Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco - Citepe Termobahia S.A. Companhia Petroquímica de Pernambuco - PetroquímicaSuape Baixada Santista Energia S.A. Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda 5283 Participações Ltda. Downstream Participações Ltda. Fábrica Carioca de Catalizadores S.A. - FCC (*) Ibiritermo S.A. (*) (*) Las operaciones conjuntas
Activos fijos
Nuestros activos tangibles más importantes son pozos, plataformas, refinerías, oleoductos, embarcaciones, otros activos de transporte, usinas de energía, bien como plantas de fertilizantes y de biodiesel. La mayoría de estos activos está ubicada en Brasil. Poseemos y arrendamos nuestras instalaciones y algunas instalaciones propias están susceptibles de gravámenes, aunque el valor de estos activos gravados no sea relevante. Tenemos el derecho de explorar las reservas de petróleo y gas en Brasil en los términos de contratos de concesión, pero las propias reservas son propiedad del gobierno en los términos de la ley brasileña. El Ítem 4 "Informaciones sobre la compañía" incluye una descripción de nuestras reservas y fuentes de petróleo bruto y gas natural, los principales activos tangibles y planos relevantes para expandir y mejorar nuestras instalaciones. El 31 de diciembre de 2015, nuestros activos fijos incluían US$ 19.158 millones (US$ 28.164 millones el 31 de diciembre de 2014) relacionados con el Contrato de Cesión Onerosa (Consultar Ítem 10. " Informaciones Adicionales 75
Contratos Significativos - Contrato de Cesión Onerosa"). El 29 de diciembre de 2014, presentamos la última declaración de comercialidad de las acumulaciones de petróleo y gas natural, ubicadas en el bloque Entorno de Iara, a la ANP, lo que llevó al inicio del proceso de revisión del Contrato de Cesión Onerosa. Actualmente, todas las áreas sujetas al Contrato de Cesión Onerosa (bloques de Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Entorno de Iara, Sul de Guará y Sul de Tupi) están siendo analizadas para fines de revisión de los términos del Contrato de Cesión Onerosa. Este proceso incluye la preparación de informes por peritos independientes contratados por nosotros y por la ANP y está relacionado con discusiones con el gobierno federal brasileño. El proceso de revisión, para todas las áreas del Contrato de Cesión Onerosa, está actualmente en curso y no hay fecha formal u oficial para su conclusión. Nosotros también reconocemos deterioros de US$ 12.299 millones en 2015 (US$ 16.823 millones en 2014) para determinados activos fijos, activos intangibles y activos clasificados mantenidos para la venta. Otras informaciones sobre impairment de nuestros activos fueron presentadas en la Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Reglamentación de la Industria del Petróleo y Gas en Brasil
Régimen de Concesiones para el Petróleo y el Gas Conforme la legislación brasileña, el gobierno federal de Brasil es propietario de todas las acumulaciones subterráneas de crudo y gas natural de Brasil. El gobierno federal de Brasil tiene el monopolio de la exploración, producción, refinación y transporte de crudo y productos derivados del petróleo en Brasil y en su plataforma continental, con la excepción de que a las compañías que en 1953 realizaban actividades de refinación y distribución se les permitió continuar realizando dichas actividades. Entre 1953 y 1997, el gobierno federal de Brasil nos designó representantes exclusivos para la explotación del monopolio del gobierno, incluyendo la importación y exportación de petróleo y productos derivados del petróleo. Como parte de una reforma integral del sistema regulatorio del sector del petróleo y el gas, el Congreso brasileño llevó a cabo una reforma constitucional en 1995 por medio de la cual se autorizó al gobierno federal de Brasil a contratar empresas públicas o privadas para realizar actividades de upstream, refinación de petróleo, comercialización y transporte internacional de petróleo, gas natural y sus respectivos derivados en Brasil. El 6 de agosto de 1997, Brasil sancionó la Ley nº 9.478 que estableció un marco regulatorio en base a concesiones, dio por terminado nuestro derecho exclusivo de llevar a cabo actividades relacionadas con la industria del petróleo y el gas y autorizó la libre competencia en todas las áreas de la industria del petróleo y del gas de Brasil. A partir de ese momento, hemos operado en un entorno cada vez más desregulado y competitivo. La Ley nº 9.478/1997 también creó un organismo regulatorio independiente, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas y Combustibles Renovables (ANP). La función de la ANP es regular la industria del petróleo, el gas natural y los combustibles renovables de Brasil y crear un entorno competitivo en el sector del petróleo y el gas. El 2 de enero de 2002, Brasil desreguló los precios del petróleo, los productos derivados del petróleo y el gas natural. La Ley nº 9.478/1997 estableció un marco regulatorio basado en concesiones y nos otorgó el derecho exclusivo a explotar las reservas de petróleo de todos los campos en los que ya habíamos iniciado la producción en virtud de contratos de concesión por un período inicial de 27 años contado a partir de la fecha en que los mismos fueron declarados comercialmente rentables. Estos contratos de concesión se denominan “Ronda Cero”. Este período inicial de 27 años para producción puede ser ampliado a solicitud del concesionario y sujeto a la aprobación de la ANP. La Ley nº 9.478/1997 también estableció un marco procesal para que reclamáramos derechos exclusivos de exploración durante un período máximo de tres años, que luego fue ampliado a cinco años, con respecto a áreas en las que podíamos demostrar que habíamos realizado descubrimientos comerciales o inversiones en exploración antes de la sanción de la Ley nº 9.478/1997. A fin de efectivizar nuestro reclamo para explotar y desarrollar estas áreas, debíamos demostrar que teníamos la capacidad financiera requerida para llevar a cabo esas actividades, ya sea en forma individual o a través de convenios de cooperación. A partir de 1999, todas las áreas que aún no estaban sujetas a contratos de concesión estuvieron disponibles para licitación pública realizada por la ANP. Las concesiones obtenidas por Petrobras a partir de ese momento fueron obtenidas a través de la participación en rondas de licitaciones públicas.
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Tributación bajo Régimen de Concesión para Petróleo y Gas De acuerdo con la Ley nº 9.478/1997 y los términos de nuestros contratos de concesión para actividades de exploración y producción con ANP, somos obligados a pagar al gobierno el siguiente: •
Bono de firma pagos en el acto de la firma del contrato de concesión, que son basados en el valor de la oferta ganadora, sujeto a los bono mínimo de firma publicado en la orientación de licitación relevante (pliego de licitación);
•
Bono de retención anual para la ocupación o retención de áreas disponibles para exploración y producción, a la alícuota establecida por ANP en la orientación de licitación relevante con base en el tamaño, ubicación y características geológicas del bloque de concesión;
•
Tasas de participación especial, a la una alícuota que varía de 0 a 40% de la ganancia neta derivada de la producción de los campos que alcanza altos volúmenes de producción o rentabilidad, de acuerdo con los criterios establecidos en la legislación aplicable. El ingreso neto es el ingreso bruto menos los royalties pago, inversiones en exploración, costos operativos y ajustes de depreciación e impuestos aplicables. El Impuesto de Participación Especial utiliza como referencia los precios internacionales del petróleo convertidos para reales por la tasa de cambio actual. En 2015, pagamos éste impuesto en 21 de nuestros campos, es decir, Albacora, Albacora Leste, Baleia Azul, Baleia Franca, Barracuda, Baúna, Cachalote, Canto do Amaro, Caratinga, Carmópolis, Jubarte, Leste do Urucu, Lula, Manati, Marlim, Marlim Leste, Marlim Sul, Mexilhão, Rio Urucu, Roncador y Sapinhoá; y
•
Royalties, a ser establecido en los contratos de concesión, a la tasa que varia entre el 5% y el 10% del ingreso bruto de la producción, con base en los precios de referencia del petróleo o del gas natural establecidos por el Decreto nº 2.705 y actos normativos del ANP. En el establecimiento de tasas de royalties en los contratos de concesión, ANP también lleva en consideración los riesgos geológicos y los niveles de productividad esperados para cada concesión. La mayoría de nuestra producción de petróleo es actualmente tributada a la tasa máxima de royalty.
Ley nº 9.478/1997 también exige que las concesionarias de campos ubicados en tierra paguen al propietario de la tierra una tasa de participación que varia entre el 0,5% y el 1,0% de los ingresos de ventas derivadas de la producción del campo. Régimen de Contrato de Reparto de Producción para as Áreas del Presal no Sujetas a Concesión y Potencialmente Estratégicas Los descubrimientos de grandes reservas de petróleo y gas natural en las áreas del presal de las Cuencas Campos y Santos motivaron la modificación de la legislación relacionada con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. En 2010, se promulgaron tres nuevas leyes para regular las actividades de exploración y producción en las áreas del presal y en otras áreas potencialmente estratégicas no sujetas a las concesiones existentes: Ley nº 12.351, Ley nº 12.304 y Ley nº 12.276. Estas leyes no tienen efecto sobre los contratos de concesión vigentes relacionados con las secciones del presal, que abarcan aproximadamente el 28% de las áreas del presal. La Ley nº 12.351/2010, regula los contratos de producción compartida para la exploración y producción de petróleo y gas en las áreas del presal que no están sujetas a concesión y en áreas potencialmente estratégicas a ser definidas por el CNPE (Consejo Nacional de Política Energética). Conforme al régimen de producción compartida, Petrobras será el operador exclusivo de todos los bloques. Los derechos de exploración y producción relativos a estos bloques pueden ser otorgados a Petrobras en forma exclusiva o, en el caso de que no se adjudiquen a Petrobras en forma exclusiva, serán ofrecidos en licitaciones públicas. Si son ofrecidos en licitaciones públicas, Petrobras aun así debería participar como operador, con una participación mínima a ser establecida por el CNPE que no sería inferior al 77
30%, con el derecho adicional a nuestra discreción de participar en el proceso de licitación para aumentar nuestra participación en esas áreas. Conforme al régimen de producción compartida, el ganador de la licitación será la compañía que ofrezca al gobierno federal de Brasil el mayor porcentaje de “petróleo de ganancia” (óleo lucro), que es la producción de un determinado campo después de la deducción de regalías, y “petróleo para cubrir costos” (óleo custo), que es el costo asociado a la producción del petróleo. De acuerdo con la Ley nº 12,351, debemos aceptar los términos económicos de la licitación ganadora. En febrero de 2016, el Senado brasileño aprobó un proyecto de ley que propone extinguir la exigencia de que debemos necesariamente actuar como operador exclusivo y tener una participación mínima del 30% en áreas del presal que no están bajo concesión y en áreas potencialmente estratégicas a ser ofrecidas en futuras licitaciones públicas. En esta fase, no hay estimativa de cuándo y si este proyecto de ley tendrá sus términos sustancialmente alterados o si ese proyecto de ley será aprobado como ley por la Cámara de los Diputados y sancionado por el Presidente de la República. La ley nº 12.734 se ha vuelto parcialmente eficaz al 30 de noviembre del 2012 y ha alterado la ley 12.351, que establece una tasa de royalty de 15% aplicable a la producción bruta de petróleo y gas natural en contratos de participación de producción futura. La Ley nº 12.304/2010, autorizó la incorporación de una nueva compañía no operativa estatal que representará los intereses del gobierno federal de Brasil en los contratos de producción compartida y administrará los contratos de comercialización relacionados con la participación del gobierno federal de Brasil en el "petróleo de ganancia" (óleo lucro). Esta nueva compañía estatal fue incorporada en 1º de agosto de 2013, llamada de Pré-Sal Petróleo S.A. – PPSA y participará en comités operativos con derecho a voto y facultades de veto y administrará y controlará los costos resultantes de los contratos de producción compartida. En lo referente a los contratos de producción compartida, PPSA ejercerá sus actividades legales específicas junto con la ANP, el organismo independiente que regula y supervisa las actividades de la industria del petróleo y el gas en virtud de los regímenes de exploración y producción, y el CNPE, la entidad que establece los lineamientos a ser aplicados al sector petrolero y del gas, incluso con respecto al nuevo modelo regulatorio. Contrato de Cesión Onerosa y Oferta Global Conforme a la Ley nº 12.276/2010, el 3 de septiembre de 2010 celebramos un contrato con el gobierno federal de Brasil (el Contrato de Cesión Onerosa) en virtud del cual el gobierno otorgó a Petrobras el derecho a llevar a cabo actividades de exploración y producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos en áreas específicas del presal, sujeto a una producción máxima de cinco mil millones de barriles de petróleo equivalente. El precio inicial del contrato en relación con nuestros derechos en virtud del Contrato de Cesión Onerosa fue de R$74.807.616.407, equivalente a U$S42.533.327.500 al 1º de septiembre de 2010. Véase el Item 10. “Información Adicional - Contratos Significativos – Contrato de Cesión Onerosa”. Ley del Gas Natural de 2009 En marzo de 2009, el Congreso Nacional promulgó la Ley nº 11.909, o Ley del Gas, que reglamenta las actividades del sector de gas, incluyendo el transporte, procesamiento, almacenamiento, licuefacción, regasificación y comercialización. La Ley del Gas creó un régimen de concesión para la construcción y operación de nuevos gasoductos para el transporte de gas natural, manteniendo un régimen de autorización para gasoductos sujetos a acuerdos internacionales. De acuerdo con la Ley del Gas, después de cierto período de exclusividad, las operadoras (Transportadores) serán obligadas a conceder acceso para el transporte de conductos y terminales marítimos, excepto terminales de GNL, a terceros, a fin de maximizar la utilización de la capacidad. La Ley del Gas autorizó ANP a regular los precios para la utilización de gasoductos de transporte de gas sujetos al nuevo régimen de concesión, con base en un procedimiento definido en la Ley del Gas como una "llamada pública", y para aprobar los precios sometidos por los cargadores, de acuerdo con criterios previamente establecidos, para la utilización de nuevos gasoductos de transporte de gas sujetos al régimen de autorización. 78
Las autorizaciones anteriormente emitidas por ANP para el transporte de gas natural permanecerán válidas por 30 años desde la fecha de publicación de la ley del gas, y los cargadores iniciales recibieron con exclusividad estos gasoductos por 10 años. Todos los conductos que las subsidiarias de Petrobras actualmente poseen y operan en Brasil están sujetos a un régimen de autorización. ANP emitirá los reglamentos que rigen el acceso a terceros y el pago al cargador caso no sea logrado un acuerdo entre las partes. La Ley del Gas también autorizó determinados consumidores, que pueden comprar gas natural en el mercado abierto o lograr sus propios suministros de gas natural, a construir instalaciones y gasoductos para uso propio en las distribuidores de gas locales caso los distribuidores controlados por los estados, que tienen monopolio sobre distribución de gas local, no cumplan sus necesidades de distribución. Esos consumidores son obligados a delegar la operación y mantenimiento de las instalaciones y gasoductos a distribuidores locales de gas, pero ellos no son obligados a firmar contratos de suministro de gas con los distribuidores locales de gas. En diciembre de 2010, el Decreto nº 7.382 fue promulgado para reglamentar los Capítulos I a VI y VIII de la Ley del Gas en lo que se refiere a las actividades en la industria del gas, incluyendo transporte y comercialización. Desde la publicación de este decreto, varios reglamentos administrativos fueron aprobados por ANP y por MME, a fin de regular varias cuestiones en la Ley del Gas y el Decreto nº 7.382 que necesitaba ser más bien esclarecido. Entre esas cuestiones se encuentra la Resolución ANP nº 51/2013, que impide que un portador detenga cualquier participación accionaria en empresas concesionarias de gasoductos. La Resolución nº 51/2013 se aplica apenas a las concesiones otorgadas después de su publicación, no afectando, por lo tanto, el desague de la producción de gas natural de Petrobras a través de conductos operados por sus subsidiarias y sujetos al régimen de autorización previa. Reglamentación de Precios Hasta la aprobación de la Ley nº 9.478, en 1997, el gobierno federal brasileño tenía el poder de reglamentar todos los aspectos del precio de petróleo bruto, derivados de petróleo, etanol, gas natural, energía eléctrica y otras fuentes de energía. En 2002, el gobierno eliminó los controles de precios de los derivados de petróleo y derivados de petróleo, aunque mantuviese la reglamentación sobre ciertos contratos de venta de gas natural y electricidad. Concurrentemente el gobierno federal de Brasil ha creado periódicamente y ajustado los impuestos aplicables al petróleo bruto, derivados de petróleo y gas natural que se han utilizado como una herramienta para mantener la estabilidad de precios para el consumidor final y también para aumentar sus recetas fiscales. Legislación Ambiental
Todas las fases del negocio de petróleo bruto y gas natural presentan riesgos y peligros ambientales. Nuestras instalaciones en Brasil están sometidas a una amplia gama de leyes federales, estaduales y municipales, reglamentos y exigencias de permiso relacionados con la protección de la salud humana y del ambiente, y se encuadran en la autoridad regulatória del Consejo Nacional del Medio Ambiente, o CONAMA). Nuestras actividades offshore están sujetas a la autoridad administrativa del IBAMA, que emite permisos operativos y de perforación. Somos obligados a presentar informes, incluyendo informes de monitoreo de seguridad y contaminación al IBAMA a fin de mantener nuestros permisos. La mayoría de las condiciones ambientales, de salud y seguridad en tierra es controlada a nivel federal o a nivel estadual, dependiendo de la ubicación de nuestras instalaciones, del tipo de actividad en desarrollo y de otros criterios a ser establecidos en la reglamentación que aún está pendiente. Sin embargo, también es posible que estas condiciones sean controladas en una base local siempre que las actividades generen un impacto local o son establecidas en una unidad de conservación municipal. Según la ley brasileña, no hay responsabilidad objetiva y solidaria por daños ambientales, mecanismos para la aplicación de normas ambientales y exigencias de permisos para actividades contaminantes.
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Personas físicas o jurídicas cuya conducta o actividad cause daños al medio ambiente están sujetas a sanciones criminales y administrativas. Las agencias gubernamentales de protección ambiental también podrán imponer sanciones administrativas por incumplimiento de las leyes y reglamentos ambientales, incluyendo: •
Multas;
•
Suspensión parcial o total de actividades;
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Requisitos para financiar la recuperación y proyectos ambientales;
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Cancelación o restricción de incentivos o beneficios fiscales;
•
Cierre de los establecimientos o de las operaciones; y
•
Pérdida o suspensión de participación en líneas de crédito junto a establecimientos oficiales de crédito.
Estamos sujetos a una serie de procesos administrativos y judiciales relacionados a cuestiones ambientales. Para lograr más información sobre estos procesos, véase "Ítem 8. Información Financieras - Procesos Legales" y la Nota 30 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas incluidas en este informe anual. En 2015, invertimos aproximadamente US$ 1,1 mil millones en proyectos ambientales, en comparación con US$ 1,4 mil millones en 2014 y US$ 1,5 mil millones en 2013. Estas inversiones continuaron a ser direccionados principalmente a la reducción de emisiones y residuos de procesos industriales, gestión del uso del agua y de efluentes, reparación de áreas impactadas, implementación de nuevas tecnologías ambientales, actualización de nuestros conductos y mejoría en nuestra capacidad de contestar a las emergencias. Iniciativas en Seguridad, Medio Ambiente y Salud
La protección de la salud humana y del ambiente es una de nuestras principales preocupaciones, y es esencial para nuestro éxito como compañía integrada de energía. Tenemos un Comité de Seguridad, Medio Ambiente y Salud (SMS) compuesto por tres miembros de nuestro Consejo de Administración, que son responsables de auxiliar nuestro Consejo en las siguientes materias: •
Definición de metas estratégicas en relación a cuestiones de SMS;
•
Establecer las políticas globales relacionados a la gestión estratégica de SMS en las empresas del grupo Petrobras;
•
La evaluação de conformidad del Plan Estratégico de Petrobras para sus políticas globales de SMS, entre otros.
Nuestros esfuerzos para manejar la salud, la seguridad y las preocupaciones ambientales y garantizar conformidad con las reglamentaciones ambientales (que en 2015 totalizaron una inversión de R$6,9 mil millone, o US$2,07 mil millones) implican la gestión de los costos ambientales relacionados a la producción y operaciones, equipos y sistemas de control de contaminación, proyectos para rehabilitar áreas degradadas, procedimientos de seguridad e iniciativas para la prevención de emergencia y control, de salud y programas de seguridad, bien como: •
Un sistema de gestión de SMS que busca minimizar los impactos de las operaciones y productos para la salud, seguridad y medio ambiente, reducir el uso de recursos naturales y de contaminación y prevención de accidentes;
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•
Certificación ISO 14001 (medio ambiente) y OHSAS 18001 (salud y seguridad) de nuestras unidades operativas. Todo el petróleo refinado en Brasil fue procesado por unidades certificadas. La Flota Nacional de Petroleros fue totalmente certificada según el Código Internacional de Gestión para Operación Segura de Buques y para la Prevención de la Contaminación (Código ISM) de la Organización Marítima Internacional (IMO) desde diciembre de 1997;
•
El compromiso regular y activo con MME y IBAMA, a fin de discutir cuestiones ambientales relacionadas con la nueva producción de petróleo y gas y otros medios de transporte y aspectos logísticos de nuestras operaciones;
•
Un objetivo estratégico para reducir la intensidad de las emisiones de gases con efecto invernadero, juntamente con un conjunto de indicadores de desempeño con las metas para monitorear el progreso en relación a este objetivo; y
•
Evaluamos cada un de nuestros proyectos operativos para identificar los riesgos y garantizar la conformidad con todas nuestras exigencias de SMS y la adopción de las mejores prácticas de SMS durante el ciclo de vida de un proyecto. Además, realizamos más extensos estudios ambientales para nuevos proyectos cuando exigido por la legislación ambiental aplicable.
En 2015, nuestras emisiones disminuyeron el 3,7% con relación a 2014, principalmente debido a que mayor recuperación de gas asociado, reducción del aceite combustible y de diesel en la utilización en plantas termoeléctricas y reducción de las emisiones en las operaciones de transporte marítimo. Estamos empeñados en reducir la intensidad de las emisiones de gases de efecto estufa de nuestros procesos y productos a través de varias iniciativas, incluyendo la reducción de la quema de gas, medidas de eficiencia energética y mejorías operacionales. La eliminación de accidentes fatales y el alcance de los niveles de desempeño comparable a las mejores operadoras de petróleo y gas internacionales cuando se refiere a la prevención de lesiones de nuestros empleados y terceros son las dos principales metas establecidas por nuestra gestión de seguridad. Aunque que desarrollamos programas de prevención en todas las nuestras unidades operacionales, registramos 16 muertes involucrando nuestros propios empleados y a los empleados de nuestras contractadas en 2015 (comparado a 10 en 2014), principalmente atribuibles a un accidente en la FPSO Cidade de São Mateus en febrero de 2015, lo que ha causado nueve muertes. Hemos investigado todos los accidentes registrados, con el fin de identificar a sus causas y, entonces, tomar a las acciones preventivas y correctivas que son normalmente monitorizadas, una vez que se las adoptan. En casos de accidentes graves, enviamos nuestros alertas por toda la compañía para permitir que otras unidades operacionales evalúen a la probabilidad de sucesos similares ocurrieren en sus propias operaciones. Planes y Procedimientos de Remediación Ambiental Como parte de nuestros planes, procedimientos ambientales y esfuerzos, mantenemos planes de respuesta y remediación de contingencia detallados para ser implementados en caso de derramamiento de petróleo o fuga en nuestras operaciones offshore. A fin de contestar a esos eventos, Petrobras tiene 36 buques de recuperación de derramamiento de aceite dedicados totalmente equipados para el control de derramamiento de petróleo y combate a incendios, 113 barcos de apoyo y otros vehículos, 270 barcos de apoyo y de recuperación adicionales disponibles para combatir derramamientos y fugas de petróleo en el mar, cerca de 92 km de barreras de contención y 118 kilómetros de barreras absorbentes y cerca de 113 mil litros de dispersantes de aceite, entre otros. Esos recursos están distribuidos en 12 centros de protección ambiental en áreas estratégicas en que actuamos en todo el Brasil y en centros de respuesta de emergencia (distribuidos por 21 ciudades), a fin de asegurar una respuesta rápida y coordenada para derramamientos de petróleo terrestres o marítimos. Nuestras instalaciones regionales son apoyadas por 11 bases avanzadas locales dedicadas a la prevención, control y respuesta a derramamiento de petróleo. Tenemos más de 500 trabajadores entrenados disponibles para contestar a derramamientos de petróleo 24 horas por día, siete días por semana, y podemos movilizar trabajadores entrenados adicionales para realización de limpiezas de la línea costera en corto plazo que son parte de un gran grupo de agentes ambientales entrenados en el 81
país. Aunque esos trabajadores estén ubicados en Brasil, ellos también están disponibles para contestar a un derramamiento de petróleo en el mar en el exterior. De 2012, Petrobras ha sido un miembro participante de Oil Spill Response Limited - OSRL, una organización internacional que reune más de 160 empresas, incluyendo grandes empresas petrolíferas nacionales/independientes, empresas relacionadas con energía, bien como otras empresas que operan en otras partes de la cadena de suministro de petróleo. OSRL participa de la Red de Respuesta Global, una organización compuesta por varias otras empresas dedicadas a la lucha contra derramamientos de petróleo. Como miembro de OSRL, Petrobras tiene acceso a todos los recursos disponibles por medio de esa red, y nosotros también participamos de sus Servicios de Intervención de Pozo Submarino, que suministra la liberación rápida de equipos de nivelación y contención con rápida respuesta en todo el mundo. Los equipos de nivelación son almacenados y mantenidos en bases en todo el mundo, incluso en Brasil. Una base brasileña de OSRL fue abierta en marzo de 2014 y ya está en operación. En 2015, realizamos 22 simulaciones de emergencia de ámbito regional con Marina de Brasil, la defensa civil, los bomberos, la policía militar, las organizaciones ambientalistas y entidades gubernamentales y de la comunidad local. Montamos un Plan de Derramamiento Cero, con el objetivo de optimizar la gestión y reducir el riesgo de derramamientos de petróleo en nuestras operaciones. Este plan abarca inversiones para mejorar la gestión de los procesos y para garantizar la integridad de nuestros equipos e instalaciones. Además, Petrobras tiene un modelo de comunicación, procesamiento y registro de derramamientos de petróleo que permite el monitoreo diario de estos incidentes, sus impactos y medidas de mitigación. El nivel de vaciamiento de petróleo en nuestras operaciones de upstream en 2015 fue mantenido abajo de 0,5 m3 por mmbbl producido. Los datos relativos a 2012 compilados por la Asociación Internacional de Productores de Petróleo y Gas indican que la media de la industria fue de 0,76 m3 de petróleo derramado por mmbbl producido. Continuamos a evaluar y desarrollar iniciativas para tratar cuestiones de SMS y reducir nuestra exposición a riesgos de SMS. En 2015, tuvimos derramamientos de petróleo, totalizando 450.5 barriles de petróleo bruto en comparación con 437,1 barriles de petróleo bruto en 2014, en comparación con 1.176 barriles de petróleo bruto en 2013. Seguro
Nuestros programas de seguro se concentran principalmente en la evaluación de los riesgos y en la reposición del valor de bienes, lo que es habitual en nuestra industria. Conforme nuestra política de gestión de riesgos, los riesgos asociados con nuestros principales activos, tales como refinerías, petroleros y unidades de producción offshore y plataformas de perforación son asegurados por su valor de reposición junto a aseguradoras brasileñas. Aunque algunas pólizas sean emitidas en Brasil, la mayoría de nuestras pólizas es reasegurada en el exterior con reaseguradoras evaluadas por la agencia Standard&Poor con clasificación A- o superior o clasificación B+ o superior por A.M. Best. Parte de nuestras operaciones internacionales es asegurada o reasegurada por nuestra subsidiaria Bermudian BEAR siguiendo los mismos criterios de clasificación. Los activos menos valiosos, incluyendo pero no limitados a pequeños barcos auxiliares, ciertas instalaciones de almacenamiento y algunas instalaciones administrativas son auto aseguradas. No mantenemos cobertura para interrupción de negocios, excepto para una minoría de nuestras operaciones internacionales y algunos activos específicos en Brasil. Nosotros generalmente no mantenemos cobertura para nuestros pozos en todas nuestras operaciones en Brasil, excepto cuando exigido por un acuerdo de operación conjunta. A pesar de no segurar la mayoría de nuestros oleoductos, tenemos seguro contra daños o perjuicios a terceros consecuentes de incidentes específicos, como infiltración inesperada y contaminación por hidrocarburos. Nosotros también mantenemos cobertura para riesgos asociados a la carga, casco y máquinas. Todos los proyectos e instalaciones en construcción que tienen una pérdida máxima estimada superior a US$ 80 millones están cubiertos por una póliza de seguro de construcción. Tenemos operaciones en 12 países fuera de Brasil y mantenemos diferentes niveles de seguro obligatorio contra terceros en nuestras operaciones domésticas e internacionales, en consecuencia de una variedad de factores, incluyendo nuestras evaluaciones de riesgo del país, caso tengamos operaciones onshore y offshore o exigencias 82
legales impuestas por el país en particular, en que operamos. Mantenemos cobertura de seguros de responsabilidad operativa de terceros con relación a nuestras actividades onshore y offshore, incluyendo pérdidas a terceros consecuentes de los riesgos ambientales, como derramamientos de petróleo, en Brasil, hasta un límite de póliza total de US$ 250 millones. Nosotros también mantenemos un seguro marítimo con protección adicional e indemnización (P&I) contra terceros relacionado a nuestras operaciones offshore domésticas hasta un límite de póliza total de hasta US$ 500 millones por un período de 12 meses. En el caso de una explosión o evento similar en una de nuestras plataformas offshore en Brasil, esas pólizas pueden suministrar cobertura de responsabilidad civil acordada contra terceros de hasta US$ 750 millones. Nuestras pólizas operativas nacionales e internacionales de responsabilidad civil contra terceros cubren reclamaciones hechas en contra de nosotros por o en nombre de individuos que no sean nuestros empleados en caso de daños materiales, heridas personales o muerte, sujeto a los límites de las pólizas establecidas anteriormente. Como regla general, nuestros proveedores de servicios son obligados a indemnizarnos por una reivindicación que paguemos directamente a terceros, en consecuencia de una decisión judicial responsabilizándonos por las acciones de un proveedor de servicios. Nuestras pólizas operativas de responsabilidad civil contra terceros también cubren daños ambientales causados por derramamientos de petróleo (incluyendo las responsabilidades resultantes de una explosión o un acontecimiento súbito y accidental similar en una de nuestras plataformas offshore), bien como los costos de litigio y de limpieza y remediación, pero no cubren multas gubernamentales o daños punitivos. Mantenemos pólizas de seguro separadas de "control-de-pozo" en nuestras operativas internacionales para cubrir las responsabilidades resultantes de la erupción descontrolada de petróleo, gas, agua o fluido de perforación, bien como para cubrir reclamaciones de daños ambientales causados por explosión de pozo y eventos análogos, bien como los costos de limpieza relacionados, con límites agregados de póliza de hasta US$ 540 millones por un período de 18 meses, dependiendo del país. En el Golfo de México, por ejemplo, mantenemos cobertura de responsabilidad civil contra terceros hasta el límite agregado de póliza en el valor de US$ 250 millones, y seguro de responsabilidad civil de control-de-pozo de hasta US$ 540 millones. Dependiendo de las circunstancias, cualquiera una de estas pólizas podría ser aplicada en caso de una explosión o evento similar en una de nuestras plataformas offshore en el Golfo de México. Nosotros generalmente no mantenemos seguro de control de pozo en nuestras operaciones domésticas onshore y offshore en Brasil, excepto cuando exigido por un acuerdo de operación conjunta. En consecuencia de eso, pagamos los costos de limpieza, descontaminación y cualquier proceso consecuente de un incidente de control de pozos. Cualquier pérdida de contención de hidrocarburos en nuestras operaciones domésticas onshore y offshore que no sea atribuible a un problema de control de pozo será cubierta por nuestro seguro de protección e indemnización (P&I), con cobertura de hasta US$ 500 millones para nuestras unidades móviles en el mar, o por nuestra póliza de responsabilidad civil onshore - offshore, con cobertura de hasta US$ 250 millones. El premio para renovar nuestra póliza nacional de seguro de riesgo de propiedad por un período de 18 meses con inicio en mayo 2015 fue de US$ 79,8 millones. Eso representó un disminución nominal del 12% con relación al período de 18 meses anterior. El valor asegurado de nuestros activos, en el mismo período, aumentó el 13,6% para US$ 182,5 mil millones. De 2001, nuestra retención de riesgo para riesgos operativos fue de US$ 25 millones, mientras que para riesgos de ingeniería podrá llegar a US$ 80 millones en determinadas circunstancias. Información Adicional sobre Reservas y Producción
Durante 2015, nuestra producción de petróleo y gas en Brasil alcanzó una media de 2.386 mboe/d, de la cual el 89% eran de petróleo y el 11% de gas natural. La Cuenca de Campos es una de las principales cuencas marítimas y más prolíficas de petróleo y gas de Brasil, con más de 60 campos de hidrocarburos descubiertos, ocho campos grandes 2 de petróleo y una área total de aproximadamente 115.000 km (28,4 millones de acres). En 2015, la Cuenca de Campos 3 produjo una media de 1.488 mbbl/d de petróleo y 577 mmcf/d (15 mmm /d) de gas natural, que comprende el 66% de nuestra producción total de Brasil. Nosotros también realizamos operaciones limitadas de minería de esquisto bituminoso en São Mateus do Sul, en la Cuenca de Paraná en Brasil, y convertimos el kerógeno (materia orgánica sólida) de esos depósitos en petróleo sintético y gas. Esa operación es realizada en una instalación integrada y sus productos finales son el gas combustible, GLP, nafta de esquisto y aceite combustible de esquisto. Nuestra unidad de 83
negocios no utiliza el método fracking o el método de fracturación hidráulica para la producción de petróleo, una vez que ellos no son apropiados en el contexto de nuestras operaciones. Además, nosotros no inyectamos agua o productos químicos en el solo en nuestras operaciones de minería de esquisto bituminoso a cielo abierto. Nuestro proceso consiste de trituración, molienda y, posteriormente, en la calefacción de todo esquisto a altas temperaturas (pirolisis), y establecemos un proceso de segregación adecuada para los subproductos derivados de ese proceso. El 31 de diciembre de 2015, nuestras reservas probadas estimadas en Brasil totalizaron 10,2 bnbbl de barriles de petróleo equivalente, incluyendo 8,6 bnbbl de barriles de petróleo bruto, condensado y aceite sintético y 254,3 3 bnm (9,6 tcf) de gas natural y gas sintético. El 31 de diciembre de 2015, nuestras reservas nacionales probadas desarrolladas de petróleo, condensado y petróleo sintético representaban el 50% del de nuestras reservas nacionales probadas de petróleo bruto, condensado y de aceite sintético, y nuestras reservas probadas desarrolladas de gas natural y gas sintético en el mercado interno representaron el 55,5% del total de nuestras reservas nacionales probadas de gas natural y gas sintético. Calculamos las reservas con base en las previsiones de producción de campo, que dependen de una serie de parámetros técnicos, tales como interpretación sísmica, mapas geológicos, testes de pozos, estudios de ingeniería de reservatorio y datos económicos. Todas las estimativas de reservas implican algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos geológicos y de ingeniería confiables disponibles en el momento de la estimativa y de la interpretación de estos datos. Nuestras estimativas son hechas usando los datos y tecnología más confiables en el momento de la estimativa, de acuerdo con las mejores prácticas de la industria del petróleo y gas y de los reglamentos promulgados por la SEC. Controles internos sobre las Reservas Probadas El proceso de estimativa de reservas empieza con una evaluación inicial de nuestros activos por geofísicos, geólogos e ingenieros. Los Coordinadores de Reservas Corporativos, o CRCs garantizan la integridad y la objetividad de nuestras estimativas de reservas al supervisionar y prestar apoyo técnico a los Coordinadores de Reservas Regionales, o CRRs, que son responsables por la preparación de las estimativas de reservas. Nuestros CRRs y CRCs son formados en geología, ingeniería y contabilidad son entrenados internamente y en el exterior en seminarios internacionales de estimativa de reserva. Los CRCs son responsables por el cumplimiento de las reglas y reglamentos de la SEC, consolidando y auditando el proceso de evaluación de reservas. La principal persona técnica responsable de supervisionar la preparación de nuestras reservas domésticas tiene 27 años de experiencia en el campo y trabaja en Petrobras a más de 32 años. La principal persona técnica responsable de supervisionar a disponer nuestras reservas internacionales tiene 26 años de experiencia en el campo y trabaja en Petrobras hace 33 años. Las estimativas de reservas son aprobadas por nuestra junta directiva, que, enseguida, informa al Consejo de Administración sobre su aprobación. DeGolyer and MacNaughton (D&M) utilizó nuestras estimativas de reserva para realizar una auditoría de reserva en un 95,2% de las reservas netas probadas de petróleo bruto, condensado y de gas natural el 31 de diciembre de 2015, en determinadas propiedades que poseemos en Brasil. Además, D&M usó sus propias estimativas de nuestras reservas para realizar una evaluación del 100% de reservas probadas netas de petróleo bruto, condensado, GNL y de gas natural el 31 de diciembre de 2015, en propiedades que operamos en Argentina. Además, D&M usó nuestras estimativas de reserva para auditar 100% de las reservas probadas netas de petróleo bruto, condensado y reservas de gas natural el 31 de diciembre de 2015, en propiedades que operamos en Estados Unidos. Las estimativas de reservas fueron elaboradas de acuerdo con las definiciones de reservas encontradas en la Norma 4 - 10(a) del Reglamento SX da SEC. Para más información sobre nuestras reservas probadas, consulte "Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas)" en el inicio de la página F-102. Para divulgación describiendo la calificación de la persona técnica principal de D&M responsable de supervisionar nuestra auditoría de reservas y evaluación de reservas, consulte Adjunto 99.1.
84
Alteraciones en las Reservas Probadas En 2015, nuestras reservas probadas disminuyeron 2.186 mmboe debido a revisiones de estimativas anteriores, principalmente en razón de la caída de los precios del petróleo durante el ejercicio fiscal de 2015, y disminuyeron 22 mmboe debido a las ventas de reservas probadas. Esta reducción fue parcialmente compensada por la incorporación de 494 mmboe de reservas probadas de descubiertas de nuevas acumulaciones y extensiones en Brasil, específicamente en las Cuencas de Santos, Campos y Espírito Santo, y en la Argentina, en la Cuenca de Neuquina, y la incorporación de 22 mmboe debido a que una mejor recuperación. El resultado líquido (excluyendo la producción)’ fue una disminución de 1.692 mmboe en nuestras reservas probadas en 2015. Considerándose una producción de 932 mmboe en 2015, nuestra reducción líquida de reservas probadas fue 2.625 mmboe. Este volumen de producción no lleva en cuenta la producción de testes de larga duración (TLDs) en bloques exploratorios en Brasil, y producción en Bolivia, una vez que la Constitución boliviana prohíbe la divulgación y registro de sus reservas. Al final del año de 2015 en comparación con el final del año de 2014, nuestras reservas probadas no desarrolladas en toda la compañía aumentaron en un total líquido de 368,5 mmboe. Así, tuvimos un total de 5.141,6 mmboe de reservas probadas no desarrolladas en toda la compañía el 31 de diciembre, 2015, en comparación con 4.773,2 mmboe de reservas probadas no desarrolladas en toda la compañía el 31 de diciembre de 2014. En Brasil, el aumento líquido en nuestras reservas probadas no desarrolladas en 2015 en comparación a 2014 es principalmente derivado de extensiones y descubiertas, en el montante de 408,4 mmboe, principalmente en las áreas del presal de la Cuenca de Santos. Además, nuestras reservas domésticas probadas no desarrolladas aumentaron 243,2 mmboe debido a que revisiones de estimativas anteriores, y aumentaron en 0,5 mmboe debido a la mejor recuperación. Este aumento líquido fue parcialmente compensado por la conversión de algunas de nuestras reservas probadas no desarrolladas para reservas probadas desarrolladas, principalmente atribuibles a la perforación de pozos en campos de producción ya existentes, en un total de 262,9 mmboe. Todos los volúmenes de reserva descritos anteriormente son "netos", en la medida en la que solo incluyen la participación proporcional de Petrobras en los volúmenes de reservas y no incluyen las reservas atribuidas a nuestros socios. En 2015, invertimos un total de US$ 16,8 mil millones en proyectos de desarrollo, de los cuales 92% (US$ 15,5 mil millones) fueron invertidos en Brasil, y convertimos un total de 296,5 mmboe de reservas probadas no desarrolladas en reservas probadas y desarrolladas, aproximadamente 89% (262,9 mmboe) de los cuales fueron reservas brasileñas. La mayoría de nuestras inversiones se refiere a proyectos de desarrollo de largo plazo que son desarrollados en fases debido a los grandes volúmenes y extensiones implicados, a infraestructura de aguas profundas y ultraprofundas y la complejidad de los recursos de producción. En estos casos, el pleno desarrollo de las reservas relativas a estas inversiones puede exceder cinco años. Teníamos un total de 5.141,6 mmboe de reservas probadas no desarrolladas al final del año de 2015, en todo la compañía, aproximadamente, 8,9% (455,9 mmboe), de los cuales permanecieron no desarrolladas por cinco años o más, en consecuencia de varios factores afectando el desarrollo y producción, incluyendo la complejidad inherente al desarrollo de proyectos en aguas ultraprofundas, particularmente en Brasil, y las restricciones en la capacidad de nuestra infraestructura existente. La mayoría de los 455,9 mmboe de nuestras reservas probadas no desarrolladas que permanecieron no desarrolladas por cinco años o más consiste en reservas en las Cuencas de Campos y Santos, en las cuales estamos haciendo inversiones para desarrollar infraestructura necesaria.
85
Los siguientes cuadros describen nuestra producción de petróleo, gas natural, petróleo sintético y gas sintético por área geográfica en 2015, 2014 y 2013: Producción de Hidrocarburos por Área Geográfica 2014
2015 Petróleo (mbbl/d) (4)
Brasil * ..................................................................... Internacional: América del Sur (excepto Brasil) ......................... América del Norte ................................................ África ..................................................................... Total Internacional ................. Total producción consolidada ............................... Investidas no consolidadas:(2) América del Sur (excepto Brasil) ......................... África ..................................................................... Producción mundial...............................................
2.125,5 38,6 30,6 ‒ 69,2 2.194,7 3,4 26,6 2.224,7
Petróleo Gas sintético Gas natural sintético (mbbl/d) (mmcf/d) (mmcf/d) (3) (1) (1)(3)
2,8 1.542,7
Total (mboe/d)
Petróleo (mbbl/d) (4)
Gas natural (mmcf/d)(1)
2,9
1.499,4
57,3 27,3 ‒ 84,7
‒ ‒ ‒ ‒
545,9 12,8 ‒ 558,7
2,8 2.084,8
‒ 2.546,1 2.116,2
‒
‒ 0,9 ‒ 2,8 2.085,7
‒ ‒ 3,5 4,6 ‒ 26,6 26,6 0,9 2.576,2 2.147,4
‒ ‒ 2,9
‒ ‒ ‒ ‒
474,9 67,2 ‒ 542,1
0,9 2.386,5 2.031,5
Petróleo sintético (mbbl/d) (3)
‒ ‒ ‒ ‒
117,8 41,8 ‒ 159,6
Gas sintético (mmcf/d) (1)(3)
Total (mboe/d)
2013 Petróleo (mbbl/d) (4)
1,0 2.284,4 1.928,7 ‒ ‒ ‒ ‒
148,3 29,5 ‒ 177,8
Petróleo Gas sintético Gas natural sintético (mbbl/d) (mmcf/d) (mmcf/d) (3) (1) (1)(3)
2,7 1,404,9
Total (mboe/d)
0,9 2.165,7
70,9 11,8 26,4 109,1
‒ ‒ ‒ ‒
532,0 12,1 0,0 544,1
‒ ‒ ‒ ‒
2.058,1
‒ 2.462,2 2.037,8
2,7
1.949
0,9 2.365,6
1,6 ‒ 2.059,7
‒ 4,9 5,5 ‒ 26,6 13,9 1,0 2.493,7 2.057,2
‒ 1,7 ‒ 0,0 2,7 1.950,7
‒ 5,7 ‒ 13,9 0,9 2.385,2
* El campo Roncador no representa más del 15% de nuestras reservas totales probadas. (1) Las cifras correspondientes a la producción de gas natural reflejan los volúmenes de producción de gas natural disponibles para la venta, excluyendo el gas quemado y reinyectado y el gas consumido en las operaciones. (2) Equivalencia Patrimonial. (3) Producimos petróleo sintético y gas sintético a partir de los depósitos de esquistos bituminosos en São Mateus do Sul, en la cuenca Paraná de Brasil. (4) La producción de petróleo incluye GNL y producción correspondiente al Testes de Larga Duración.
86
159,6 13,9 26,4 199,9
El cuadro siguiente indica nuestras reservas netas comprobadas desarrolladas y no desarrolladas de crudo y gas natural por región al 31 de diciembre de 2015. Reservas Netas Comprobadas Estimadas Desarrolladas y No Desarrolladas Categoría de Reservas Reservas
Petróleo (mmbbl) Comprobadas desarrolladas: Brasil .............................................................. Internacional América del Sur (excepto Brasil) ................ América del Norte ...................................... Total Internacional ..................................... Total de reservas comprobadas desarrolladas consolidadas
Gas natural (bncf)
Total de Petróleo Gas petróleo y sintético gas natural (mmbbl) sintético (mmboe) (1) (bncf)(1)
Total de petróleo sintético y gas sintético (mmboe)
Total de derivados del petróleo y del gas (mmboe)
4.266,5
5.320,5
5.153,2
6,9
9,3
8,5
5.161,7
39,7 53,6 93,4
366,3 122,5 488,8
100,8 74,0 174,9
− − −
− − −
− − −
100,8 74,0 174,9
4.359,8
5.809,3
5.328,1
6,9
9,3
8,5
5.336,5
Investidas no consolidadas América del Sur (excepto Brasil) ................ África
6,6
8,0
7,9
−
−
−
7,9
28,0
10,4
29,8
−
−
−
29,8
Total de reservas comprobadas desarrolladas no consolidadas Total de reservas comprobadas desarrolladas
34,7
18,4
37,7
4.394,5
5.827,7
5.365,8
− 6,9
− 9,3
− 8,5
5.374,3
Comprobadas no desarrolladas: Brasil ..............................................................
4.277,7
4.267,2
4.988,9
−
−
−
4.988,9
12,5 37,0
314,2 16,0
64,9 39,7
−
−
−
−
−
−
64,9 39,7
Internacional América del Sur (excepto Brasil) ................ América del Norte ...................................... Total Internacional ..................................... Total de reservas comprobadas no desarrolladas consolidadas Investidas no consolidadas América del Sur (excepto Brasil) ................ África Total de reservas comprobadas no desarrolladas no consolidadas Total de reservas comprobadas no desarrolladas Total de reservas comprobadas (desarrolladas y no desarrolladas)
37,7
49,5
330,3
104,6
−
−
−
104,6
4.327,2
4.597,5
5.093,4
−
−
−
5.093,4
7,9 37,8
8,9 6,2
9,4 38,8
− −
− −
− −
9,4 38,8
45,7
15,1
48,2
4.372,9
4.612,6
5.141,6
− −
− −
− −
5.141,6
48,2
8.767,4
10.440,3
10.507,4
6,9
9,3
8,5
10.515,9
_____________ (1) Los volúmenes de petróleo sintético y gas sintético de los depósitos de esquistos bituminosos en la cuenca del Paraná en Brasil han sido incluidos en nuestras reservas comprobadas de acuerdo con las normas de la SEC aplicables a la estimación y presentación de información de las cantidades de reservas.
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El cuadro a continuación resumen información sobre los cambios en el total de reservas comprobadas de nuestras empresas consolidadas de 2015, 2014 y 2013: Total de Reservas Comprobadas Desarrolladas y No desarrolladas (sólo sociedades consolidadas) (1) Total de Total de petróleo petróleo y sintético Gas gas Petróleo Gas y gas sintético Petróleo natural natural sintético sintético (mmboe) (mmboe) (mmbbl) (bncf) (mmbbl (bncf) Información sobre cantidad de reservas correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 1º de enero de 2015 11.037,5 12.081,0 13.051,0 7,9 10,6 9,6 Revisiones de estimaciones previas (1.990,8) (1.178,3) (2.187,2) 0,1 0,2 0,1 Recuperación mejorada 1,1 27,9 5,8 ‒ ‒ ‒ Compra de reservas probadas ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ Extensiones y descubrimientos 411,9 492,2 494,0 ‒ ‒ ‒ Producción (766,0) (924,5) (920,1) (1,0) (1,4) (1,3) Ventas de reservas probadas (6,8) (91,4) (22,0) ‒ ‒ ‒ 8.687,0 10.406,8 10.421,5 6,9 9,3 8,5 31 de diciembre de 2015............................ Información sobre cantidad de reservas correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 1º de enero de 2014 .................................. Revisiones de estimaciones previas ........... Recuperación mejorada ............................. Compra de reservas probadas ................... Extensiones y descubrimientos .................. Producción ................................................. Ventas de reservas probadas ..................... 31 de diciembre de 2014............................ Información sobre cantidad de reservas correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 1º de enero de 2013 .................................. Transferencia/disposición de activos con pérdida de control (2) Revisiones de estimaciones previas ........... Recuperación mejorada ............................. Compra de reservas probadas ................... Extensiones y descubrimientos .................. Producción ................................................. Ventas de reservas probadas ..................... 31 de diciembre de 2013............................
Total de derivados del petróleo y del gas (mmboe)
13.060,7 (2.187,1) 5,8 ‒ 494,0 (921,3) (22,0) 10.430,0
10.947,7 631,4 0,5 22,9 272,3 (732,9) (104,5) 11.037,5
12.483,2 539,6 10,8 47,1 264,0 (911,8) (351,9) 12.081,0
13.028,3 721,4 2,3 30,8 316,3 (884,8) (163,1) 13.051,0
8,8 0,2 ‒ ‒ ‒ (1,1) ‒ 7,9
11,8 0,1 ‒ ‒ ‒ (1,4) ‒ 10,6
10,7 0,2 ‒ ‒ ‒ (1,3) ‒ 9,6
13.039,0 721,6 2,3 30,8 316,3 (886,1) (163,1) 13.060,7
10.928,5
11.541,2
12.852,1
8,3
13,3
10,6
12.862,6
(65,0)
(22,5)
(68,8)
‒
‒
‒
(68,8)
(74,7) 124,2 0,0 851,4 (707,5) (109,2) 10.947,7
(213,3) 916,0 0,4 1.193,5 (878,5) (53,5) 12.483,2
(110,2) 276,8 0,1 1.050,3 (853,9) (118,1) 13.028,3
1,3 ‒ ‒ ‒ (0,8) ‒ 8,8
(0,1) ‒ ‒ ‒ (1,4) ‒ 11,8
1,2 ‒ ‒ ‒ (1,1) ‒ 10,7
(109,0) 276,8 0,1 1,050,3 (855,0) (118,1) 13.039,0
____________ (1) Los volúmenes de producción de gas natural utilizados en este cuadro corresponden a los volúmenes netos extraídos de las reservas comprobadas de Petrobras, incluyendo gas quemado consumido en las operaciones y excluyendo el gas reinyectado. Los volúmenes de producción de petróleo utilizados en este cuadro corresponden a los volúmenes netos extraídos de las reservas comprobadas de Petrobras y excluyen GNL y la producción resultante de Testes de Larga Duración. Como resultado, los volúmenes de producción de petróleo y gas natural indicados en este cuadro difieren de los que figuran en el cuadro de producción anterior, que indica los volúmenes de producción de gas natural disponibles para la venta. (2) Esta línea representa la cantidad de reservas comprobadas excluidas de nuestro total de total de reservas comprobadas consolidadas debido a la implementación de nuestro joint venture con BTG Pactual E&P BV para exploración conjunta de oportunidades de gas y petróleo en África. Desde julio de 2013, no tenemos más control corporativo de las empresas constituidas en Nigeria directamente responsables de nuestras operaciones en dicho país. En vista de ello, no consolidamos más las reservas de Nigeria en poder de Brasoil Oil Services Company (Nigeria) Ltd., Petroleo Brasileiro Nigeria Ltd. en nuestras reservas consolidadas.
No tenemos ningún vencimiento importante de derechos antes de 2025
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Los siguientes cuadros indican el número de pozos de petróleo y gas natural productivos brutos y netos, y la superficie total bruta y neta desarrolladas y no desarrolladas de petróleo y gas natural en los que Petrobras tenía participación al 31 de diciembre de 2015. Pozos Productivos Brutos y Netos y Superficie Bruta y Neta Desarrollada y No Desarrollada Al 31 de diciembre de 2015 Petróleo Gas natural Petróleo sintético Pozos productivos brutos y netos:(1) Subsidiarias consolidadas Brasil ........................................................... Internacional América del Sur (excepto Brasil) ................. América del Norte ...................................... Total internacional ...................................... Total consolidado ........................................ Investidas no consolidadas: América del Sur (excepto Brasil) ................. África .......................................................... Total pozos productivos brutos y netos ........
Bruto
Neto
Bruto
Neto
Bruto
7.877
7.863
212
208
2.145 15 2.160 10.037
1.594 6,77 1.600,77 9.463,77
317,0 7,0 324,0 536
83 40 10.160
23 4,96 9.491,73
8,0 0 544
Neto
Bruto
Neto
233,5 3,72 237,22 445,22
‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒
3,0 0 448,22
‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒
Al 31 de diciembre de 2015 Gas natural Petróleo sintético (en acres) Bruto Neto Bruto Neto
Petróleo Superficie bruta y neta Bruto desarrollada: Brasil ........................................................... 4.596.389,1 Internacional América del Sur (excepto Brasil) ................. 505.826,9 América del Norte ................................ 16.866,2 Total internacional ................................ 522.693,2 Total consolidado ................................5.119.082,3 Investidas no consolidadas:: América del Sur (excepto Brasil) ................. 228.856,0 África .......................................................... 416.989,9 Total no consolidado ................................ 645.845,8 Total superficie bruta y neta 5.764.928,1 desarrollada ................................................
Neto
Gas sintético
Gas sintético Bruto
Neto ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒
4.268.729,3
351.066,0
329.136,6
1.346,0
1.346,0
317.991,5 11.958,8 329.950,3 4.598.679,6
616.221,6 7.438,4 623.660,0 974.725,9
265.871,6 3.123,0 268.994,6 598.131,3
‒ ‒ ‒ 1.346,0
‒ ‒ ‒ 1.346,0
‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒
56.106,0 33.069,2 89.175,2
19.740,6 ‒ 19.740,6
6.441,1 ‒ 6.441,1
‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒
4.687.854,8
994.466,5
604.572,4
1.346,0
1.346,0
‒
‒
89
Al 31 de diciembre de 2015 Petróleo Superficie bruta y neta no Bruto desarrollada: Brasil ........................................................... 923.281,5 Internacional América del Sur (excepto Brasil) ................. 132.067,4 América del Norte................................ 6.660,9 Total internacional ................................138.728,3 Total consolidado ................................ 1.062.009,9 Investidas no consolidadas:: América del Sur (excepto Brasil) ......................................................... 304.298,4 África .......................................................... 227.584,5 Total no consolidado ................................ 531.883,0 Total superficie bruta y neta no 1.593.892,8 desarrollada ................................................
Petróleo sintético
Neto
Gas natural (en acres) Bruto Neto
783.005,5
244.796,6
240.656,3
‒
‒
‒
‒
86.833,0
261.381,4
160.203,9
‒
‒
‒
‒
2.277,2 89.110,2 872.115,7
616,9 261.998,3 506.794,9
115,7 160.319,5 400.975,8
‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒
77.462,4 18.606,1 96.068,5
21.713,9 0,0 21.713,9
7.284,1 0,0 7.284,1
‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒
‒ ‒ ‒
968.184,2
528.508,8
408.259,9
‒
‒
‒
‒
Bruto
Gas sintético
Neto
Bruto
Neto
_____________ (1) Un pozo “bruto” o una superficie “bruta” es un pozo o una superficie en el/la cual se posee una participación operativa fraccional, mientras que el número de pozos “netos” o superficies “netas” es la suma de las participaciones operativas fraccionales en pozos brutos o superficies brutas.
90
El cuadro siguiente indica la cantidad de pozos de desarrollo y de exploración secos y productivos netos perforados en los últimos tres años. Pozos de Exploración y Desarrollo Productivos y Secos Netos 2015 Pozos de exploración productivos netos perforados: Subsidiarias consolidadas: Brasil ................................................................................... 41,07 América del Sur (excepto Brasil) ......................................... 3,7 América del Norte............................................................... 0,1 África .................................................................................. ‒ Otros ................................................................................... ‒ Total de subsidiarias consolidadas ................................. 44,87 Investidas no consolidadas: América del Sur (excepto Brasil) ..................................... ‒ África .............................................................................. ‒ Total de pozos de exploración perforados ....................... 44,87 Pozos de exploración secos netos perforados: Subsidiarias consolidadas: Brasil ................................................................................... América del Sur (excepto Brasil) ......................................... América del Norte............................................................... África .................................................................................. Otros ................................................................................... Total de subsidiarias consolidadas ................................. Investidas no consolidadas: América del Sur (excepto Brasil) ......................................... África .................................................................................. Total de pozos de exploración secos perforados .............. Total de pozos exploración netos perforados .................. Pozos de desarrollo productivos netos perforados: Subsidiarias consolidadas: Brasil ................................................................................... América del Sur (excepto Brasil) ......................................... América del Norte............................................................... África .................................................................................. Otros ................................................................................... Total subsidiarias consolidadas ...................................... Investidas no consolidadas: América del Sur (excepto Brasil) ......................................... África .................................................................................. Total de pozos de desarrollo productivos perforados....... Pozos de desarrollo secos netos perforados: Subsidiarias consolidadas: Brasil ............................................................................... América del Sur (excepto Brasil) ..................................... América del Norte........................................................... África .............................................................................. Otros ............................................................................... Total de subsidiarias consolidadas ............................. Investidas no consolidadas: América del Sur (excepto Brasil) ..................................... África .............................................................................. Total de pozos de desarrollo secos perforados ... Total de pozos de desarrollo netos perforados ...
2014
2013
48,3 4,7 0,4 ‒ ‒ 53,4
67,55 3,5 ‒ ‒ ‒ 71,05
‒ ‒ 53,4
‒ ‒ 71,05
14,85 ‒ 0,5 ‒ ‒ 15,35
19,15 1,1 ‒ ‒ ‒ 20,25
16,75 0,8 0,9 ‒ ‒ 18,45
‒ ‒ 15,35 60,22
‒ 0,9 21,15 74,55
0,5 ‒ 18,95 90,0
523,525 70,9 0,66 ‒ ‒ 595,085
397,97 41,8 ‒ ‒ ‒ 439,77
399,73 57,7 2,5 ‒ ‒ 459,93
0,7 0 595,785
0,4 0,7 440,87
1,5 0,6 462,03
3,0 0,5 ‒ ‒ ‒ 3,5
12,65 ‒ ‒ ‒ ‒ 12,65
6 ‒ ‒ ‒ ‒ 6,0
‒ ‒ 3,5 599,285
‒ 0,1 12,75 453,62
‒ ‒ 6,0 468,03
El siguiente cuadro resume la cantidad de pozos en proceso de ser perforados al 31 de diciembre de 2015. Para obtener más información sobre nuestras actividades de exploración y producción en curso en Brasil véase “— Exploración y Producción — Actividades en Brasil”. Las actividades de exploración y producción que actualmente 91
realizamos en el exterior se describen en “—Exploración y Producción — Actividades en el Exterior“. Además, véase la Nota 15 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para obtener más información acerca de nuestros costos de exploración capitalizados de y la Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (no auditadas). Cantidad de Pozos en proceso de ser perforados al 31 de diciembre de 2015 Cierre del ejercicio 2015 Bruto Neto Perforación de pozos Subsidiarias consolidadas: Brasil.................................................................................. Internacional: América del Sur (excepto Brasil) ............................................. América del Norte................................................................... África ...................................................................................... Otros ....................................................................................... Total Internacional ............................................................. Total consolidada ............................................................... Investidas no consolidadas: América del Sur (excepto Brasil) ............................................. África ...................................................................................... Total de perforación de pozos ........................................................
92
34
29,375
9 ‒ ‒ ‒ 9 43
5,6 ‒ ‒ ‒ 5,6 34,975
1 ‒ 44
0,4 ‒ 35,375
El cuadro siguiente indica los precios promedio de ventas y los costos promedio de producción por tipo de producto correspondientes a los últimos tres ejercicios.
Brasil Durante 2015 Precios promedio de ventas Petróleo, por barril ......................................... Gas natural, por mil pies cúbicos(1) ............... Petróleo sintético, por barril .......................... Gas sintético, por mil pies cúbicos ................. Costos promedio de producción, por barril – total ............................................ Durante 2014 Precios promedio de ventas Petróleo, por barril ......................................... Gas natural, por mil pies cúbicos(1) ............... Petróleo sintético, por barril .......................... Gas sintético, por mil pies cúbicos ................. Costos promedio de producción, por barril – total ............................................ Durante 2013 Precios promedio de ventas Petróleo, por barril ......................................... Gas natural, por mil pies cúbicos(1) ............... Petróleo sintético, por barril .......................... Gas sintético, por mil pies cúbicos ................. Costos promedio de producción, por barril – total ............................................ (1)
(2)
América del Sur (excepto Brasil)
América del Norte África (US$ )
Total
Investidas no consolidadas (2)
42,16 6,04 48,20 5,68
65,96 3,97 ‒ ‒
45,31 2,75 ‒ ‒
‒ ‒ ‒ ‒
42,60 5,77 48,20 5,68
51,77 ‒
12,97
8,80
3,16
‒
12,61
32,16
87,84 7,99 92,63 9,68
79,28 3,50 ‒ ‒
90,31 4,77 ‒ ‒
‒ ‒ ‒ ‒
87,64 7,45 92,63 9,68
100,62 ‒ ‒ ‒
16,89
12,32
6,23
‒
16,49
32,45
98,19 7,95 99,54 8,24
82,82 3,88 ‒ ‒
99,29 3,97 ‒ ‒
107,88 ‒ ‒ ‒
97,72 7,40 99,54 8,24
108,75 ‒ ‒ ‒
15,26
17,29
30,79
6,93
15,40
9,40
‒
Los volúmenes de gas natural utilizados para cálculo en este cuadro corresponden a los volúmenes de producción de gas natural disponibles para venta y también están incluidos en el cuadro de producción anterior. Las cifras correspondientes a gas natural se convirtieron de barriles a pies cúbicos de acuerdo con la siguiente escala: 1 barril = 6 pies cúbicos. Operaciones en Venezuela y en Africa-PO&G (2014 y 2013).
Item 4A.Comentarios no resueltos del Personal No aplicable. Ítem 5. Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras Análisis de la Situación Financiera y de los Resultados de las Operaciones Las informaciones provenientes de nuestros estados financieros en y para los ejercicios terminados en 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, fueron preparados de acuerdo con las IFRS emitidas por IASB. Para obtener más información, consulte "Presentación de las Informaciones Financieras y Otras Informaciones" y Notas 2, 4 y 5 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Usted debe leer la siguiente discusión sobre nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones en conjunto con nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas y las notas explicativas que empiezan en la página F- 4 del presente informe anual.
93
Información Geral Generamos ingresos a través de: •
ventas domésticas, que consisten en ventas de derivados de petróleo (incluyendo diesel, gasolina, combustible de aviación, nafta, aceite combustible y gas licuado de petróleo), gas natural, etanol, electricidad y productos petroquímicos;
•
ventas de exportación, que consisten principalmente en ventas de petróleo y derivados de petróleo bruto;
•
ventas internacionales (excluyendo ventas de exportación), que consisten en ventas de petróleo bruto, gas natural y derivados de petróleo que son adquiridos, producidos y refinados en el exterior; y
•
otras fuentes, incluyendo servicios, los ingresos por intereses de inversiones, el reparto de ganancias en inversiones de equivalencia patrimonial, ganancias de variación cambial y ganancias de corrección monetaria sobre los instrumentos financieros.
Nuestros gastos incluyen: •
costo de las ventas (compuestos por costos de trabajo directos, costos operativos y compras de petróleo bruto y derivados de petróleo); mantenimiento y reparos de activos fijos; depreciación, agotamiento y amortización de activos fijos, campos de petróleo, y bonos de firma (costos de adquisición); y los costos de exploración de petróleo y gas;
•
ventas (que incluyen gastos de transporte y distribución de nuestros productos), gastos generales y administrativos;
•
investigación y desarrollo;
•
deterioro de activos y otros gastos operativos; y
•
gastos por intereses, corrección monetaria y pérdidas con variación cambial sobre la deuda y otros instrumentos financieros.
Las fluctuaciones en nuestra situación financiera y resultados de operaciones son resultantes de una combinación de factores, que incluye: •
el volumen de petróleo bruto, derivados de petróleo y gas natural que producimos y vendemos;
•
variaciones en los precios internacionales de petróleo y derivados de petróleo bruto (denominado en dólares norteamericanos);
•
alteraciones en los precios internos de derivados de petróleo y petróleo bruto (denominado en reales);
•
fluctuaciones del real frente al dólar norteamericano y en otras monedas, de conformidad con el establecido en la Nota 33.2 (c) de los nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas;
•
la demanda por derivados de petróleo en Brasil y la cantidad de importaciones necesarias para cumplir con la demanda doméstica;
•
los valores recuperables de activos para fines de test de deterioro; y 94
•
el montante de impuestos de producción de nuestras operaciones que somos obligados a pagar.
Volúmenes y Precios de Venta La rentabilidad de nuestras operaciones en cualquier período contable está relacionada a los precios y los volumenes del petróleo bruto, derivados de petróleo, gas natural y biocombustibles que vendemos y la relación entre esos precios y los precios internacionales. Nuestras ventas líquidas consolidadas en 2015 totalizaron 1.402.739 mboe, representando US$ 97.314 millones en ingresos de ventas, en comparación con 1.447.912 mboe, representando US$ 143.657 millones en ingresos de ventas, en 2014, y en comparación con 1.384.616 mboe, representando US$ 141.462 millones en ingresos de ventas, en 2013. En la condición de una compañía verticalmente integrada, procesamos la mayor parte de nuestra producción de petróleo en nuestras refinerías y vendemos los derivados refinados principalmente en el mercado interno brasileño. Por lo tanto, el precio de los derivados de petróleo en Brasil tiene un impacto más significativo sobre nuestros estados financieros de lo que los precios del petróleo bruto. Los precios internacionales de los derivados de petróleo varían a lo largo del tiempo en consecuencia de muchos factores, incluyendo el precio del petróleo bruto. A largo plazo, tenemos la intención de vender nuestros productos en Brasil en paridad con los precios internacionales del producto. Sin embargo, una vez que no ajustamos nuestros precios de la gasolina, diesel y otros derivados de petróleo para reflejar la volatilidad a corto plazo en los mercados internacionales, nuestros márgenes de refinación pueden ser significativamente diferentes de lo que las de otras compañías de petróleo internacionales integradas dentro de un determinado período de información financiera debido a que significativos aumentos o disminuciones rápidos o sostenidos en los precios internacionales de petróleo y derivados de petróleo bruto, o en el real vs. tasa de cambio del dólar norteamericano. El precio medio del petróleo bruto Brent, precio de petróleo de referencia internacional, fue de US$ 52,46 por barril en 2015, US$ 98,99 por barril en 2014 y US$ 108,66 por barril en 2013. En diciembre de 2015, los precios del petróleo bruto Brent fueron en media US$ 37,91 por barril. A pesar de la fuerte desvalorización del real a lo largo de 2015, el precio medio del petróleo bruto Brent, cuando expresos en reales, también disminuyó para R$ 172,65 por barril durante 2015, de R$ 231,30 por barril durante 2014. En 2013, anunciamos aumentos de precios de la venta en la refinería, totalizando el 10,9% para la gasolina y el 19,6% para el diesel con relación a los precios de 31 de diciembre de 2012. En noviembre de 2014, anunciamos nuevos aumentos de precios de la venta en la refinería totalizando el 3% para la gasolina y el 5% para el diesel con relación a los precios de 31 de diciembre de 2013 y en septiembre de 2015, anunciamos nuevos aumentos de precios de la venta en la refinería, totalizando el 6% para la gasolina y el 4% para el diesel con relación a 31 de diciembre de 2014. Durante 2015, 78% de nuestros ingresos de ventas fueron provenientes de ventas de derivados de petróleo, gas natural y otros productos en Brasil, en comparación con el 77.7% en 2014 y 75.3% en 2013.
95
Para el Año Terminado el 31 de Diciembre de,
Volumen (mbbl, excepto cuando indicado de otra forma)
2015
2014
2013
Precio Neto Medio
Precio Neto Medio
Precio Neto Medio
Ingresos de Ventas
(U.S.$)(1)
Diesel ................................................................ 336.723 90,70 Gasolina Automotora ................................ 201.821 80,90 Aceite combustible (inclusive combustible para buques) ................................................................ 37.880 60,60 Nafta................................................................ 48.404 53,60 Gas de petróleo licuado ................................ 84.592 34,10 Combustible de aviación ................................ 40.187 82,70 Otros derivados de petróleo................................ 65.202 53,20 Subtotal derivados de petróleo ................................ 814.809 75,40 Gas natural (boe) ................................ 157.815 37,30 Etanol, productos de nitrógeno, renovables y otros productos no derivados de petróleo ................................ 45.063 85,80 Electricidad, servicios y otros ................................ − − Total mercado interno ................................ 1.017.687 − Exportaciones ................................186.060 52,10 Ventas internacionales ................................ 198.992 58,30 385.052 Total mercado internacional ................................ Ingresos consolidados de 1.402.739 ventas................................................................ (1)
(US$ millones)
Volumen (mbbl, excepto cuando indicado de otra forma)
Ingresos de Ventas
(U.S.$)(1)
(US$ millones)
Volumen (mbbl, excepto cuando indicado de otra forma)
Ingresos de Ventas
(U.S.$)(1)
(US$ millones)
30.532 16.320
365.510 226.230
116,50 104,80
42.586 23.702
359.266 215.419
115,30 109,00
41.435 23.470
2.297 2.594 2.881 3.325 3.468
43.494 59.443 85.723 40.285 76.567
127,90 62,70 65,60 108,20 75,40
5.562 3.729 5.622 4.357 5.771
35.588 62.520 84.281 38.751 74.068
156,00 63,30 69,80 89,40 77,80
5.553 3.960 5.885 3.464 5.760
61.417 5.894
897.252 162.633
101,80 49,40
91.329 8.035
869.893 149.277
102,90 49,40
89.527 7.376
3.868 36.181 4.850 − 76.029 1.096.066 9.692 143.423 11.593 208.423
106,70 − − 97,10 86,90
3.862 8.384 111.610 13.930 18.117
33.346 − 1.052.516 144.111 187.989
146,00 − − 105,30 105,50
4.868 4.693 106.464 15.172 19.826
−
21.285
351.846
−
32.047
332.100
−
34.998
−
97.314 1.447.912
−
143.657
1.384.616
−
141.462
Precio medio neto calculado dividiendo los ingresos de ventas por el volumen del año.
Efecto de los Impuestos sobre las Ganancias Además de impuestos pagos en nombre de los consumidores a los gobiernos federal, estaduales y municipales, en la forma de Impuesto sobre Circulación de Mercaderías y Servicios, somos obligados a pagar tres principales encargos sobre nuestras actividades de producción de petróleo en Brasil: royalties, participación especial y retención de bonos. Consulte el Ítem 4. "Información sobre la compañía-Reglamentación de la Industria del Petróleo y Gas en Brasil-Tributación bajo Régimen de Concesión para Petróleo y Gas" y Ítem 3. "Informaciones Relevantes-Factores de Riesgos- Riesgos Relativos al Brasil". Estos encargos impuestos por el gobierno federal brasileño están incluidos en nuestro costo de las ventas. Además, estamos también sujetos a la tributación sobre la ganancia a una alícuota efectiva del 34%, incluyendo el 25% de impuestos a la renta y un impuesto de contribución social a la alícuota efectiva del 9%, tasas de impuesto sobre las sociedades estándar en Brasil. En 2015, reconocimos despensas tributarias de ingresos adicionadas como el resultado de las recién-promulgadas regulaciones tributarias brasileñas imponiendo impuestos de ingresos sobre los ingresos generados por nuestras subsidiarias extrajeras.
96
Inflación y Variación Cambial
Inflación Desde la introducción del real como moneda brasileña en julio de 1994, excepto en 2015, la inflación en Brasil ha permanecido relativamente estable. La inflación fue del 10,67% en 2015, 6,41% en 2014 y 5,91% en 2013, medida por el IPCA, el Índice Nacional de Precios al Consumidor. La inflación tuvo, y podrá continuar a tener, efectos en nuestra condición financiera y resultados de operaciones. Consulte el Ítem 3 "Informaciones Relevantes-Factores de Riesgo- La inflación y las medidas del gobierno brasileño para combatir la inflación pueden contribuir significativamente para la incertidumbre económica en Brasil y puede tener un efecto material adverso sobre nosotros".
Variación Cambial Nuestra moneda funcional principal es el real brasileño, que es la moneda funcional de Petrobras y sus subsidiarias brasileñas y nuestra moneda de presentación es el dólar norteamericano. Por lo tanto, mantenemos nuestros registros financieros en reales, y convertimos nuestros estados financieros en dólares norteamericanos para fines de presentación con base en las tasas de cambio medias vigentes durante el período o la fecha del balance, de acuerdo con los criterios definidos en IAS 21 - "Los efectos de los cambios en las tasas de cambio". Cuando el real se valora con relación al dólar norteamericano, el efecto es el aumento de ingresos y gastos expresos en dólares norteamericanos. Cuando el real se devalúa con relación al dólar norteamericano, el efecto es la disminución general de los ingresos y gastos expresos en dólares norteamericanos. De 2003 a 2011, considerándose las tasas de cambio medias de cada año, el real valoró con relación al dólar norteamericano a cada año (en una media del 7% al año), con excepción de 2009 (cuando se desvalorizó en un 9%). En 2015, el real desvalorizó el 42% con relación al dólar norteamericano, en comparación con la depreciación del 9,1% en 2014, el 10,4% en 2013 y depreciación del 16,7% en 2012. Hasta 22 de abril de 2016, el real se recuperó, con valorización de 8,2 % con relación a 31 de diciembre de 2015. Las fluctuaciones en la tasa de cambio tienen múltiples efectos en nuestros resultados operativos en reales. El ritmo relativo en el cual nuestros ingresos y gastos en reales aumentan o disminuyen con la tasa de cambio, y su impacto sobre nuestros márgenes, es afectado por nuestra política de precios en Brasil. Las alteraciones ausentes en los precios internacionales de petróleo bruto, derivados de petróleo y gas natural, cuando el real se valora frente al dólar norteamericano y nosotros no ajustamos nuestros precios en Brasil, en general, mejoran nuestros márgenes. Las alteraciones ausentes en los precios internacionales de petróleo bruto, derivados de petróleo y gas natural, cuando el real se devalúa frente al dólar norteamericano y nosotros no ajustamos nuestros precios en Brasil, generalmente disminuyen nuestros márgenes. La devaluación del real frente al dólar norteamericano también aumenta nuestro servicio de deuda en reales, a la medida que cantidad de reales necesarios para pagar el principal e intereses sobre la deuda en moneda extranjera aumenta con la devaluación del real. La devaluación del real también aumenta nuestros costos de importación de petróleo y derivados, los bienes importados y los servicios necesarios para nuestras operaciones y nuestros impuestos de producción. A menos que la devaluación del real sea compensada por mayores precios de nuestros productos vendidos en Brasil, una devaluación aumenta nuestro servicio de deuda con relación a nuestro flujo de efectivo y al mismo tiempo reduce nuestros márgenes operativos. Las variaciones cambiales sobre activos y pasivos de entidades para las cuales el real es la moneda funcional son registradas en ganancias o perjuicios, mientras las variaciones cambiales sobre la conversión de la moneda de presentación son reconocidas en otros resultados integrales en el patrimonio neto denominados en moneda extranjera. A la medida que nuestra deuda neta denominada en otras monedas aumenta, el impacto negativo de una depreciación del real sobre nuestros resultados e ingreso neto cuando expreso en reales también aumenta, reduciendo así las ganancias disponibles para distribución. La Nota 33.2 (c) de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas suministra más informaciones sobre nuestra exposición cambial relacionada a activos y pasivos. 97
Desde mediados de mayo 2013 nosotros designamos relaciones de cobertura de flujo de efectivo en que (a) los elementos cubiertos son partes de nuestros altamente probables ingresos de exportación futuras mensuales en dólares norteamericanos, (b) los instrumentos de hedge son porciones de nuestras obligaciones de deuda a largo plazo denominadas en dólares norteamericanos, y (c) el riesgo cubierto es el efecto de los cambios en las tasas de cambio entre el dólar norteamericano y nuestra moneda funcional, el real brasileño. Ambas las obligaciones de deuda a largo plazo (instrumentos de hedging) y exportaciones futuras (elementos protegidos) son expuestos a los riesgos de moneda extranjera de real/dólar norteamericano a su respectiva tasa de cambio a la vista. El hedge del nuestro flujo de efectivo permite ganancias y pérdidas consecuentes del efecto de alteraciones en la tasa de cambio de moneda extranjera sobre los instrumentos de hedge a ser reconocido en otros resultados integrales en el patrimonio neto y, enseguida, reclasificado desde el capital propio para las ganancias o perjuicios en el período durante lo cual las operaciones de hedge ocurren, en vez de ser inmediatamente reconocido como ganancias o pérdidas. Véase “-Estimaciones y Políticas Contables Críticas - Contabilidad de hedge de flujos de efectivo de las nuestras exportaciones futuras” y Notas 4.3.6 y 33.2 (a) de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para lograr más informaciones sobre nuestro hedge de Flujo de Efectivo. La variación cambial también afecta el valor de las ganancias acumuladas disponibles para distribución cuando expresos en dólares norteamericanos. Los valores reportados como disponibles para distribución en nuestros registros contables son calculados en reales y elaborados de acuerdo con el IFRS y pueden aumentar o disminuir cuando expresos en dólares norteamericanos a la medida que el real se valora o devalúa frente al dólar norteamericano. Resultados de las Operaciones Las diferencias en nuestros resultados operativos de año para año ocurren en consecuencia de una combinación de factores, incluyendo principalmente: el volumen de petróleo bruto, derivados de petróleo y gas natural que producimos y vendemos; el precio por el cual vendemos nuestro petróleo bruto, derivados de petróleo y gas natural y la relación de esos precios con los precios internacionales; el nivel y el costo de las importaciones y exportaciones necesarias para satisfacer nuestra demanda; impuestos de producción; y el diferencial entre las tasas de inflación brasileñas e internacionales, ajustadas por la depreciación o apreciación del real frente al dólar norteamericano. El cuadro a continuación muestra el valor por el cual cada una de esas variables cambió durante los últimos tres años. Los volúmenes de producción presentados en este cuadro son elaborados de acuerdo con el criterio SPE, que son os criterios que aplicamos para analizar nuestros resultados operativos: 2015 Producción de Petróleo bruto y GNL (mbbl/d): Brasil ................................................................................................................................ 2.128 Internacional ........................................................................................................................... 69 Producción Internacional no consolidada(1) ................................................................ 30 Total petróleo bruto y producción de GNL ..................................................................................... 2.227 Cambio en el petróleo bruto y Producción de GNL ................................................................ 3,6% Precio medio de venta para petróleo bruto (U.S.$/barril): Brasil ................................................................................................................................ 42,16 Internacional ........................................................................................................................... 55,99 Producción de gas natural (mmcf/d)(2): Brasil ................................................................................................................................ 2.814 Internacional ........................................................................................................................... 546 Total producción de gas natural ................................................................................................ 3.360 Cambio en la producción de Gas natural (vendido apenas) ........................................................... 7,9% Precio medio de venta de gas natural (U.S.$/mcf)(2): Brasil ................................................................................................................................ 6,04 Internacional ........................................................................................................................... 3,77 Tasa de cambio al final del año (reales/U.S.$) ................................................................ 3,90 Valorización (devaluación) durante el año (3) ................................................................ (47,0)% Tasa media del cambio del año (reales/U.S.$)................................................................ 3,3 Valorización (devaluación) durante el año(4) ................................................................ (41,5)% Tasa de inflación (IPCA) ................................................................................................ 10,67%
98
2014
2013
2.034 85 31 2.150
1.931 109 19 2.059
4,4%
(3,2)%
87,84 82,93
98,19 89,86
2.556 558 3.114
2.334 546 2.880
8,1%
1,7%
7,99 3,53 2,66 (13,4)% 2,35 (9,1)% 6,41%
7,95 3,51 2,34 (14,8)% 2,16 (10,4)% 5,91%
(1) (2) (3) (4)
Empresas en Venezuela y en África no consolidadas. Los valores fueron convertidos de bbl para pies cúbicos de acuerdo con la siguiente escala: 1 bbl = 6 pies cúbicos. No incluyen GNL pero incluyen gas reinyectado. Con base en la tasa de cambio al final del año (R$ / US$). Con base en la tasa de cambio media del año (R$ / US$).
Prácticamente todos nuestros ingresos y gastos de nuestras operaciones brasileñas son denominadas y pagas en reales. Cuando el real deprecia con relación dólar norteamericano, como sucedió en 2015, 2014 y 2013 (con una depreciación de 41,5% 9,1% y el 10,4%, respectivamente), los ingresos y los gastos disminuyen cuando convertidas en dólares norteamericanos. La valorización del dólar norteamericano frente al real afecta los ítems analizados abajo de maneras diferentes. Como consecuencia, la siguiente comparación entre nuestros resultados de las operaciones en 2015 y en 2014, y entre nuestros resultados operativos en 2014 y 2013, es afectada por la devaluación del real frente al dólar norteamericano durante ese período. Véase la Nota 2 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2015 para lograr más información sobre la conversión de los valores en reales para dólares norteamericanos. Resultados de las Operaciones - 2015 en comparación a 2014
Ingresos de ventas Los ingresos de ventas disminuyeron el 32% para US$ 97.314 millones en 2015 de US$ 143.657 millones en 2014, impulsadas principalmente por: •
Disminución de la demanda interna de derivados de petróleo (9%), reflejando menor actividad económica en Brasil;
•
La disminución de los precios del petróleo bruto y de derivados de petróleo en las exportaciones;
•
Disminución de los precios en el mercado doméstico de nafta, queroseno de aviación y aceite combustible; y •
Efectos de conversión cambial (desvalorización del real en relación al dólar norteamericano) que redujo nuestros ingresos de ventas cuando expresas en dólares norteamericanos. Excluyendo estos efectos, los ingresos de ventas disminuyeron el 5% cuando expresas en reales.
Estos efectos fueron parcialmente compensados por los precios del diesel y de la gasolina, después de aumentos de precios en noviembre de 2014 y septiembre de 2015, bien como por los mayores volúmenes de exportación de petróleo (55%) atribuibles a un aumento en la producción de petróleo bruto doméstico (5%) y a una disminución de la carga procesada por nuestras refinerías domésticas (6%).
Costo de las ventas El costo de las ventas disminuyó 38%, para US$ 67.485 millones en 2015 de US$ 109.477 millones en 2014, principalmente debido a que: •
Menores costos unitarios de importación de petróleo bruto y de derivados de petróleo, bien como impuestos de producción más bajos;
•
Disminución de las importaciones de petróleo bruto en el procesamiento de materia prima y una menor participación de las importaciones de derivados de petróleo en el mix de ventas como consecuencia de la menor demanda interna de derivados de petróleo; •
Efectos de conversión cambial (desvalorización del real en relación al dólar norteamericano), que redujo el costo de ventas cuando expreso en dólares norteamericanos. Excluyendo estos efectos, el costo de ventas disminuyó el 13% cuando expreso en reales. 99
Estos efectos fueron parcialmente compensados por un aumento en los gastos de depreciación.
Gastos con Ventas Los gastos con ventas disminuyeron el 32%, para US$ 4.627 millones en 2015 de US$ 6.827 millones en 2014, principalmente debido a los efectos de conversión cambial (desvalorización del real con relación al dólar norteamericano), que redujo los gastos de ventas cuando expresas en dólares norteamericanos. Excluyendo esos efectos, los gastos con ventas permanecieron relativamente estables cuando expresas en reales.
Gastos Generales y Administrativos Los gastos generales y administrativos disminuyeron el 30%, para US$ 3.351 millones en 2015 de US$ 4.756 millones en 2014, principalmente debido a los efectos de conversión cambial (desvalorización del real con relación al dólar norteamericano). Excluyendo esos efectos, los gastos generales y administrativos permanecieron relativamente estables cuando expresas en reales. Vea Item 6. “Consejeros, Alta Administración y Empleados Empleados y Relaciones Laborales”.
Costos de Exploración Los costos de exploración disminuyeron el 38%, para US$ 1.911 millones en 2015 de US$ 3.058 millones en 2014, principalmente debido a los menores gastos en geológicas y geofísicas y debido a los efectos de conversión cambial de la moneda extranjera (depreciación del real con relación al dólar norteamericano). La composición de nuestros costos de exploración por naturaleza es definida en la Nota 15 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas.
Gastos de Investigación y Desarrollo Los gastos con investigación y desarrollo disminuyeron el 43%, para US$ 630 millones en 2015 de US$ 1.099 millones en 2014, impulsadas por la disminución en el ingreso bruto de campos de petróleo de alta productividad en Brasil, una vez que a ANP exige la inversión de por al menos el 1% de nuestros ingresos brutos provenientes de esos campos en proyectos de investigación y desarrollo, y también un resultado de los efectos de conversión cambial (desvalorización del real con relación al dólar norteamericano). Consulte el Ítem 5. "Análisis de las Perspectivas Operacionales y Financieras - Investigación y Desarrollo" para obtener más detalles sobre nuestras actividades de investigación y desarrollo.
Otros impuestos Otros impuestos aumentaron en el 268% en 2015 (US$ 2.796 millones) con relación a 2014 (US$ 760 millones), debido principalmente a mayores gastos tributarios atribuibles nuestra decisión de beneficiarse de la Amnistía Fiscal Federal y del Programa de Recuperación Fiscal y de los programas estaduales de amnistía fiscal (US$ 2.036 millones). Vea Nota 21 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas.
Deterioro de Activos Reconocemos deterioro de US$ 12.299 millones en 2015, principalmente debido a que: •
la caída en los precios internacionales de petróleo bruto;
•
reducción en las estimativas de reservas probadas y probables;
•
la prórroga de ciertos proyectos, como resultado de nuevo ajuste para estimativas más modestas de nuestras inversiones proyectadas;
•
revisión de las características geológicas del reservatorio del campo de Papa-Terra; y 100
•
tasas de descuento más altas utilizadas para medir el valor en uso de nuestros activos y unidades generadoras de efectivo (UGEs - cash generating units) impulsadas por un aumento en el premio de riesgo Brasil.
Las pérdidas por deterioro fueron relacionadas principalmente a activos domésticos e internacionales de petróleo bruto y gas natural de campos de producción (US$ 9.290 millones) y con refinería nacional del Complejo Petroquímico del Río de Janeiro - Comperj (US$ 1.352 millones). Las pérdidas por deterioro en 2015 fueron 27% menores cuando comparadas a 2014, debido a los efectos de conversión cambial (desvalorización del real con relación al dólar norteamericano). Excluyendo estos efectos, las pérdidas por deterioro, cuando se expresa en reales, aumentaron el 7% cuando comparadas con las pérdidas por deterioro reconocidas en 2014 que estaban relacionadas, principalmente, a las refinerías domésticas, de campos de producción nacionales y internacionales de petróleo bruto y gas natural y activos petroquímicos. Consulte las Notas 4.10, 5.2 y 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para obtener más información sobre nuestros deterioros de activos.
Bajas de Pagos Indebidos Incorrectamente Capitalizados En 2014, realizamos a baja de US$ 2.527 millones en costos capitalizados que representaron los valores capitalizados incorrectamente en la adquisición de activos fijos en años anteriores resultantes de un régimen de pago descubierto por Procurador General de la República en conexión con la investigación Lava Jato. A lo largo de 2015 nosotros monitorizamos de cerca el progreso de investigación y no hay nuevos hechos descubiertos que podrían afectar materialmente nuestras bajas previamente registradas o alterar la metodología adoptada con relación a las bajas. Consulte Nota 3 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas de 2015 para obtener más información sobre la investigación Lava Jato.
Otros Gastos, Netos Otros gastos netos permanecieron relativamente estables en 2015 (US$ 5.345 millones) con relación a 2014 (US$ 5.293 millones). Excluyendo los efectos de la conversión cambial (la depreciación del real con relación al dólar norteamericano), otras gastos líquidos aumentaron el 53%, principalmente debido a (i) mayores gastos con procesos judiciales, principalmente relacionadas a procesos tributarios y laborales y (ii) despensas más altas en conexión con los beneficios de pensión y médicos como un resultado de un aumento de nuestro pasivo actuarial líquido para el ejercicio fiscal cerrado en el 31 de diciembre de 2014, atribuible a la revisión de valor actuarial de nuestros beneficios de pensión y médicos, y al uso de una tasa de descuento inferior.
Resultado Financiero Neto (Gasto) El gasto financiero neto fue de US$ 8.441 millones en 2015, un aumento de US$ 6.806 millones en relación a 2014 (US$ 1.635 millones), resultado de: •
Mayores gastos con interés (US$ 2.514 millones) atribuibles a: (i) aumento de la nuestra deuda líquida (US$ 124 millones); (ii) una disminución en el nivel de los costos de préstamos capitalizados debido a un menor saldo de los activos en construcción, reflejando proyectos relevantes concluidos durante 2014, bien como bajas de activos y pérdidas por deterioro reconocidas en el año fiscal terminado el diciembre de 2014 (US$ 1.827 millones); y (iii) gastos de interés (US$ 768 millones) relativos a los gastos de impuesto atribuible a la nuestra decisión de adoptar la Amnistía Fiscal Federal y del Programa de Recuperación Fiscal;
•
Pérdidas cambiales causadas por el impacto de una depreciación de 47% del real frente al dólar norteamericano en 2015 sobre la deuda líquida (en comparación con una depreciación del 13,4% en 2014), parcialmente compensada por la aplicación de nuestra contabilidad de hedge de flujos de efectivo; y
101
•
Pérdidas cambiales causadas por el impacto de una depreciación del 31,7% del real en relación al euro en nuestra deuda líquida (en comparación con una depreciación de 0,02% en 2014).
Impuesto sobre la renta Reportamos una pérdida para el año fiscal terminado el 31 de diciembre de 2015 y consecuentemente reconocemos pérdidas fiscales a compensar para el período. La tasa efectiva de impuesto con base en los resultados expresos en dólares norteamericanos disminuyó para el 11,7% en 2015 del 15,0% en 2014. Excluyendo el impacto de la conversión de moneda extranjera (desvalorización del real con relación al dólar norteamericano), la tasa efectiva de impuesto cuando expresa en reales se mantuvo relativamente plana en 2015 (14,7%), cuando comparada a 2014 (15,1%). En 2015, los principales ítems de reconciliación entre las tasas sobre los impuestos a las ganancias y nuestra alícuota efectiva se refieren a (i) impuestos de ingresos adicionales sobre los ingresos de nuestras subsidiarias extranjeras tributables a los termos aditivos a las leyes tributarias de Brasil; (ii) ingresos no tributables (despensas deducibles) principalmente relacionada a los resultados en las inversiones por equivalencia patrimonial y nuestras despensas de responsabilidades actuariales sobre el plan de salud y (iii) pérdidas fiscales (pérdidas fiscales no reconocidos) de acuerdo con una no expectativa de ganancias tributables futuras para algunas subsidiarias. Nota 21.7 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas de 2015 para obtener la reconciliación de las alícuotas legales y nuestros gastos fiscales. Ganancia Neta (Perjuicio) por Segmento de Negocio Medimos el desempeño en el nivel del segmento de negocio con base en la ganancia neta. Qué se sigue es una discusión sobre la ganancia neta (perjuicio) de nuestros cinco segmentos de negocio en 2015, en comparación a 2014. En el cuarto trimestre de 2015, alteramos la manera por la cual reportamos nuestros segmentos de negocio, de modo a reflejar la realocación de las operaciones internacionales para las actividades subyacentes corresponden, reduciendo así nuestros segmentos de negocio reportables de seis para cinco. Para fines comparativos, los resultados del segmento de negocio en el año fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014 son presentados con base en esta nueva estructura del segmento de negocio. Vea Ítem 4 “Información sobre la compañía” y las Notas 4.2 y 29 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas de 2015 para más información sobre nuestros segmentos de negocio. Año Terminado el 31 de diciembre de, 2015(1) 2014(1) Variación Porcentual (US$ millones) Exploración y Producción ................................................................................................ (2.480) 14.151 (118)% Refino, Transporte y Comercialización ............................................................................................ 5.727 (15.761) (136)% Gas y Energía ................................................................................................................................ 237 (347) (168)% Biocombustible ................................................................................................................................ (276) (127) 117% Distribución ................................................................................................................................ (142) 565 (125)% Corporativo (2) ................................................................................................................................ (11.816) (6.292) 88% 444 (32)% Eliminaciones ................................................................................................................................ 300 Ganancia Neta ................................................................................................................................ (8.450) (7.367) 15% __________ (1) Excepto participaciones no mayoritarias. (2) Nuestro segmento corporativo consiste de nuestra actividades financieras no atribuibles a otros segmentos, inclusive gestión financiera corporativa, overhead administrativo central y gastos actuariales referentes a los nuestros regímenes de pensiones y beneficios médicos para los jubilados.
Exploración y Producción El perjuicio en nuestro segmento de Exploración y Producción fue de US$ 2.480 millones en 2015 comparado a una ganancia neta de US$ 14.151 millones en 2014. Este perjuicio fue principalmente atribuible a los precios más bajos de venta/transferencia del petróleo bruto, reflejando la reciente declinación de los precios del petróleo crudo internacional y a el deterioro de activos domésticos e internacionales de petróleo bruto y gas natural de campos de producción (US$ 9.290 millones). Consulte Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas de 2015 para más informaciones sobre las pérdidas con deterioro de activos. Estos efectos 102
fueron parcialmente compensados por un aumento del 4% en la producción de petróleo y LGN bruto y por la valorización del dólar norteamericano con relación al real. Consulte el Ítem 4. "Información sobre la compañía - Información Adicional sobre Reservas y Producción Alteraciones en las Reservas Probadas" para obtener informaciones sobre los alteraciones en nuestra reservas probadas.
Refino, Transporte y Comercialización La ganancia neta en nuestro segmento de Refino, Transporte y Comercialización (RT&C) fue de US$ 5.727 millones en 2015, en comparación con US$ 15.761 millones de perjuicio en 2014, se debió a: (i) reducción en los costos compra / transferencia del petróleo bruto debido a los precios internacionales más bajos de petróleo bruto; (ii) menor participación en las importaciones de petróleo bruto sobre nuestro procesamiento de materia prima y en nuestro mix de ventas de petróleo bruto importado; y (iii) mayores precios del diesel y de la gasolina, reflejando aumentos de precios en noviembre de 2014 y, en septiembre de 2015. Estos efectos fueron parcialmente compensados principalmente por la disminución de la demanda doméstica de derivados de petróleo, en consecuencia de menor actividad económica en Brasil, los deterioros reconocidos en activos de refinación del Comperj (US$ 1.352 millones) y también por los efectos de la conversión de moneda extranjera (depreciación del real con relación al dólar norteamericano). El mejor resultado en nuestro segmento de RT&C también refleja (i) gastos no recurrentes reconocidas en 2014 (tal como las bajas de pagos indebidos incorrectamente capitalizados (US$ 1.403 millones) y a baja de costos capitalizados en las refinerías Premium I y Premium II (US$ 1.236 millones)), bien como (ii) menor reconocimiento de encargos de deterioro en 2015 (US$ 1.664 millones) con relación a 2014 (US$ 12.912 millones).
Gas y Energía La ganancia neta fue de US$ 237 millones en 2015 comparada a una pérdida en 2014 de US$ 347 millones, atribuible a la (i) menores costos de adquisición de importación de gas natural (GNL y gas boliviano); (ii) aumento en los márgenes de comercialización de gas natural, resultante de mayores precios medios de gas natural; y (iii) menor deterioro de cuentas por cobrar de empresas del sector eléctrico aislado en la región Norte de Brasil. Consulte Nota 8.4 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas de 2015. Estos efectos fueron parcialmente compensados por una disminución de los precios de energía en el mercado a la vista, las pérdidas por deterioro reconocidas en las Plantas de Fertilizantes Nitrogenados III y V (Consulte Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas), mayores gastos tributarios relacionados al Impuesto sobre Circulación de Mercaderías y Servicios sobre el gas natural, debido a nuestra decisión de adoptar programas de amnistía fiscal del Estado (Consulte Nota 21.3 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas de 2015) y efectos de conversión de moneda extranjera (depreciación del real con relación al dólar norteamericano).
Biocombustible El perjuicio en el segmento de biocombustibles aumentó el 117%, para US$ 276 millones en 2015 de US$ 127 millones en 2014, impulsado por deterioros en inversiones en etanol y biodiesel (US$ 139 millones) y a los encargos de deterioro en usinas de biodiesel, en consecuencia del agravamiento de las condiciones del mercado y de la tasa de descuento más alta debido al aumento del premio de riesgo Brasil (US$ 46 millones). Consulte Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para obtener más información sobre nuestros costos de deterioro. Estos efectos fueron parcialmente compensados por efectos de conversión de la moneda extranjera (depreciación del real en relación al dólar norteamericano).
103
Distribución El perjuicio fue de US$ 142 millones en 2015 comparado a una ganancia neta de US$ 565 millones en 2014, principalmente debido a los efectos de conversión de la moneda extranjera (depreciación del real con relación al dólar norteamericano), menores volúmenes de ventas en el mercado interno (7%), aumento de las pérdidas con cuentas a recibir de empresas que actúan en el sector eléctrico aislado en la región Norte de Brasil (Consulte Nota 8.4 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas de 2014) y deterioros de activos. Resultados de las Operaciones - 2014 en comparación a 2013
Ingresos de Ventas Los ingresos de ventas aumentaron el 2%, para US$ 143.657 millones en 2014, de US$ 141.462 millones en 2013 impulsados principalmente por: •
Los precios de los derivados de petróleo más elevados en el mercado interno, debido al aumento de precios del diesel y gasolina aplicado en 2013 y 2014, y el impacto de la valorización del dólar norteamericano frente al real (9%) sobre el precio (en reales) de derivados de petróleo que fue ajustado para reflejar los precios internacionales (como queroseno de aviación y nafta), bien como precios más elevados de la electricidad y del gas natural;
•
Un aumento del 3% en la demanda interna de derivados de petróleo, principalmente diesel (2%), gasolina (5%) y aceite combustible (21%), y un aumento de los volúmenes de exportación de petróleo (12%), parcialmente compensados por una reducción de los volúmenes de exportación de derivados de petróleo (15%); y
•
Efectos de conversión cambial (Valorización del dólar norteamericano frente al real) redujo el aumento de los ingresos de ventas en dólares norteamericanos. Excluyendo esos efectos, los ingresos de ventas aumentaron el 11% cuando expresas en reales.
Costo de Ventas El costo de ventas aumentó el 1%, para US$ 109.477 millones en 2014 de US$ 108.834 millones en 2013, principalmente debido a: • Aumento de los costos de importación e impuestos de producción atribuible a la devaluación del real; • Aumento de los volúmenes de ventas de derivados en el mercado interno (3%) y aumento de los volúmenes de importación de GNL para cumplir la demanda; y •
Costos de electricidad más altos en consecuencia del aumento de los precios de la electricidad en el mercado spot.
Excluyendo el impacto de los efectos de conversión cambial (valorización del dólar norteamericano frente al real), el costo de las ventas aumentó el 9% cuando expreso en reales.
Gastos con Ventas Los gastos con ventas aumentaron el 39%, para US$ 6.827 millones en 2014 de US$ 4.904 millones en 2013, principalmente debido a una provisión para créditos de liquidación dudosa del sector eléctrico aislado en la región Norte del Brasil (en el valor de US$ 1.948 millones) principalmente para cubrir ciertos recibibles comerciales debidos por las subsidiarias de Eletrobras. Véase Nota 8.4 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014. 104
Gastos Generales y Administrativos Los gastos generales y administrativos disminuyeron el 5%, para US$ 4.756 millones en 2014, de US$ 4.982 millones en 2013, principalmente debido a los efectos de conversión cambial. Excluyendo esos efectos, los gastos generales y administrativos aumentaron en el 4% cuando expresos en reales, principalmente en consecuencia de gastos de remuneración más elevados con empleados consecuentes de los acuerdos colectivos de trabajo de 2013 y 2014. Consulte el Ítem 6 "Consejeros, Alta Administración y Empleados - Empleados y Relaciones Laborales".
Costos de Exploración Los costos de exploración aumentaron el 3%, para US$ 3.058 millones en 2014 de US$ 2.959 millones en 2013, principalmente debido a que un aumento en las bajas de pozos secos o subcomerciales. El desglose de los costos de exploración por naturaleza es definida en la Nota 15 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas.
Gastos de Investigación y Desarrollo Los gastos con investigación y desarrollo disminuyeron el 3%, para US$ 1.099 millones en 2014 de US$ 1.132 millones en 2013, principalmente debido a los efectos de conversión cambial. Excluyendo esos efectos, los gastos con investigación y desarrollo fueron los 7% mayores cuando expresos en reales. Ese aumento fue debido a un aumento en los ingresos brutos de campos de petróleo de alta productividad en Brasil, una vez que a ANP exige que invertimos por lo menos el 1% de nuestros ingresos brutos provenientes de esos campos en proyectos de investigación y desarrollo, y también un resultado de mayores gastos en investigación y desarrollo para proyectos en Brasil. Consulte el Ítem 5. "Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras - Investigación y Desarrollo" para más detalles sobre nuestras actividades de Investigación y Desarrollo.
Deterioro de Activos Reconocemos deterioros de US$ 16.823 millones en 2014, principalmente relacionadas con los siguientes activos: •
Refinerías nacionales (US$ 11.662 millones): Estos encargos resultaron de testes de deterioro individualizados de la segunda unidad de refino de la Refinería Abreu e Lima (Rnest) y en el Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (Comperj) realizados debido al aplazamiento de cada uno de esos proyectos por un período de tiempo prolongado. Eses aplazamientos fueron implementados como parte de nuestras medidas de preservación de caja y en respuesta a las dificultades creadas para nuestros proveedores por la investigación "Lava Jato". Los encargos para deterioro son principalmente atribuibles a deficiencias de planificación del proyecto, la utilización de una tasa de descuento más elevada (reflejando un premio de riesgo específico para los proyectos aplazados), un retraso en los flujos de caja esperados resultantes del anticipo de esos proyectos y menor crecimiento económico proyectado en Brasil;
•
Activos domésticos e internacionales de petróleo bruto y gas natural de campos de producción (US$ 3.766 millones): esos encargos resultan principalmente de precios más bajos del petróleo bruto en el mercado internacional; y
•
Activos Petroquímicos (US$ 1.121 millones): esos encargos son principalmente atribuibles a cambios en las premisas de mercado y previsiones resultantes de una disminución de la actividad económica, márgenes menores en el mercado internacional y modificaciones en los reglamentos fiscales.
Véase notas 4.10, 5.2 y 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para obtener más información sobre el comprometimiento de eses activos.
105
Bajas de Pagos a mayor Incorrectamente Capitalizados En el trimestre terminado el 30 de septiembre de 2014, dimos baja de US$ 2.527 millones de costos capitalizados que representaban montantes que Petrobras pagó en exceso para la adquisición de activos fijos en ejercicios anteriores resultantes de un esquema ilegal de pago descubierto por el Procurador General de Brasil en conexión con la investigación Lava Jato. Véase la Nota 3 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para una descripción detallada de esta investigación, los pagos a mayor practicados por ciertos contratistas y proveedores de Petrobras y nuestra respuesta a eso, las fuentes de información disponibles a nosotros, nuestra metodología para estimar una evaluación a mayor de nuestros activos y el impacto de esos pagos a mayor en nuestras demostraciones financieras.
Otros Gastos, Netos Otros gastos netos aumentaron el 376%, para US$ 5.293 millones en 2014 de US$ 1.113 millones en 2013. Este aumento de US$ 4.180 millones se refiere principalmente a: •
La baja de los costos capitalizados de las refinerías Premium I y Premium II, debido a nuestra decisión de abandonar esos proyectos (US$ 1.236 millones). Véase la Nota 12.4 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014;
•
El impacto del nuestro Plan de Incentivo de Dimisión Voluntaria - PIDV (US$ 1.035 millones). Véase la Nota 22.8 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014;
•
Costos de desactivación más elevados relacionados con las áreas entregadas y abandonadas (US$ 501 millones);
•
La baja de áreas de exploración y producción entregadas a ANP y cancelaciones de proyectos de exploración y producción (US$ 249 millones); y
•
Gastos actuariales más altos relacionados a los jubilados, debido a la revisión de la nuestra pensión y obligaciones de beneficios médicos (US$ 130 millones).
Otros gastos también fueron mayores en 2014 cuando comparados a 2013, principalmente porque nosotros reconocemos las ganancias provenientes de la alienación del 50% de nuestra participación en activos en África y en el bloque BC-10 en Brasil en 2013 (lo que no ocurrió en 2014). Esos efectos fueron parcialmente compensados por una ganancia en la alienación de nuestra participación en Petrobras Energia Peru S.A. en 2014.
Resultado financiero neto (Gasto) Resultado financiero neto fue de US$ 1.635 millones en 2014, una disminución de US$ 1.156 millones en relación a 2013 (US$ 2.791 millones), resultante de: •
una disminución en los encargos de variación cambial, porque una cuota menor de nuestros pasivos en dólares norteamericanos fue expuesta a la variación cambial, debido a la extensión de nuestra política contable de hedge de flujos de efectivo para las exportaciones futuras altamente probables, desde mayo de 2013. Para más información sobre nuestra contabilidad de hedge de flujos de efectivo, véase Notas 4.3.6 y 33.2 (a) de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas;
•
ganancias cambiales atribuibles a la valorización del dólar norteamericano frente a otras monedas, principalmente el euro;
•
ganancias de corrección monetaria sobre un activo contingente relacionado al ingreso financiero indebido - PIS y COFINS pagos por nosotros a partir de febrero de 1999 a diciembre de 2002; y 106
•
ganancias de corrección monetaria sobre los acuerdos de confesión de deuda con relación a las cuentas por recibir debidas por las subsidiarias de Eletrobras.
Los gastos financieros también fueron menores en 2014 en comparación a 2013, principalmente porque en 2013 nosotros reconocemos los efectos del asentamiento de algunas de nuestras deudas tributarias y disputas a través de nuestra participación en un programa de refinanciación fiscal federal / liquidación, lo que aumentó nuestro gasto financiero de forma significativa en 2013 y no fue recurrente en 2014. Esos efectos fueron parcialmente compensados por mayores gastos con intereses resultantes de un aumento de nuestra deuda.
Impuesto sobre la Renta Relatamos una pérdida para el año fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014, y, consecuentemente, reconocidas pérdidas fiscales a compensar para ese período. La tasa efectiva de impuesto con base en los resultados expresos en dólares norteamericanos disminuyó para el 15,0% en 2014 del 19,2% en 2013. Excluyendo el impacto de la conversión de moneda extranjera (desvalorización del real con relación al dólar norteamericano), la tasa efectiva de impuesto cuando expresa en reales disminuyó para el 15,1% en 2014 del 18,3% en 2013. En 2014, los principales ítems de reconciliación entre las tasas de impuestos a las ganancias y nuestra alícuota efectiva se refieren la (i) pérdidas fiscales (pérdidas fiscales no reconocido) de acuerdo con una no expectativa de ganancias tributables futuras para algunas subsidiarias; (ii) baja de pagos indebidos incorrectamente capitalizados y (iii) diferentes tasas de impuesto de capacidad aplicables a nuestras subsidiarias extranjeras. Véase la Nota 21.7 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para una reconciliación de las tasas de impuestos a las ganancias y nuestro gasto de impuesto. Ganancia (Pérdida) Neta por Segmento de Negocio Medimos el desempeño en el nivel del segmento de negocio con base en la ganancia neta. Qué se sigue es una discusión sobre la ganancia neta de nuestros cinco segmentos de negocio en 2014, en comparación a 2013. En el cuarto trimestre de 2015, cambiamos nuestros segmentos de negocio para reflejar la redistribución en las actividades internacionales en el segmento de negocio que las actividades subyacentes corresponden reduciendo, así, nuestros seguimientos de negocios reportables de seis para cinco. Para fines comparativos, los resultados del segmento de negocio en los ejercicios fiscales terminados el 31 de diciembre de 2014 y 2013 son presentados con base en esta nueva estructura de segmento de negocio. Consulte el Ítem 4. "Informaciones sobre la Compañía" y Notas 4.2 y 29 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para obtener más informaciones sobre nuestros segmentos de negocio. Año Terminado el 31 de diciembre de, 2014(1) 2013(1) Variación Porcentual (US$ millones) Exploración y Producción ................................................................................................ 14.151 21.009 (33)% Refino, Transporte y Comercialización ............................................................................................ (15.761) (8.157) 93% Gas y Energía ................................................................................................................................ (347) 678 (151)% Biocombustible ................................................................................................................................ (127) (115) 10% Distribución ................................................................................................................................ 565 931 (39)% Corporativo (2) ................................................................................................................................ (6.292) (3.198) 97% (54) (922)% Eliminaciones ................................................................................................................................ 444 Ganancia Neta ................................................................................................................................ (7.367) 11.094 (166)% __________ (1) Excepto participaciones no mayoritarias. (2) Nuestro segmento corporativo consiste de nuestra actividades financieras no atribuibles a otros segmentos, inclusive gestión financiera corporativa, overhead administrativo central y gastos actuariales referentes a los nuestros regímenes de pensiones y beneficios médicos para los jubilados.
107
Exploración y Producción La ganancia neta de nuestro segmento de Exploración y Producción disminuyó el 33%, para US$ 14.151 millones en 2014 en comparación con US$ 21.009 millones en 2013, principalmente debido a los (i) encargos por deterioro reconocidos en 2014 (US$ 3,800 millones - Consulte Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para el año fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014); (ii) bajas de pagos indebidos incorrectamente capitalizados (US$ 806 millones - Consulte Nota 3 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014); (iii) el impacto de nuestro plan de incentivo de dimisión voluntaria (PIDV) (US$ 416 millones); (iv) costos de desmantelamiento más elevados en el áreas devueltas y abandonadas (US$ 501 millones); (v) bajas de áreas de exploración y producción devueltas a ANP (US$ 249 millones) y (vi) costos operacionales más elevados, tales como depreciación de equipos, mantenimiento de equipos, intervenciones en pozos, fletamento de plataforma de petróleo, materiales y aumento de los costos de remuneración de los empleados. Estos efectos fueron parcialmente compensados por el aumento del petróleo bruto y LGN (5%) y, cuando comparado a 2013, por el hecho de que, en 2013, reconocemos una ganancia en la alienación del proyecto offshore de Parque das Conchas (BC-10). El spread entre el precio medio nacional de petróleo (venta/transferencia) y el precio medio de petróleo Brent aumentó de US$ 10,47/bbl en 2013 para US$ 11,15/bbl en 2014. Consulte el Ítem 4. "Información sobre la compañía - Información Adicional sobre Reservas y Producción Alteraciones en las Reservas Probadas" para obtener informaciones sobre los cambios en nuestras reservas probadas.
Refino, Transporte y Comercialización Las pérdidas en nuestro segmento de Refino, Transporte y Comercialización aumentaron en un 93% para US$ 15.761 millones en 2014 en comparación con US$ 8.157 millones en 2013, en consecuencia de: (i) deterioros reconocidas en 2014 (US$ 12.912 millones - Consulte Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para el ejercicio fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014); (ii) bajas de pagos indebidos incorrectamente capitalizados (US$ 1,403 millones - Consulte Nota 3 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para el año fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014); (iii) baja de los costos capitalizados en las refinerías Premium I y Premium II (US$ 1.236 millones - Consulte Nota 12.4 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para el año fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014); y (iv) el impacto de nuestro plan de incentivo la dimisión voluntaria (PIDV). Esos efectos fueron parcialmente compensados por precios medios de venta mayores de los derivados de petróleo atribuibles al aumento del diesel y de la gasolina en 2013 2014, y por un aumento en la producción de derivados de petróleo (2%).
Gas y Energía Nuestro segmento de Gas y Energía apuró un perjuicio de US$ 347 millones en 2014 comparado a una ganancia neta de US$ 678 millones en 2013, resultante de: •
Costos mayores de importación de GNL y de gas natural para cumplir a la demanda termoeléctrica en Brasil;
•
El impacto de un contrato con a YPFB para resolver disputas contractuales referentes a varios aspectos de GSA. Consulte Nota 31 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para el año fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014;
•
Una provisión para deterioro de cuentas a recibir de empresas que actúan en el sector eléctrico aislado en la región Norte del Brasil (Consulte Nota 8.4 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para el año fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014); 108
•
Bajas de pagos indebidos capitalizados incorrectamente; y
•
El impacto del nuestro plan de incentivo a demisión voluntaria (PIDV).
Estos efectos fueron parcialmente compensados por los precios medios más altos de energía en el mercado spot, como resultado de menores niveles en los reservatorios de agua en Brasil, y por una ganancia de US$ 274 millones con la alienación de 100% de nuestra participación en Brasil PCH S.A.
Biocombustible Las pérdidas en el segmento de biocombustibles aumentaron el 10% para US$ 127 millones en 2014 en comparación con US$ 115 millones en 2013, principalmente debido a la mayor participación en las pérdidas de inversiones en biodiesel y al impacto de nuestro plan de incentivo de dimisión voluntaria (PIDV). Estos efectos fueron parcialmente compensados por menores pérdidas con operaciones de biodiesel y por una disminución en las bajas de existencias a valor líquido de realización (valor de mercado).
Distribución La ganancia neta de nuestro segmento de Distribución disminuyó el 39%, para US$ 565 millones en 2014 en comparación con US$ 931 millones en 2013, debido principalmente al aumento de gastos de vendas atribuibles a una provisión para deterioro de cuentas a recibir de empresas que actúan en el sector eléctrico aislado en la región Norte de Brasil (Consulte Nota 8.4 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para el año fiscal terminado el 31 de diciembre de 2014) y al impacto de nuestro plan de incentivo de dimisión voluntaria (PIDV), parcialmente compensado por un aumento en el volumen de ventas y los márgenes medios más elevados en el comercio de combustible. Véase Nota 29 a los nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para obtener más informaciones a respeto de nuestros segmentos de negocio.
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Información adicional por Segmento de Negocio Los datos financieros seleccionados adicionales por segmento de negocio para 2015, 2014 y 2013 aparecen en el cuadro a continuación: Para el Año Terminado el 31 de Diciembre de, 2015
2014
2013
(US$ millones) Exploración y Producción Ingresos de Ventas a Terceros (1)(2) ............................................................................. Ingresos netos entre Segmentos ................................................................................... Total Ingresos de Ventas (2) ..................................................................................... Ganancia neta (pérdida)(3) ........................................................................................... Dispendios de capital e inversiones (4) ......................................................................... Activos fijos ................................................................................................................... Refino. Transporte y Comercialización Ingresos de Ventas a Terceros (1)(2) ............................................................................. Ingresos de Ventas entre Segmentos ............................................................................ Total Ingresos de Ventas (2) ..................................................................................... Ganancia neta (pérdida)(3) ........................................................................................... Dispendios de capital e inversiones (4) ......................................................................... Activos fijos ................................................................................................................... Gas y Energía Ingresos de Ventas a Terceros (1)(2) ............................................................................. Ingresos de Ventas entre Segmentos ............................................................................ Total Ingresos de Ventas (2) ..................................................................................... Ganancia neta (pérdida)(3) ........................................................................................... Dispendios de capital e inversiones (4) ......................................................................... Activos fijos ................................................................................................................... Biocombustible Ingresos de Ventas a terceros (1)(2) .............................................................................. Ingresos de Ventas entre Segmentos ............................................................................ Total Ingresos de Ventas (2) ..................................................................................... Ganancia neta (pérdida)(3)............................................................................................ Dispendios de capital e inversiones (4) ......................................................................... Activos fijos ................................................................................................................... Distribución Ingresos de Ventas a terceros (1)(2) ............................................................................. Ingresos de Ventas entre Segmentos ............................................................................ Total Ingresos de Ventas (2) ..................................................................................... Ganancia neta (pérdida)(3) ........................................................................................... Dispendios de capital e inversiones (4) ......................................................................... Activos fijos ................................................................................................................... (1)
(2) (3) (4)
1.502 34.178 35.680 (2.480) 19.131 109.724
2.275 66.336 68.611 14.151 25.500 140.582
2.872 69.473 72.345 21.009 29.692 133.309
51.870 22.451 74.321 5.727 2.534 33.032
78.947 35.484 114.431 (15.761) 7.882 50.273
80.938 33.393 114.331 (8.157) 14.399 67.297
11.072 2.073 13.145 237 793 14.674
16.643 1.730 18.373 (347) 2.571 22.237
13.344 1.228 14.572 678 2.742 21.011
16 213 229 (276) 43 91
28 238 266 (127) 112 205
64 324 388 (115) 143 222
32.854 552 33.406 (142) 255 1.868
45.764 1.129 46.893 565 487 2.685
44.244 1.000 45.244 931 566 2.790
Como una compañía verticalmente integrada, ni todos los nuestros segmentos tienen ingresos significativos de terceros. Por ejemplo, nuestro segmento de Exploración y Producción es responsable por una gran parte de nuestra actividad económica y dispendios de capital, pero tiene pocos ingresos de terceros. Los ingresos desde la comercialización de petróleo para terceros son clasificadas de acuerdo con los puntos de venta, lo que podría ser tanto el segmento de Exploración y Producción o el segmento de Refino, Transporte y Comercialización. Excepto participaciones no mayoritarias. Los dispendios de capital consolidados para cada uno de los nuestros segmentos de negocio son basados en nuestra metodología de costo y medidas financieras del nuestro Plan 2015-2019.
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110
Liquidez y Recursos de Capital
Visión Global Nuestros principales usos de recursos en 2015 fueron con gastos de capital (US$ 21.502 millones) y obligaciones de servicio de la deuda (US$ 21.114 millones). Atendemos estos requisitos con efectivo generado por las actividades operacionales (en el valor de US$ 25.913 millones), financiación de largo plazo (en el valor de US$ 17.420 millones) y efectivo generado por la alienación de activos (en el valor de US$ 727 millones). El 31 de diciembre de 2015, aunque nuestro flujo de efectivo de operaciones fue más que suficiente alcanzar a nuestros gastos de capital, nuestro flujo de efectivo libre positivo (flujo de efectivo de las operaciones después de los gastos capital) fue menor que los recursos necesarios para financiar nuestros principal y intereses de la deuda. Después de la reciente desvalorización del real con relación al dólar norteamericano (42% de 2014 a 2015), la cantidad de reales (que es la moneda de la mayor parte de nuestros ingresos) necesaria para administrar nuestra deuda en moneda extranjera en el corto plazo aumentó significativamente. El 31 de diciembre de 2015, nuestra deuda en moneda extranjera totalizaba US$ 105.610 millones, representando aproximadamente el 83,7% de nuestra deuda financiera total. La desvalorización del real hizo con que nuestra generación de efectivo de las operaciones convertidas en dólares norteamericanos disminuye, a pesar de los aumentos de precios de nuestros productos derivados de petróleo durante el año. En consecuencia de eso, nuestra generación de efectivo de las actividades operacionales relativas a nuestra capacidad de administrar nuestra deuda disminuyó, y podría caer aún más si lo real continuar a desvalorizar. Consulte el Ítem 3 "Informaciones Importantes - Factores de Riesgo Riesgos Relacionados a Nuestras Operaciones - Somos vulnerables al aumento del servicio de la deuda resultante de la desvalorización del real con relación al dólar norteamericano y los aumentos en las tasas de interés vigentes en el mercado - Obligaciones Contractuales" y la Nota 33.6 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para más informaciones sobre nuestros riesgos de liquidez y nuestras obligaciones y compromisos contractuales (incluyendo obligaciones de deuda) el 31 de diciembre de 2015. Además, nuestra pérdida y la pérdida del gobierno federal brasileño en los ratings de grado de inversión afectaron la confianza de los inversionistas en la economía brasileña y en nuestro negocio en general, volviéndose más caro, tanto para generar nueva deuda como para refinanciar nuestras obligaciones de deuda de corto plazo. En 2016, nuestras principales necesidades de efectivo son para cumplir nuestras inversiones presupuestadas para el año (en el valor de US$ 20 mil millones) y para hacer pagos de principal e interés de US$ 19.6 mil millones sobre nuestra deuda.
Estrategia de financiación Nuestra estrategia de financiación es para financiar nuestros dispendios de capital necesarios y para preservar nuestro saldo de efectivo y liquidez y cumplir nuestras obligaciones de pago del principal y del intereses. Vamos proseguir nuestra estrategia de financiación en 2016 y avanzar a través de los siguientes medios: (i) utilizar los ponteciales recursos provenientes de la venta de algunos de nuestros activos bajo nuestro programa de desinversión para el período 2015-2016, (ii) reducir gastos de capital planeados para alinear con nuestros flujos de efectivo operacionales, (iii) reducción de costos operacionales, mejorando la eficiencia y renegociación de contratos con proveedores, (iv) incurrir en nueva deuda desde fuentes de financiación tradicionales y nuevas estructuras de financiación, y prorrogar los vencimientos de la deuda con algunos de nuestros acreedores bancarios, y (v) disminuir nuestro saldo de efectivo, equivalentes de efectivo y títulos y valores mobiliarios (que el 31 de diciembre de 2015 totalizaban US$ 25,8 mil millones), conforme necesario. En 2016, cerca de US $ 1,1 mil millones fue desembolsado a nosotros a través de contratos de financiación firmadas con los bancos de desarrollo internacionales. Véase Nota 35 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Además, firmamos recientemente un término de compromiso con Banco de Desarrollo de China - CDB para obtener financiación en el valor de US$ 10 mil millones. Los términos de este acuerdo de financiación de US$ 10 mil millones están siendo actualmente negociados entre nosotros y el CDB. 111
Regulación Gubernamental Somos obligados a presentar nuestros dispendios de capital del presupuesto anual (Plan de Dispendios Globales, u OAI) al Ministerio de Planificación, Infraestructura y Gestión de Brasil y al Ministerio de Minas y Energía de Brasil. Después de la evaluación hecha por estas autoridades gubernamentales, el Congreso Nacional de Brasil debe aprobar el presupuesto. Aunque el nivel total de nuestras inversiones anuales sea regulado, la aplicación específica de los recursos se queda a nuestro criterio. El Ministerio de Planificación, Infraestructura y Gestión de Brasil controla el valor total de la deuda de medio y largo plazos que nosotros y nuestras subsidiarias brasileñas podemos contratar, por medio de la aprobación del presupuesto anual. Antes de levantar deuda de medio y largo plazos, nosotros y nuestras subsidiarias brasileñas también debemos lograr la aprobación de la Secretaría del Tesoro Nacional. Toda nuestra deuda denominada en moneda extranjera, bien como la deuda en moneda extranjera de nuestras subsidiarias brasileñas, deben ser registradas junto al Banco Central. Nosotros también tenemos que lograr una autorización del Banco Central, de acuerdo con la ley en vigor, a fin de hacer eventuales remesas de recursos al exterior exigidas por instrumentos de garantía que celebramos en conexión con la constitución de deuda en moneda extranjera. Sin embargo, la contracción de deudas por nuestras subsidiarias no brasileñas, incluyendo PGF, no está sujeta a registro en el Banco Central o a la aprobación de la Secretaría del Tesoro Nacional. Toda deuda de medio y largo plazos incurrida por Petrobras o sus subsidiarias requiere la aprobación de nuestra junta directiva, dentro de los parámetros establecidos por nuestro Consejo de Administración, con excepción de la emisión de debentures, que exige la aprobación de nuestro Consejo de Administración. Fuentes de Recursos
Nuestro flujo de efectivo En 2015, los recursos necesarios para financiar los gastos de capital (US$ 21.502 millones) y administrar nuestra deuda fueron atendidos con el flujo de efectivo de las operaciones (US$ 25,913 millones), recursos de financiación de largo plazo (US$ 17.420 millones) y con efectivo adquirida por la venta de activo (US$ 727 millones). El 31 de diciembre de 2015, nuestro saldo de efectivo y equivalentes de efectivo totalizó US$ 25.058 millones, comparado a US$ 16.655 millones el 31 de diciembre de 2014, y nuestro saldo de títulos públicos y depósitos a plazo con vencimiento superior a tres meses cayó para US$ 779 millones el 31 de diciembre de 2015 de US$ 9.302 millones el 31 de diciembre de 2014. Mantuvimos nuestra reserve de liquidez que consiste en nuestro saldo de efectivo y equivalentes de efectivo, bien como títulos públicos y depósitos a plazo con vencimiento superior a tres meses, en el valor de US$ 25.837 millones el 31 de diciembre de 2015, en comparación con US$ 25.957 millones en diciembre 31 de 2014. El efectivo líquido generado por las actividades operacionales disminuyó el 2,7% en 2015 en comparación con 2014. Excluyendo efectos de conversión cambial, el efectivo generado por las actividades operacionales aumentó el 38,8% cuando expreso en reales, como resultado de los precios del diesel y de la gasolina, aumento de los volúmenes de exportación de petróleo bruto, impuestos de producción más bajos y menores costos de importaciones de petróleo bruto y productos derivados de petróleo, juntamente con una mayor participación del petróleo nacional en la transformación de materia prima. Los ingresos de la financiación de largo plazo totalizaron US$ 17.420 millones, en 2015. Las principales fuentes de financiación de largo plazo fueron financiaciones de largo plazo obtenidos junto al Banco Chino de Desarrollo (US$ 5 mil millones), emisión de notas globales totalizando US$ 2,5 mil millones en los mercados de capitales internacionales y acuerdos de crédito bilaterales con los bancos brasileños. Los rendimientos en 2015 resultantes de ventas de activos totalizaron US$ 727 millones, consecuente principalmente de la venta de (i) el 49% de Gaspetro, una holding que consolida nuestras participaciones en las 112
distribuidores estaduales de gas natural en Brasil para Mitsui, por US$ 495 millones y (ii) todos nuestros activos de exploración y producción en la Cuenca Austral, en la Argentina, para la Compañía General de Combustibles S.A., por US$ 101 millones. Consulte Nota 10 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para más información sobre las ventas de activos bajo nuestro programa de desinversión. Esperamos que los ingresos de ventas de activos aumenten en 2016, una vez que nuestro programa de desinversión 2015-2016 estima ingresos de aproximadamente US$ 15,1 mil millones, si todos esos activos son vendidos con éxito. Los usos de efectivo fueron principalmente para gastos de capital e inversiones en unidades operacionales, que totalizaron US$ 21.502 millones en 2015, un disminución del 41% con relación a 2014 (US$ 34.750 millones), debido principalmente a una disminución en gastos de capital en nuestros segmentos de negocio de Refino, Transporte y Comercialización y de Exploración y Producción. Debido una pérdida en 2014, nosotros no pagaremos dividendos en 2015, en comparación con US$ 3.918 millones pagado en 2014. Nuestro Consejo de Administración no propuso ninguna distribución de dividendos en 2016 para ganancias acumuladas en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2015 porque reportamos un perjuicio para el año fiscal.
Deuda de corto plazo Nuestra deuda de corto plazo sirve a muchos propósitos, incluyendo apoyo a nuestro capital de giro y nuestras importaciones de petróleo y productos de petróleo bruto. El 31 de diciembre de 2015, nuestra deuda total de corto plazo totalizó US$ 1.523 millones y la parcela actual de nuestra deuda de largo plazo totalizó US$ 11.500 millones, comparado a US$ 3.484 millones y US$ 6.845 millones el 31 de diciembre de 2014, respectivamente.
Deuda de largo plazo Nuestra deuda de largo plazo consiste principalmente de títulos emitidos en los mercados de capitales internacionales, financiaciones de bancos de desarrollo (como el Banco de Desarrollo de China y del BNDES), préstamos de bancos comerciales nacionales e internacionales y valores en abierto garantizados por agencias de crédito a la exportación y agencias multilaterales. La parcela no circulante de nuestra deuda total de largo plazo totalizó US$ 111.482 millones el 31 de diciembre de 2015, en comparación con US$ 120.218 millones el 31 de diciembre de 2014. Esta reducción es principalmente debido a los efectos de conversión cambial (desvalorización del real con relación al dólar norteamericano). Excluyendo estos efectos, la parcela no circulante de nuestra deuda total de largo plazo aumentó en un 36%, como resultado de la financiación de la deuda suministrado en 2015 por el Banco de Desarrollo de China y por los mercados bancarios nacionales, bien como por la emisión de títulos denominados en dólares norteamericanos. Estos recursos financieros serán utilizados principalmente para financiar los gastos de capital, conforme establecido en nuestro Plan 2015-2019. Consulte Nota 17 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para obtener un descriptivo de las deudas, un cronograma adelantado de nuestra deuda no corriente por fuente y otras informaciones.
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Las siguientes cuestiones de deudas internacionales están insertadas en estos valores de 31 de diciembre de 2015: Notas (*)
Valor contable el 31 de diciembre de 2015 (US$ millones)
3,250% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2017 .......................................... 3,500% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2017(**) .................................... 5,875% de Notas PESA con vencimiento en 2017 ....................................................... Notas Globales PGF con Tasa Fluctuante con vencimiento en 2017(1) ...................... 2,750% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2018(2) ..................................... 4,875% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2018(**)(3) ............................... 5,875% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2018(**) ................................... 8,375% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2018(**) .................................... 7,875% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2019(**) .................................... 3,000% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2019 .......................................... 3,250% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2019(4) ...................................... Notas Globales PGF con Tasa Fluctuante con vencimiento en 2019(5) ...................... 4,875% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2020 .......................................... 5,750% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2020(**) .................................... Notas Globales PGF con Tasa Fluctuante con vencimiento en 2020(6) ...................... 3,750% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2021(7) ...................................... 5,375% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2021(**) .................................... 5,875% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2022(**) (8) .............................. 4,250% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2023(9) ...................................... 4,375% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2023 .......................................... 6,250% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2024 .......................................... 4,750% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2025(10).................................... 6,250% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2026(**)(11) ............................. 5,375% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2029(12).................................... 6,625% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2034(13).................................... 6,875% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2040(**) .................................... 6,750% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2041(**) .................................... 5,625% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2043 .......................................... 7,250% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2044 .......................................... 6,850% de Notas Globales PGF con vencimiento en 2115 ..........................................
1.598 1.747 300 1.399 1.628 1.355 1.745 574 2.770 1.990 1.409 1.498 1.495 2.485 499 810 5.308 648 749 3.461 2.489 861 1.017 650 876 1.472 2.368 1.711 988 2.019
(*) Petrobras garantiza total e incondicionalmente las notas emitidas por PGF. (**) Originalmente emitidas por PifCo. (1) Tasa variable igual a un dólar norteamericano LIBOR de tres meses más 2,360%. (2) Emitidas por PGF el 14 de enero de 2014, el valor de € 1,5 mil millones. (3) Emitidas por PifCo el 09 de diciembre de 2011, en el montante de € 1,25 mil millones. (4) Emitidas por PGF el 01 de octubre de 2012, el valor de € 1,3 mil millones. (5) Tasa variable igual a un dólar norteamericano LIBOR de tres meses más 2,140%. (6) Tasa variable igual a un dólar norteamericano LIBOR de tres meses más 2,880%. (7) Emitidas por PGF el 14 de enero de 2014, en el montante de € 750 millones. (8) Emitidas por PifCo el 09 de diciembre de 2011, en el montante de € 600 millones. (9) Emitidas por PGF el 01 de octubre de 2012, en el montante de € 700 millones. (10) Emitidas por PGF el 14 de enero de 2014, en el montante de € 800 millones. (11) Emitidas por PifCo el 12 de diciembre de 2011 en el valor de £ 700 millones. (12) Emitidas por PGF el 01 de octubre de 2012, en el valor de £ 450 millones. (13) Emitidas por PGF el 14 de enero de 2014, en el valor de £ 600 millones.
Acuerdos no Incluidos en el Balance El 31 de diciembre de 2015, no teníamos acuerdos no incluidos en el balance que tenían, o podrían tener, un efecto relevante en nuestra condición financiera, ingresos o gastos, en los resultados de las operaciones, liquidez, inversiones o recursos de capital.
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Usos de Fondos Dispendios de capital e Inversiones Invertimos un total de US$ 23.058 millones en 2015, una disminución del 38%, cuando comparado con nuestras inversiones de US$ 37.004 millones en 2014. Nuestras inversiones en 2015 fueron direccionados principalmente para aumentar la producción de petróleo y gas. Del total de nuestras inversiones en 2015, US$ 19.131 millones fueron invertidos en proyectos de exploración y desarrollo en Brasil y en el exterior. El cuadro a continuación presenta nuestras inversiones consolidadas para cada uno de nuestros segmentos de negocio en 2015, 2014 y 2013:
Exploración y Producción ................................................................................ Refino, Transporte y Comercialización ............................................................ Gas y Energía ................................................................................................... Biocombustible ................................................................................................ Distribución ..................................................................................................... Corporativo ..................................................................................................... Total ..........................................................................................................
(1)
(2)
Para el Año Terminado el 31 de Diciembre de (2) 2015(1) 2014(1) 2013(1) (US$ millones) 19.131 25.500 29.692 2.534 7.882 14.399 793 2.571 2.742 43 112 143 255 487 566 302 452 555 23.058 37.004 48.097
En el cuarto trimestre de 2015, cambiamos nuestros segmentos de negocio para reflejar la redistribución en las actividades internacionales en el segmento de negocio que las actividades subyacentes corresponden reduciendo, así, nuestros segmentos de negocio reportables de seis para cinco. Los dispendios de capital consolidados para cada uno de los nuestros segmentos de negocio son basados en nuestra metodología de costo y medidas financieras del Plan 2015-2019.
El 12 de enero de 2016, anunciamos gastos de capital proyectados de US$ 20 mil millones para 2016. Planeamos cumplir nuestras inversiones presupuestadas principalmente a través de flujo de efectivo de nuestras operaciones, operaciones estructuradas y préstamos de financiación de proyectos, préstamos de los bancos comerciales, desinversiones, emisiones de títulos de deuda en mercados de capitales internacionales y otras fuentes de capital. Nuestras inversiones actuales pueden variar sustancialmente de los números proyectados definidos anteriormente en consecuencia de las condiciones de mercado y del costo y disponibilidad de los fondos necesarios.
Dividendos Nosotros no pagamos dividendos relativos al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2014. Nuestro Consejo de Administración no propuso ninguna distribución de dividendos en 2016 para ganancias acumuladas en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2015 porque reportamos un perjuicio para el año fiscal. Consulte la Nota 23.5 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Para más informaciones acerca de nuestra política de dividendos, incluyendo una descripción del dividendo mínimo a que nuestros accionistas preferenciales tienen derecho de acuerdo con nuestro estatuto, véase "Distribución compulsoria" y "Pago de Dividendos e Intereses sobre el Capital Propio" en el Ítem 10. "Informaciones Adicionales- Actos Constitutivos y Estatuto."
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Obligaciones Contractuales El cuadro a continuación resume nuestras obligaciones contractuales e compromisos pendientes el 31 de diciembre de 2015:
Total Obligaciones contractuales Ítems del Balance Patrimonial (1): Obligaciones de deuda (2) ........................................................... Obligaciones de Arrendamiento .................................................. Costos con Provisión de Desmantelamiento ............................... Total de ítems del Balance Patrimonial ................................... Otros compromisos contractuales de largo plazo Gas natural ship-or-pay ............................................................... Contratos de prestación de servicio ............................................ Contratos de suministro de gas natural (3) ................................. Arrendamiento operativos .......................................................... Acuerdos de compra ................................................................... Total de compromisos contractuales de largo plazo ............... Total .............................................................................. (1)
(2)
Pagos Vencidos por Período < 1 ano 1-3 anos 3-5 anos (US$ millones)
> 5 anos
126.165 51 9.150 135.366
14.683 12 613 15.308
27.488 11 1.956 29.455
38.133 1 153 38.293
45.861 21 6.428 52.310
3.098 68.047 7.950 99.194 21.952 200.241 335.607
632 22.523 1.038 11.686 10.571 46.450 61.758
1.276 20.321 2.593 17.701 7.102 48.993 78.448
905 7.079 3.112 13.388 2.569 27.053 65,346
285 18.124 1.705 56.419 1.710 78.243 130,553
Excepto el valor de US$ 25.363 millones relativos a las nuestras obligaciones con pensiones y beneficios médicos, que son parcialmente financiadas por US$ 12.513 millones en activos del plan. Las informaciones sobre planos de beneficios post jubilación de los empleados, incluyendo un calendario de vencimiento esperado de las responsabilidades con pensiones y beneficios médicos, se encuentra en la Nota 22 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Incluye intereses debidos, deudas de corto plazo y largo plazo (parte circulante y no circulante). Informaciones sobre nuestros pagos futuro de principal y de interés (no descontados) para los próximos años son presentadas en la Nota 33.6 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas.
Estimaciones y Políticas Contables Críticas Informaciones sobre las áreas que requieren mayor juicio o implican un grado más elevado de complejidad en la aplicación de las políticas contables que actualmente afectan nuestra condición financiera y resultados de las operaciones aparecen en la Nota 5 de nuestros resultados financieros afirmados auditados (comprendiendo las reservas de petróleo y gas, depreciaciones y deterioros; identificación de las unidades generadores de caja para test de deterioro; pensión y otras obligaciones post jubilación; pasivos contingentes y provisiones; desmantelamiento de áreas; impuesto sobre la renta diferido; contabilización de hedge de flujo de efectivo; abordaje de contabilidad con respeto a los hechos descubiertos por la investigación Lava Jato; y provisión para créditos de liquidación dudosa). Las informaciones adicionales acerca de nuestras políticas contables y de nuevas alteraciones y normas son suministradas en las Notas 4 y 6 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Otras informaciones sobre deterioro de activos son presentadas en la Nota 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Además, ampliamos en ese instrumento la discusión de algunos de los ítems abordados en los estados financieros para determinados temas, tales como la metodología de estimativa para la determinación de la baja de pagos a mayor incorrectamente capitalizados; desmantelamiento de áreas y remediación ambiental; test de deterioro de activos de refino; deterioro de petróleo crudo y gas natural de campos productores, pensiones y beneficios post-retiro, contabilidad de hedge de flujos de efectivo de las nuestras exportaciones futuras; bien como la provisión para créditos de liquidación dudosa. Las estimativas contables que hacemos en estos contextos nos obligan a hacer suposiciones sobre asuntos que son altamente inciertos. Las notas anteriormente mencionadas abordan apenas las estimativas que consideramos más importantes con base en el grado de incertidumbre y en la probabilidad de un impacto material si usásemos una estimativa diferente. Hay muchas otras áreas en las cuales usamos estimativas sobre cuestiones inciertas, pero el efecto razonablemente probable de estimativas alteradas o diferentes no es relevante para nuestra presentación financiera.
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Metodología de Estimativa para Determinar Baja de Pagos Indebidos Capitalizados Incorrectamente En el tercer trimestre de 2014, dimos la baja en US$ 2.527 millones en costos capitalizados que representan los valores pagados adicionalmente para la adquisición de activos fijos en años anteriores. Desde 2014, y a lo largo de 2015, el Ministerio Público Federal brasileño centró parte de su investigación en irregularidades implicando nuestros contratistas y proveedores y descubrió un amplio esquema de pago que implicó varios participantes, incluyendo ex empleados de Petrobras. Con base en las informaciones proporcionadas a nosotros, el esquema de pago implicó un grupo de empresas que, entre 2004 y abril de 2012, conspiraron para obtener contratos con nosotros, realizando cobranzas en exceso en los relativos contratos y utilizando el excedente recibido en los contratos para financiar pagos indebidos a partidos políticos, políticos elegidos u otros agentes políticos, empleados de contratistas y proveedores, exempleados de Petrobras y a otros individuos implicados en el esquema de pago. Además del esquema de pago, las investigaciones identificaron varios casos específicos de otros contratistas y proveedores que supuestamente cobraron en exceso Petrobras y usaron el pago en exceso recibido de sus contratos para financiar pagos indebidos, no relacionados con el esquema de pago, a ciertos ex empleados de Petrobras. No hemos hecho ni recibido ningún pago indebido. Estos han sido hecho por contractadas y proveedores externos, de modo que los montes exactos que han sido excesivamente pagados para financiar estos pagos inadecuados no se pueden identificar. La información para determinar el monte a través del cual han sido sobrecargados por los miembros del cartel no forma parte de nuestro informe contable. Estos informes reflejan los términos del contracto celebrado por nosotros, que implicaba pagos que han sido inflados en virtud de la conspiración entre los miembros del cartel y el antiguo personal de Petrobras para sobrecargarnos. Las actividades de lavado de dinero que al parecer ocurrieron fueron proyectadas para ocultar los orígenes y los montantes de los fondos implicados, de modo una contabilidad específica no fuera hecha. Concluimos que la parte de los costos incurridos para construir nuestros activos fijos que resultó de contratistas y proveedores en el cártel que hicieron cobranzas indebidas no fue capitalizada. A fin de explicar el impacto de los pagos a mayor, desarrollamos una metodología de estimativa para servir como un modelo sustituto para el ajuste que debería ser hecho los activos fijos usando los cinco pasos descritos a continuación: (1) Identificar las contrapartes contractuales: listamos todas las empresas identificadas en la declaración pública, y utilizando esa información identificamos todos los contratistas y proveedores que fueron identificados o que hicieron parte de consorcios incluyendo las entidades así identificadas; (2) Identificar el período: concluímos a partir de la declaración de que el esquema de pago estaba operando desde 2004 a abril de 2012. (3) Identificar los contratos: identificamos todos los contratos celebrados con las contrapartes identificadas en el paso 1 durante el período identificado en el paso 2, que incluían contratos suplementares cuando el contrato original fue celebrado entre 2004 y abril de 2012. Identificamos todos los activos fijos relacionados a estos contratos. (4) Identificar pagos: calculamos los valores totales del contrato en los términos de los contratos identificados en la etapa 3. (5) Aplicamos un porcentaje fijo al montante determinado en el Paso 4: se estimó el pago en exceso agregado por la aplicación de un porcentaje indicada en las declaraciones de (3%) en relación al total de los montantes relativos a contratos identificados. Para pagos a mayor atribuibles a otros contratistas y proveedores, no relacionados al esquema de pago, incluimos en la baja de pagos excesivos incorrectamente capitalizados los montantes específicos de los pagos a 117
mayor o porcentuales de valores contractuales, como descrito en la declaración, que fueron utilizados por esos proveedores y contratistas para financiar pagos a mayor. Creemos que esta metodología produce la mejor estimativa para la declaración excedente agregada de nuestros activos fijos resultantes del esquema de pago, en el sentido de que ella representa el límite superior del intervalo de estimativas razonables. La estimativa asume que todos los contratos con las contrapartes identificadas fueron afectados y que el 3% representa el montante por el cual fuimos cobrados en exceso en esos contratos. Ambas las hipótesis son soportadas por la declaración, a pesar de algunas declaraciones indiquen porcentajes más bajos con relación a determinados contratos, un período más corto (2006 a 2011), o menos contratistas implicados. Reconocemos el grado de incertidumbre implicado en la metodología de estimativa. Sin embargo, como discutido anteriormente, creemos que hemos utilizado la metodología y los presupuestos más apropiados para determinar el impacto del esquema de pago basándose en la información disponible para nosotros y no hay ninguna evidencia que indique la posibilidad de una alteración material de las cuantías que fueron bajadas. La información disponible a nosotros es generalmente consistente con respeto a la existencia del esquema de pago, las empresas implicadas en el esquema de pago, los ex empleados de Petrobras implicados en el esquema de pago, el período durante lo cual el esquema de pago estaba en vigor, y los montantes máximos implicados en el esquema de pago con relación a los valores de contratos afectados. Monitorizamos de cerca el progreso de la investigación Lava Jato a lo largo de 2015, y no hay nuevos hechos descubiertos que podrían afectar materialmente nuestros ajustes previamente registrados o alterar la metodología adoptada con relación a las bajas. Vamos a seguir monitoreando a las investigaciones con informaciones adicionales, y revisaremos su impacto potencial en el ajuste realizado. Véase la Nota 3 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para una descripción detallada de las investigaciones, el esquema de pago y nuestra respuesta a él, las fuentes de informaciones disponibles a nosotros, la metodología de las estimativas y el impacto de los pagos a mayor en nuestros estados financieros.
Desmontaje de Áreas y Remediación Ambiental En los términos de diversos contratos, concesiones, permisos y reglamentos, tenemos obligaciones legales relevantes de remover equipos y restaurar el terreno o lecho del mar al final de las operaciones en los locales de producción. Nuestras obligaciones de remoción de activos más significativos implican la remoción y la eliminación de pozos de petróleo y gas offshore e instalaciones de producción en todo el mundo. Acumulamos los costos descontados estimados de desmantelamiento (para desmontaje y remoción de esas instalaciones) en el momento de la instalación de los activos. También estimamos los costos de futuras actividades de limpieza y remediación ambiental con base en informaciones actuales sobre costos y planes esperados de remediación. La estimativa de retirada de activos, remoción y costos de remediación ambiental requiere la realización de cálculos complejos que necesariamente impliquen un juicio significativo porque nuestras obligaciones se refieren a muchos años en el futuro, los contratos y regulación tienen descripciones vagas sobre cuales prácticas de remoción y remediación y criterios tendrán de ser cumplidos cuando el eventos de remoción y remediación realmente ocurrir y las tecnologías de remoción de activos y costos están alterando constantemente, juntamente con las consideraciones regulatorias, ambientales, de seguridad y de relaciones públicas. Consecuentemente, los plazos y valores de flujos de caja futuras están sujetas la incertidumbre significativa. Analizamos y revisamos nuestros costos estimados asociados con abandono de pozos y desmantelamiento de áreas de producción de petróleo y gas. En consecuencia, en 2015, hubo un aumento de US$ 883 millones en los valores relacionados con la revisión de la provisión para costos de desmantelamiento, principalmente atribuibles la (i) un aumento de US$ 1.744 millones atribuibles a una aceleración de los costos de abandono resultante de un tiempo de vida económica inferior en campos de petróleo debido a los precios del petróleo más bajos (Brent); (ii) un aumento de US$ 1.848 millones atribuibles a una revisión con base en las 118
informaciones adicionales obtenidas desde abandonos de pozos en 2015. Esos efectos fueron parcialmente compensados por una reducción de US$ 2.915 millones atribuibles a un aumento de nuestra tasa de descuento ajustada al riesgo (del 6,73% p.a. el 31 de diciembre de 2015 del 3,76% p.a. el 31 de diciembre de 2014). Petrobras realiza regularmente estudios para incorporar las tecnologías y procedimientos más recientes para optimizar el abandono de áreas, considerando las mejores prácticas de la industria y experiencias anteriores con relación a costos incurridos por abandono definitivo de pozo. Véase Nota 20 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para lograr más informaciones sobre las alteraciones anuales de la provisión para los costos de desmantelamiento. Impuesto sobre la renta diferido El impuesto sobre la renta y la contribución social diferidos pasivos son reconocidos sobre todas las diferencias temporales tributables, y el impuesto sobre la renta y la contribución social diferidos activos son reconocidos sobre todas las diferencias temporales tributables, a ser compensados en ejercicios futuros, con base en pérdidas o créditos fiscales que vengan a existir, en la medida en que sea probable que la ganancia imponible estará disponible, contra la cual una diferencia temporal deducible podrá ser utilizada, o en que sea probable que la entidad tenga ganancia imponible suficiente en periodos futuros. Evaluamos si tendremos ganancias suficientes en el futuro, según las proyecciones y estimativas principalmente relacionadas con los precios de petróleo Brent, tasas de cambio estranjero y nuestras despensas financieras líquidas proyectadas (ingresos) establecidas dentro de nuestros negocios y plan de gestión relevante. A pesar de las pérdidas operacionales en 2014 y 2015, esperamos generar ganancias tributables futuros principalmente debido a: (i) mayor producción de petróleo y gas; (ii) aumento en el promedio del precio el petróleo Brent; (iii) nuevos proyectos centrados en la producción de petróleo en el área del presal; y (iv) medida para la optimización y aumento de la productividad con el fin de reducir a los costos operacionales administrables (mayor eficiencia en gestión de los servicios contractados, reorganización de nuestras estructuras y negocios así como los costos con personal y los costos de reducciones de adquisición de ingresos). Diferencias significativas entre nuestras premisas de proyecciones, y los resultados reales de estas variables suelen resultar en cambios en nuestra realización esperada del reconocimiento de los activos tributarios diferidos. Véase Nota 21.6 (b) de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para obtener más informaciones sobre el calendario de reversión de impuestos sobre la renta diferido. Para obtener informaciones más detalladas sobre nuestras políticas de tributación y los montantes relativos a impuestos, véase notas 4.15, 5.6 y 21 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas.
Test de Deterioro de Activos de Refino Hasta el tercer trimestre de 2014, fueron agrupados todas las refinerías y activos asociados y terminales y oleoductos, bien como activos de logística operados por Transpetro, todos ubicados en Brasil, en una única Unidade Generadora de Efectivo (“UGE”) referido como "UGE Abastecimiento". Sin embargo, en el trimestre terminado el 31 de diciembre de 2014, las alteraciones en las circunstancias motivaron una revisión de nuestros proyectos planeados y finalmente llevaron la nuestra Administración a rever ciertos proyectos que estaban en construcción. Esas circunstancias incluían: (i) una disminución en los ingresos operativos futuros esperados después de la caída de los precios internacionales del petróleo bruto; (ii) la devaluación del real y el aumento de la salida de caja para cumplir con la nuestra deuda a corto plazo, cuya mayor parte es denominada en monedas extranjeras; (iii) incapacidad de Petrobras de acceder los mercados de capitales en esa época; (iv) insolvencia de contratistas y proveedores y consecuente escasez de contratistas calificados y proveedores (en consecuencia de las dificultades creadas a los proveedores en la investigación Lava Jato o de otra forma).
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En consecuencia, decidimos posponer por un período prolongado de tiempo la conclusión de los siguientes proyectos de refino: (i) Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - Comperj); y (ii) la segunda unidad de refino en la refinería Abreu e Lima (RNEST). Por esa razón, desde diciembre de 2014, esos activos en construcción fueron retirados del "UGE Abasteeciminto" y se realizarán las pruebas de deterioro individualmente. Excepto para la remoción de éstos dos proyectos, el "UGE Abastecimiento" permanece inalterado. Ese UGE fue identificado con base en el concepto de optimización integrada y gerenciamiento de desempeño, que incide sobre el desempeño global de UGE, permitiendo un cambio de márgenes de una refinería para otra. Todas las decisiones relativas a este UGE (operación, inversiones y estrategia de mercado) buscan maximizar el valor de todo el sistema, en vez de mejorar los resultados de cada parte constituyente. Conductos y terminales también hacen una parte interdependiente de los activos de refino, requerido para suministrar el mercado. Determinamos los valores recuperables de los siguientes activos con base en su valor en uso: (i) el "UGE Abastecimiento"; (ii) Comperj; y (iii) la segunda unidad de refino de RNEST. La evaluación del valor en uso implica la utilización de estimativas sobre suposiciones inciertas, tales como curvas futuras de producción, los precios futuros de commodities, el crecimiento del ingreso de ventas, márgenes operacionales, tasas de descuento, tasas de cambio, tasas de inflación e inversiones necesarias para la realización de proyectos. Las principales premisas en las que asientan nuestras proyecciones de flujo de efectivo para determinar el valor en uso fueron aprobadas por nuestra administración, y están descritas a continuación: •
tasa de cambio media estimada de R$ 4,06 para US$ 1,00 en 2016 (convergiendo para R$ 3,55 para US$ 1,00, a largo plazo);
•
precio medio Brent del petróleo de US$45 para 2016, convergiendo para US$ 72 e largo plazo;
•
crecimiento del volumen de ventas en el mercado interno con base en el crecimiento proyectado del PIB brasileño y mundial;
•
margen EBITDA reflejando la convergencia de los precios del diesel y de la gasolina en Brasil con benchmarks internacionales; y
•
tasas de descuento después del impuestos derivadas del nuestro costo medio ponderado de capital (revisto anualmente). La tasa de descuento después de impuestos para Comperj y la segunda unidad de refino de RNEST también incluye riesgos de especificidades relacionadas a esos activos.
Esas premisas están sujetas a cambios que pueden afectar los valores contables de activos y, eventualmente, causar dotaciones para deterioro y reversiones que podrían afectar las ganancias o perjuicios. Presupuestos de precios futuros no consideran aumentos de corto plazo o reducciones de precios como indicativo de cambios de inclinación de largo plazo y, por lo tanto, tienden a ser estables. Sin embargo, esos precios están sujetos a alteraciones. En lo que se refiere a la Comperj, reconocemos las pérdidas de deterioros de US$1,3 mil millones y US$8,2 mil millones en 2015 y 2014, respectivamente. En 2014, también hemos reconocido pérdidas de deterioros de US$3,4 mil millones es relacionadas con la segunda unidad de refinamiento en la Rnest. Ninguna perdida perjudicial ha sido reconocida para el “UGE Abastecimiento.” Para informaciones más detalladas sobre nuestras políticas de deterioro y resultados de testes de deterioro, véase notas 4.10, 5.2 y 14 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas.
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Deterioro de Campos de Producción de Petróleo Bruto y Gas Natural Con base en las interdependencias entre ciertos campos de petróleo, campos son agrupados en el menor grupo identificable que genera flujos de efectivo altamente independientes de los otros. Cambios en la agregación en UGEs pueden resultar en encargos de depreciación adicionales o reversiones. Tales cambios pueden ocurrir cuando la inversión, estratégica o factores operativos resultan en cambios en las interdependencias entre esos activos y, consecuentemente, alteran la agregación de activos en UGEs. En 2015, la agregación de ciertos campos de producción de gas natural y petróleo bruto localizadas en el centro-sur de la Cuenca de Campos en una Unidade Generadora de Efectivo (campos de producción de petróleo bruto y gas natural del grupo Centro-Sur) fue alterada y, como resultado, testes de deterioro fueron ejecutados separadamente en los campos de petróleo individuales. Esta alteración ocurrió como resultado de: (i) el inicio del encerramiento de producción del campo de Bicudo; (ii) la venta de los campos de Bijupirá y Salema; y (iii) una reevaluación del proceso de producción de gas natural en la región centro-sur de la Cuenca de Campos, que refleja un aumento en la demanda doméstica de gas natural en la industria termoeléctrica, lo que resultó en una disminución de reinyección de gas natural. Así, los siguientes campos fueron desagregados de la UGE: Espadarte, Linguado, Bicudo, Badejo, Pampo, Trilha, Tartaruga Verde y Tartaruga Mestiça. En 2015, reconocemos pérdidas por deterioro relacionadas con campos de Espadarte, Linguado, Bicudo, Badejo, Pampo y Trilha en 2015 en el valor de US$ 1,7 mil millones, reflejando el impacto de la caída de los precios internacionales del petróleo bruto en la utilización de una tasa de descuento más elevada atribuible a un aumento del premio de riesgo Brasil.
Pensiones y Otros Beneficios Post Jubilación Suministramos beneficios post jubilación para nuestros empleados, principalmente a través de los planes de pensión Petros y Petros 2 y plan de salud AMS (Asistencia Multidisciplinar de Salud), bien como otros planos de pensiones y de salud en el exterior. El pasivo actuarial líquido era de US$ 12.850 millones el 31 de diciembre de 2015, una disminución del 26% de US$ 17.287 millones el 31 de diciembre de 2014, debido a los efectos de la conversión de moneda extranjera (depreciación del real con relación al dólar norteamericano). Excluyendo estos efectos, el pasivo actuarial líquido aumentó el 9% cuando expreso en reales, principalmente debido al aumento de los costos de interés y de servicios efectuados durante el año, compensados parcialmente por contribuciones pagadas en 2015. Nuestras tasas de descuento utilizadas en el cálculo del pasivo actuarial para nuestros planes de pensión y de salud, son determinadas con base en la media ponderada del gobierno federal brasileño de títulos de largo plazo (NTN-B) para la duración de las obligaciones de nuestros beneficios post jubilación (es decir, considerando el perfil de vencimiento de las obligaciones actuariales). Véase Nota 22 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para lograr informaciones más detalladas sobre nuestras obligaciones actuariales, incluyendo nuestros presupuestos actuariales, y para un análisis de sensibilidad del impacto de una alteración de 100 puntos con base en nuestras tasas de descuento, bien como en el efecto de las alteraciones en las otras premisas actuariales.
Contabilidad de hedge de flujos de efectivo de las nuestras exportaciones futuras Desde mediados de mayo de 2013, designamos relaciones de flujo de efectivo de hedging en el que (a) los elementos de hedge son porciones de nuestros ingresos mensuales de exportación futuras altamente probables en dólares norteamericanos, (b) los instrumentos de hedge son porciones de nuestras obligaciones de deuda de largo plazo denominadas en dólares norteamericanos, y (c) el riesgo hedged es el efecto de los cambios en las tasas de cambio entre el dólar americano y nuestra moneda funcional, el real brasileño. Ambas las obligaciones de deuda de largo plazo (instrumentos de hedging) y exportaciones futuras (elementos hedged) son expuestos a los riesgos cambiales real/dólar norteamericano en su respectiva tasa de cambio a la vista. El Flujo de Efectivo de Contabilidad de Hedge permite que las ganancias y pérdidas consecuentes del efecto de alteraciones en la tasa de cambio de 121
moneda extranjera sobre los instrumentos de hedge sean reconocidos en otros resultados integrales en el patrimonio líquido y, después, reclasificados del patrimonio líquido para pérdidas o ganancias en los períodos durante que las operaciones de hedge ocurren, al revés de ser inmediatamente reconocidos como ganancias o pérdidas. Véase la Nota 33.2 de nuestras demostraciones financieras consolidadas para más informaciones sobre las pérdidas cambiales acumuladas reconocidas en otros resultados integrales el 31 de diciembre de 2015 y su reclasificación que deberá financiar ingresos (gastos) en los ejercicios siguientes. Las ganancias o pérdidas relacionados con la parcela no efectiva son inmediatamente reconocidos en la demostración del resultado. Las exportaciones futuras altamente probables son definidas por determinación de un porcentual del total de previsión de las exportaciones con base en una serie de tiempo comparando exportaciones realizadas y previstas (con base en nuestros planes de negocios y gestión de cinco años y nuestras proyecciones en el plan estratégico de largo plazo). La previsión de exportaciones futuras es revista siempre que revisamos nuestros planes de negocios y de gestión y nuestras premisas en el plan estratégico. La proporción de exportaciones futuras altamente probables con el total de exportaciones previstas es revisada por lo menos una vez por año. Las proyecciones de exportaciones futuras son determinados con base en nuestro modelo de optimización de gastos operacionales y de capital y son influenciadas por diferentes presupuestos, incluyendo los precios del petróleo y derivados de petróleo, nuestra producción de petróleo y gas natural proyectado y por la demanda interna. Para obtener informaciones más detalladas sobre nuestra política de contabilización de hedge de flujo de efectivo, véase notas 4.3.6, 5.7 y 33.2 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas.
Pérdidas en Créditos de Cuentas por Recibir del Sector Eléctrico Aislado en la Región Norte del Brasil Estamos continuamente evaluando se hay evidencia objetiva de que los recibibles comerciales están dañados y así reconocer las pérdidas para cubrir los créditos de cuenta a recibir. En 2015, reconocemos una provisión para créditos de cuenta a recibir de R$ 2.060 millones con 59% para cubrir créditos sin garantía, al sistema eléctrico aislado en la región norte de Brasil, en comparación a una provisión para créditos de cuenta a recibir de US$ 1.948 millones para cubrir créditos sin garantía del sector eléctrico aislado reconocido en 2014. Véase Notas 4.3.3, 5.9, 8.3 y 8.4 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para lograr informaciones más detalladas sobre las nuestras políticas contables con relación a las cuentas por recibir y sobre los recibibles del sistema eléctrico aislado en la región norte de Brasil. Investigación y Desarrollo Estamos profundamente comprometidos con la investigación y desarrollo como un medio de extender nuestro alcance a nuevas fronteras de producción y alcanzar mejorías continuas en las operaciones. Tenemos una historia de éxito en el desarrollo e implementación de tecnologías innovadoras, incluyendo los medios para perforación, finalización y producción de pozos en aguas cada vez más profundas. En 2015 nuestras tecnologías recibieron por la tercera vez el Distinguished Achievement Award Offshore Technology Conference, lo más alto reconocimiento concedido a una compañía de petróleo como operadora offshore. Usamos un porcentaje significativo de nuestros ingresos en investigación y desarrollo, qué nos hace uno de los mayores inversionistas de investigación y desarrollo entre las principales empresas de petróleo del mundo. Nuestros contratos de concesión de petróleo y gas brasileños nos obligan a invertir por lo menos el 1% de nuestros ingresos brutos provenientes de campos de petróleo de alta productividad en investigación y desarrollo, de los cuales cerca de la mitad es invertida en nuestras instalaciones de investigación en Brasil y el restante es invertido en universidades e instituciones brasileñas acreditadas por ANP para esta finalidad. En 2015, gastamos US$ 630 millones en investigación y desarrollo, el equivalente a 0,65% de nuestros ingresos de ventas, mientras que en 2014, gastamos US$ 1.099 millones, equivalente a 0,77% de nuestros ingresos 122
de ventas. Esta reducción se debe principalmente a los efectos de conversión cambial (desvalorización del real con relación al dólar norteamericano), que redujeron las inversiones en investigación y desarrollo cuando expresos en dólares norteamericanos. En 2013, gastamos US$ 1.132 millones, equivalente a 0,80% de nuestros ingresos de ventas. Nuestras actividades de investigación y desarrollo son basadas en elecciones estratégicas que tomamos en relación al desarrollo tecnológico, que llamamos de nuestro "Focus Tecnológico", a saber:
Para Exploración y Producción: -
Exploración de Nuevas Fronteras;
-
Construcción de pozos offshore y optimización de mantenimiento;
-
Sistemas de Producción Submarina;
-
Producción del Presal;
-
Logística Offshore; y
-
Optimización de la producción en campos maduros.
Para Suministro, Transporte, Distribución, Biocombustibles y Petroquímicos: - Optimización de producción de gasolina y derivados de petróleo; -
Refino de petróleo del presal;
-
Optimización e integración de la logística de operación;
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Productos innovadores; y
-
Más uso de ambas las fuentes fósiles y renovables como materias primas de productos petroquímicos.
Para Gas y Energía: -
Valorización de los nuevos potenciales de gas natural en ambos los reservatorios convencionales y no convencionales esparcidos por todas las cuencas sedimentares terrestres ubicadas en el interior del Brasil;
-
Integración y flexibilidad en la oferta y demanda de energía y gas natural;
-
Logística de gas natural;
-
Valor agregado al Gas Natural vía química del metano;
-
Procesamiento de Gas Natural; y
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Integración Energética y Confiabilidad - Reducción de Costos.
Para todas las Unidades de Negocio y Sustentabilidad: -
Desarrollo de tecnología de montaje y construcción para el proyecto naval e industrial; 123
-
Optimización de los procesos productivos y eficiencia energética;
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Integridad, seguridad y confiabilidad de nuevos materiales y equipos disponibles;
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Tecnología para la mitigación de las emisiones atmosféricas (CO2 y otras emisiones);
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Tecnología para la eliminación, tratamiento, reutilización y reducción del consumo de agua;
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Tecnología para la recuperación de áreas ambientalmente afectadas; y
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Estudios ambientales y evaluación de los impactos ambientales.
Visión de futuro – Perspectiva 2030: -
Aumento de la confiabilidad de las estimativas de riesgo a través de la simulación integrada de procesos geológicos;
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Sistemas de Producción Marítimos;
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Sistemas de producción de energía, almacenamiento y distribución que son usados en vehículos eléctricos e híbridos, mejorando la movilidad;
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Desarrollo de nuevos materiales adecuados para uso en condiciones de funcionamiento extremas;
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Energía renovable;
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Tecnologías usadas para mejorar la prospección de hidratos gaseosos; y
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Bioproductos.
En el período de tres años terminado el 31 de diciembre de 2015, nuestras operaciones de investigación y desarrollo recibieron 118 patentes en Brasil y 113 en el exterior. Nuestro portafolio de patentes abarca todas nuestras áreas de actividades. Hemos operado una instalación de investigación y desarrollo dedicada en Río de Janeiro, Brasil desde el 1963. En consecuencia de su expansión en 2010, ésta es una de las mayores instalaciones de su tipo en el sector de energía y la mayor del Hemisferio Sur, con laboratorios especialmente dedicados a las tecnologías del presal. El 31 de diciembre de 2015, esta instalación tenía 1.808 empleados, 90,6% de los cuales son dedicados exclusivamente a la investigación, desarrollo e ingeniería básica. Nosotros también tenemos varias fábricas prototipo en escala semi-industrial en todo el Brasil ubicadas en las cercanías de instalaciones industriales y son destinadas a la intensificación de las nuevas tecnologías industriales a costos reducidos. En 2015, realizamos investigación y desarrollo a través de proyectos conjuntos de investigación con más de 100 universidades y centros de investigación en Brasil y en el exterior y participamos de intercambio y alianzas tecnológicas con varias compañías de servicios de campos petrolíferos, pequeñas empresas de tecnología y otros operadores. Tendencias Brasil fue logrado por una grave recesión en 2015. El PIB disminuyó el 3,8%, su peor caída desde 1990. Esta disminución resultó en un deterioro significativo en los negocios y las expectativas de los consumidores y de una caída acentuada en la demanda interna, en la inversión y en el consumo privado. A pesar de la reciente declinación en la demanda por derivados de petróleo, principalmente atribuibles a la reciente desaceleración de la economía en Brasil, aún esperamos que la demanda por derivados de petróleo en Brasil vuelva a crecer en el 124
medio y largo plazos, por una futura recuperación económica de la actual recesión en Brasil y impulsado por el aumento del poder de compra de la población brasileña. El aumento de las tasas de propiedad de vehículos, el crecimiento de la población y la necesidad de transporte de mercancías de los locales desde producción hasta el consumidor final, conectan a medio y largo plazo el crecimiento económico esperado con la demanda adicional de derivados de petróleo. Sin embargo, futuras crisis económicas, a nivel internacional, bien como en Brasil, pueden afectar negativamente estos presupuestos. En los últimos años, cumplimos cualquier crecimiento de la demanda, aumentando las importaciones de petróleo y derivados de petróleo y mejorando el rendimiento de nuestras refinerías, ya que nuestra producción de petróleo y nuestra capacidad de refino no eran suficientes para cumplir al aumento de la demanda. La importación mayor de petróleo y derivados de petróleo aumentó nuestro costo de ventas y disminuyó nuestros márgenes de refino en los últimos años, porque no habíamos ajustado plenamente nuestros precios internos para reflejar el costo internacional mayor de petróleo. Sin embargo, esa dinámica alteró en 2015. Los márgenes de refino fueron parcialmente restaurados como resultado de la caída de los precios internacionales de petróleo bruto. Además, como resultado del aumento de (i) la mezcla de biodiesel en los combustibles en general y (ii) el consumo de etanol impulsado por una parte creciente de la flota flexfuel en Brasil, esperamos que el consumo de biocombustibles aumente en Brasil en largo plazo, resultando en una reducción en el ritmo de crecimiento de la demanda nacional de gasolina y diesel. Sin embargo, en medio plazo, la oferta de etanol es limitada por la capacidad reducida de inversión y los altos niveles de endeudamiento de la industria brasileña de etanol. En el largo plazo, los acuerdos internacionales a favor de reducir las emisiones de gases de efecto estufa pueden desempeñar un papel en el aumento del consumo de biodiesel y etanol. En diciembre de 2015, la Conferencia del Clima de las Naciones Unidas fue realizada en Paris y aprobó el primer acuerdo global para reducir las emisiones de gases de efecto estufa y mitigar los impactos de los cambios climáticos. Este acuerdo, pasará a vigorar desde 2020. El precio que realizamos para el petróleo bruto que exportamos es determinado por los precios internacionales del petróleo, a pesar de generalmente vender nuestro petróleo bruto con un descuento con relación a petróleo bruto Brent y otros precios de referencia del petróleo porque es más pesado y, por lo tanto, más caro para refinar. Después de una fuerte caída durante la segunda mitad de 2014, los precios del petróleo permanecieron en niveles bajos en 2015, terminando el año con el comercio de petróleo bruto Brent en US$ 35,75/barril. El precio medio anual de 2015 fue de US$ 52,31 por barril, una caída del 47% con relación al año anterior. En todo el mundo, ha habido un cambio en la dinámica del suministro de petróleo bruto de países noOPEP, cuya producción aumentó 1,23 mmbbl/d en 2015 comparada a 2014. A pesar de algunos países No OPEP han aumentado su oferta, hubo una caída drástica en el crecimiento de la producción durante 2015, particularmente en Estados Unidos, donde la producción de petróleo bruto aumentó menos de 800 mbbl/d en el último trimestre de 2015, después de haber alcanzado 1,6 mmbbl/d durante el primer semestre de 2015. Mientras tanto, los países de la OPEP - especialmente Irak y Arabia Saudita - impulsaron substancialmente la producción hasta el final de 2015, para 32,18 mmbbl/d, que es 1,18 mmbbl/d mayor de lo que el volumen medio producido en 2014. Esperamos que el mercado global de petróleo permanezca con exceso de oferta a lo largo de 2016, y las preocupaciones sobre el aumento de la oferta mundial de petróleo pueden mantener los precios bajos. Este ambiente de bajo precio del petróleo bruto, lanzó desafíos para el desarrollo tecnológico e innovación en la industria de petróleo y gas. Proyectos upstream o están siendo desarrollados en un ritmo más lento o postergados. Las compañías de petróleo y gas están priorizando tecnologías y técnicas que aseguran menores costos y mayor eficiencia en el corto y medio plazos, a pesar del mantenimiento y aumento de las reservas de petróleo y gas sean aún un objetivo a largo plazo. 125
Todos los años, analizamos y revisamos nuestro Plan de Gestión y de Negocios a largo plazo, a fin de se adaptar a las nuevas condiciones de mercado y de rever nuestros niveles de dispendios de capital en conformidad con los escenarios actualizados y los flujos de caja proyectadas. Actualmente estamos trabajando en nuestro plan de negocios y gestión y esperamos liberarlo después la aprobación por nuestro Consejo de Administración. Debido a los recientes cambios en la economía global y en el ambiente macroeconómico brasileño, la disminución sustancial de los precios del petróleo Brent, la depreciación del real frente al dólar norteamericano, bien como el impacto de las investigaciones de la investigación Lava Jato en curso, la actualización de nuestro plan de gestión y negocios puede reflejar una reducción de nuestros dispendios de capital y una revisión de nuestros indicadores de desempeño financieros en comparación con aquellas previstas en nuestro Plan 2015-2019. Ítem 6. Consejeros, Alta Administración y Empleados Consejeros y Alta Administración
Consejeros Nuestro Consejo de Administración es compuesto por un mínimo de cinco y máximo de diez miembros (más los respectivos suplentes) y es responsable de, entre otras cosas, establecer nuestros políticas generales de negocios. Los miembros del Consejo de Administración (y sus respectivos suplentes) son electos por la junta general anual de accionistas, incluyendo el representante de los trabajadores previamente seleccionado por medio de una votación en separado. El cargo de miembro suplente es excepcional y su eliminación en nuestra estructura de gestión será sometida a votación en la reunión de accionistas general ordinaria a celebrarse el 28 de abril de 2016. Para más información sobre las atribuciones y deberes de nuestro Consejo de Administración, Consulte Adjunto 1.1 para obtener una copia de nuestro estatuto. En los términos de la Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil, los accionistas que representen por al menos 10% del capital votante de la empresa tiene el derecho de exigir que un procedimiento de voto acumulativo sea adoptado para autorizar la adopción del proceso de voto múltiple, atribuyéndose a cada acción tantos votos cuántos sean los miembros del consejo, y reconocido al accionista el derecho de acumular los votos en un solo candidato o distribuirlos entre varios. En conformidad con los reglamentos promulgados por CVM, la exigencia límite del 10% para el ejercicio de procedimientos de voto acumulativo puede ser reducida dependiendo del valor del capital social de la empresa. Para una empresa como Petrobras, el límite aplicable es del 5%. Así, accionistas representando el 5% de nuestro capital votante pueden exigir la adopción de un procedimiento de voto acumulativo. Nuestro estatuto social prevé que (i) accionistas minoritarios titular de acciones preferenciales que en conjunto detienen por lo menos el 10% del capital total (excluyendo el capital social detenido por los accionistas controladores) elijan y destituyan un miembro (y su respectivo suplente) de nuestro Consejo de Administración, en votación en separado en la junta general; (ii) accionistas minoritarios de acciones ordinarias elijan y destituyan un miembro (y respectivo suplente) del Consejo de Administración si un número mayor de consejeros no sea electo por esos accionistas minoritarios por medio del procedimiento de voto múltiple; y que (iii) nuestros empleados elijan por voto directo un miembro (y respectivo suplente) para nuestro Consejo de Administración por medio de un procedimiento de votación en separado, en los términos de la Ley nº 12.353 y de la Ley de Ministerio de Planificación, Infraestructura y Gestión de Brasil Acto nº 26. Nuestro Estatuto prevé que, independientemente de los derechos anteriormente concedidos a accionistas minoritarios, el gobierno federal brasileño tendrá siempre el derecho de elegir la mayoría de nuestros consejeros, independientemente de su número. Además, en los términos de la Ley 10.683, un de los consejeros electos por el gobierno federal brasileño deberá ser indicado por el Ministro de la Planificación, Presupuesto y Gestión. El plazo máximo de mandato de un consejero es de un año, pero la reelección es permitida. De acuerdo con la Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil, los accionistas podrán destituir cualquiera consejero del cargo a cualquier momento con o sin justa causa, en una asamblea extraordinaria de accionistas. Después la elección de miembros del consejo en los términos del procedimiento de voto acumulativo, la destitución de cualquier miembro del consejo por una asamblea extraordinaria de accionistas 126
irá a resultar en la remoción de todos los otros miembros, después del cual, nuevas elecciones deben ser realizadas. Actualmente tenemos ocho permanentes consejeros. El cuadro a continuación presenta ciertas informaciones con relación a esos consejeros y sus respectivos suplentes: Fecha de Nacimiento
Nombre
Luiz Nelson Guedes de 18 noviembre, Carvalho(1) 1945 Jerônimo Antunes ................................ 18 noviembre, 1955
Cargo
Mandato Actual Expira en
Dirección Comercial de los consejeros permanentes
Presidente
Abril 2016
Suplente
Abril 2016
10 diciembre, 1963
Consejero
Abril 2016
Ivan de Souza Monteiro
15 noviembre, 1960
Suplente
Abril 2016
Luciano Galvão Coutinho (1)
29 septiembre, 1946
Consejero
Abril 2016
Julio Cesar Maciel 2 diciembre, Ramundo ................................ 1969
Director Suplente
Abril 2016 Abril 2016
Roberto da Cunha Castello Branco (1)
Consejero
Abril de 2016
João Victor Issler ................................ 4 mayo, 1959
Suplente
Abril2016
Segen Farid Estefen (1)
20 enero, 1951
Consejero
Abril 2016
COPPE - Universidade Federal do Rio de Janeiro Centro de Tecnologia - Bloco I - sala 108 - Cidade Universitária Rio de Janeiro – RJ CEP: 21941-909
9 mayo, 1951
Consejero
Abril 2016
Rua Estados Unidos, 1342 São Paulo – SP CEP: 01427-001
Gustavo Rocha Gattass ............................... 14 Septiembre, 1975
Suplente
Abril 2016
Walter Mendes de Oliveira Filho (3)
Consejero
Abril 2016
Francisco Petros Oliveira 14 Septiembre, Lima Papathanasiadis ................................ 1964
Suplente
Abril 2016
Deyvid Souza Bacelar da Silva (4)
Consejero
Abril 2016
Aldemir Bendine (1)
Guilherme Affonso Ferreira (2)
(1) (2) (3) (4)
20 julio, 1944
7 diciembre, 1955
18 febrero, 1980
Av. Prof. Luciano Gualberto, 908 – FEA3 – Cid. Universitária - São Paulo –SP CEP: 05508-010
Avenida Henrique Valadares, 28, Torre A 18º andar Rio de Janeiro – RJ CEP: 20.231-030
Av. República do Chile, no. 100 22º andar Rio de Janeiro – RJ CEP: 20.031-917
Praia de Botafogo 190, 11º andar Rio de Janeiro – RJ CEP: 22250-900
Av. República do Chile, 65 – 24º andar - Rio de Janeiro – RJ CEP: 20031-170
Rodovia BA 523, Km 4, Mataripe, São Francisco do Conde – BA CEP: 49170-000
Indicado por el accionista controlador. Indicado por los accionistas preferenciales minoritarios. Indicado por los accionistas ordinarios minoritarios. Indicado por nuestros empleados.
Luiz Nelson Guedes de Carvalho— El Sr. Carvalho es miembro de nuestro Consejo de Administración desde abril de 2015 y nuestro presidente desde septiembre de 2015. El Sr. Carvalho también presidió el comité de auditoría del consejo de administración de abril de 2015 a septiembre de 2015. Es miembro del consejo de administración de BMF&BOVESPA (y coordinador de su comité de auditoría) desde 2013 y también el presidente 127
del comité de auditoría del Grupo Pão de Açúcar - GPA desde 2014. Actualmente es maestro de la Universidad del Estado de São Paulo - Facultad de Economía, Administración y Contabilidad, miembro del Comité de Pronunciamientos Contables CPC - Brasil, miembro del Comité Internacional para Informes Integrados, liderado por el príncipe de Gales, un miembro independiente del consejo de auto regulación bancaria de la Federación brasileña de Bancos, o Febraban, miembro de la Academia Brasileña de Ciencias Contables, o Abracicon, entre otros. El Sr. Carvalho actuó anteriormente como miembro del consejo de administración de XBRL International Inc., un miembro del Financial Crisis Advisory Group - FCAG, el primer presidente independiente del Consejo Consultivo de Normas - SAC del IASB (de julio de 2005 a diciembre 2008), consultor del Banco Mundial, y actuó como miembro del consejo de administración del Banco Nossa Caixa, Caixa Econômica Federal, Banco Bilbao Vizcaya Argentaria Brasil - BBVA, Vicunha Têxtil S.A., Banco Fibra S.A., entre otros. El Sr. Carvalho también actuó como jefe de supervisión bancaria y director adjunto del Banco Central de Brasil (1991-1993) y comisario de CVM (1990-1991), entre otros. El Sr. Carvalho recibió un diploma de bachiller en economía por la Universidad de São Paulo - Facultad de Economía y Administración y Contabilidad y en Ciencias Contables por las Facultades São Judas Tadeu y maestría y Doctor en Contabilidad y Contraloría por la Universidad de São Paulo - Facultad de Economía y Administración y Contabilidad.
Aldemir Bendine— El Sr. Bendine es nuestro presidente desde febrero de 2015, y también es miembro de nuestro Consejo de Administración y miembro del Consejo de Administración de Petrobras Distribuidora S.A.. En el período iniciando en abril de 2009 a enero de 2015, actuó como presidente del Banco de Brasil S.A. El Sr. Bendine ingresó en el Banco de Brasil, en 1978, y desde aquel tiempo hasta enero de 2015, ocupó varios cargos diferentes, incluso como vicepresidente de tarjetas bancarias y nuevos negocios de minorista (de julio de 2007 a abril de 2009), vicepresidente minorista y distribución (de diciembre de 2006 a julio de 2007), secretario-ejecutivo de la dirección del Banco de Brasil (de julio a diciembre de 2006), gerente de crédito y tarjetas de débito, gerente de división y gerente regional en la superintendencia del Banco de Brasil en São Paulo. El Sr. Bendine fue miembro del consejo de administración del Banco Patagônia desde octubre de 2010 hasta principios de 2015 y del Grupo Mapfre - BB SH1 Participações S.A. y del Grupo Mapfre - BB SH2 Participações S.A. desde junio de 2011 hasta principios de 2015. Actuó como director ejecutivo de la Febraban, presidente de la Asociación Brasileña de Empresas de Tarjetas y Servicios - Abecs de octubre de 2008 a julio de 2009, presidente del Consejo de Administración de la CBSS (Visa Vale) entre febrero de 2007 a marzo de 2010, miembro del consejo de administración del Banco Votorantim S.A., de septiembre de 2009 a febrero de 2015 y presidente de BB Administradora de Cartões S.A. y BB Administradora de Consórcios S.A., entre otros. El Sr. Bendine es bachiller en administración de empresas, y posee maestría en administración de empresas para ejecutivos séniores por la Fundación Instituto de Investigaciones Contables, Actuariales y Financieras - FIPECAFI da Universidade de São Paulo-USP y en finanzas por Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro - PUC-Rio. Luciano Galvão Coutinho— El Sr. Coutinho es miembro de nuestro Consejo de Administración desde abril de 2008. Él es el presidente del BNDES desde abril de 2007. Además, el Sr. Coutinho es miembro del consejo de administración de Vale S.A. (Vale), miembro del Comité curador de FNQ (Fundación Brasileña de Calidad), y representante del BNDES en el Fondo Nacional de Desarrollo Científico y Tecnológico-FNDCT. El Sr. Coutinho tiene un Ph.D. en Economía por la Universidad de Cornell, maestría en economía por la Fundación Instituto de Investigaciones Económicas-Fipe de USP y diploma de bachiller en economía por Universidade de São Paulo-USP. El Sr. Coutinho es maestro visitante de la Universidad Estadual de Campinas ("UNICAMP") y en la Universidad de São Paulo-USP, en la Universidad de Paris XIII, en la Universidad de Texas y del Instituto Ortega y Gasset. Roberto da Cunha Castello Branco— El Sr. Castello Branco es miembro de nuestro Consejo de Administración desde 30 de abril de 2015. De junio de 1999 a enero de 2014 él fue el director de relaciones con inversionistas de Vale S.A. El Sr. Castelo Branco también sirvió como director del Banco Central de Brasil (entre marzo de 1985 a septiembre de 1985), y fue director ejecutivo del Banco Boavista y Banco Interatlântico, presidente del IBMEC, maestro de la escuela de postgrado de Economía de la Fundación Getulio Vargas (EPGE/FGV), miembro del Consejo de Curadores de la Fundación Getulio Vargas, presidente del Instituto Brasileño de Relaciones con Inversionistas, miembro del Consejo de Administración de ABRASCA - la Asociación Brasileña de Empresas Públicas, vicepresidente de la Cámara de Comercio Brasil-Canadá y director de la Cámara de Comercio Americana del Estado de Rio de Janeiro. Es actualmente el consejero del Centro de Estudios de Crecimiento y Desarrollo Económico de la Fundación Getulio Vargas. El Sr. Castelo Branco posee un grado de bachiller en 128
economía por la Facultad Brasileña de Ciencias Económicas, un grado de Ph.D. en Economía por la Facultad de Economía de la Fundación Getulio Vargas - EPGE/FGV y un grado post-doctorado en economía por la Universidad de Chicago. Él también participó de programas de formación de ejecutivos de Sloan School of Management, del MIT, IMD Business Schools y la University of Chicago Booth School of Business.
Segen Farin Estefen— El Sr. Estefen es miembro de nuestro Consejo de Administración desde 6 de mayo de 2015, y también presidente del Consejo de Administración de Petrobras Distribuidora S.A. desde 4 de noviembre de 2015. Ha sido maestro de ingeniería submarina y estructuras oceánicas de la Universidad Federal de Rio de Janeiro - COPPE, donde él actúa como maestro desde 1976, ocupando el cargo de rector de 1998 a 2001. Él también es gerente general del Laboratorio de Tecnología Submarina y coordinador del Grupo de Energías Oceánicas Renovables, ambos de la Universidad Federal de Rio de Janeiro - COPPE, y es miembro de la división de Ingeniería Oceánica, Offshore y Artic de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME), miembro de la Sociedad de Tecnología Submarina - SUT, coordinador técnico de la unidad Embrapii COPPE de la ingeniería submarina y miembro de la Academia Nacional de Ingeniería - ANE. Recibió un diploma de bachiller en ingeniería civil por la Universidad Federal de Juiz de Fora, una maestría en ingeniería oceánica por la Universidad Federal de Rio de Janeiro - COPPE, grado de Ph.D. en ingeniería civil por Imperial College of Science, Technology and Medicine (Londres) y fue un investigador de post-doctorado en el Instituto de Tecnología Marina de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología. Guilherme Affonso Ferreira— El Sr. Ferreira es miembro de nuestro Consejo de Administración desde 4 de mayo de 2015, y también es miembro del consejo de administración de Sul América S.A., Gafisa S.A., Valid S.A., Arezzo S.A. y T4F S.A. y miembro del consejo de directores de organizaciones no gubernamentales, como el Instituto de la Ciudadanía, AACD, Deporte Solidaridad, entre otros. El Sr. Ferreira recibió diploma de bachiller de ingeniería por la Escuela Politécnica de la Universidade de São Paulo-USP y postgrado en ciencia política por Macalester College. Walter Mendes de Oliveira Filho— El Sr. Mendes es miembro de nuestro Consejo de Administración desde 4 de mayo de 2015, director-presidente del Comité de Adquisiciones y Fusiones - CAF desde septiembre de 2014 y miembro del Consejo de Supervisión de Analistas de Inversión en APIMEC- Asociación de los Analistas y Profesionales del Mercado de Capitales desde 2011. Anteriormente, el Sr. Mendes fue socio y gestor de fondos de Cultinvest Asset Management Ltd (2010-2014). De 2003 a 2010, fue el jefe de gestión de fondos de acciones del Banco ItauUnibanco S.A.. El Sr. Mendes trabajó para a Schroder Investment Management durante nueve años (1994-2003), seis de ellos como director-presidente de su oficina en Brasil y los demás años actuó como director de gestión de su inversiones en América Latina, con sede en Londres. El Sr. Mendes inició su carrera en Unibanco S.A., donde se volvió jefe de investigación en 1987. El Sr. Mendes posee diploma de bachiller en economía y también un diploma de postgrado en economía. Deyvid Souza Bacelar da Silva— El Sr. Bacelar es miembro de nuestro Consejo de Administración desde el 29 de abril de 2015 y es el representante de nuestros empleados. El Sr. Bacelar ha actuado como técnico junior de Seguridad en Petrobras desde mayo de 2006 y también es el coordinador general del Sindicato de los Petroleros de Bahia para el mandato de 2014-2017. De abril de 2008 a julio de 2008, fue instructor en CETEB - Centro de Educación Tecnológica del Estado de Bahia y de noviembre de 2007 a febrero de 2008 fue instructor en Senai Servicio Nacional de Aprendizaje Industrial. El Sr. Bacelar posee un grado de bachiller en administración por la Universidad Federal de Bahia - UEFS y un curso de especialización en Recursos Humanos por la Universidad Federal de Bahia. Junta Directiva Nuestra junta directiva, a la cual nos referimos como dirección, es compuesta por el presidente y seis directores ejecutivos, y es responsable por la administración de los negocios diarios. Nuestros directores ejecutivos son brasileños y residen en Brasil. De acuerdo con nuestro Estatuto, el Consejo de Administración elige los directores ejecutivos, incluyendo el presidente, y en la elección de directores para sus respectivas áreas, se debe considerar la calificación personal, conocimiento y especialización. El plazo máximo de mandato de nuestros directores ejecutivos es de tres años, pero la reelección es permitida. El Consejo de Administración puede destituir cualquier director ejecutivo del cargo a cualquier momento, con o sin justa causa. Cuatro de nuestros actuales 129
directores ejecutivos son empleados expertos de carrera (gerentes, ingenieros o técnicos) de Petrobras. Para más información sobre las atribuciones y deberes de nuestra junta directiva, consulte adjunto 1.1 para obtener una copia de nuestro estatuto. En 25 de noviembre de 2014, nuestro Consejo de Administración aprobó el cierre del cargo de Director Internacional y creó un nuevo cargo ejecutivo: director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad. Ese Director es responsable de garantizar que los procedimientos y directrices de Petrobras sean observados por los administradores y empleados de Petrobras, que Petrobras esté en conformidad con las leyes y reglamentos aplicables y que los riesgos de fraude y de corrupción sean mitigados. Además de participar en el proceso de tomada de decisión de nuestra junta directiva, el Director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad debe aprobar cualquier materia sometida a la junta directiva relacionada con la gobernanza, riesgo y conformidad. El Director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad servirá por un mandato de tres años, que puede ser renovado, y ese director solo podrá ser destituido por la mayoría del Consejo de Administración, incluyendo el voto de por al menos un consejero nombrado por los accionistas preferenciales minoritarios o por los accionistas ordinarios minoritarios. El 13 de enero de 2015, el Sr. João Adalberto Elek Júnior fue electo para este cargo por nuestro Consejo de Administración, y su nombramiento ocurrió el 19 de enero de 2015. El cuadro a continuación presenta ciertas informaciones con relación a nuestros directores ejecutivos: Fecha de Mandato Nombre Cargo Nacimiento Actual Aldemir Bendine
10 de diciembre de1963 15 de noviembre de 1960
Chief Executive Officer – Presidente
Abril de 2018
Diretor Executivo Financeiro y de Relación con los inversores
Abril de 2018
Roberto Moro
8 de noviembre de 1962
Director de Desarrollo de la Producción y Tecnología
Abril de 2018
Solange da Silva Guedes
22 de noviembre de 1960 11 de octubre de 1956 23 de julio de 1959 26 de noviembre de 1958
Directora de Exploración y Producción
Abril de 2018
Director de Refinación y Gas Natural
Abril de 2018
Director de Recursos Humanos, SMS y Servicios
Abril de 2018
Director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad
Abril de 2018
Ivan de Souza Monteiro
Jorge Celestino Ramos Hugo Repsold Júnior João Adalberto Elek Junior
Aldemir Bendine— El Sr. Bendine es nuestro presidente desde febrero de 2015. Para obtener informaciones biográficas sobre el Sr. Bendine, véase "Consejeros". Ivan de Souza Monteiro— El Sr. Monteiro es nuestro Diretor Executivo Financeiro y de Relación con los inversores desde febrero de 2015. El Sr. Monteiro actuó anteriormente como vicepresidente de Gestión Financiera y de Relaciones con Inversionistas del Banco de Brasil S.A., de junio de 2009 a febrero de 2015, donde ocupó diferentes cargos, incluyendo el cargo de Director Comercial y vicepresidente de Finanzas, Mercado de Capitales y Relaciones con Inversionistas. Él también fue presidente del Comité de Supervisión del BB AG, una subsidiaria del Banco de Brasil en Austria, de abril de 2014 a febrero de 2015 y presidente del BB Banco de Investimentos S.A. de junio de 2009 a febrero de 2012, (y vicepresidente de febrero 2012 hasta febrero 2015). El Sr. Monteiro fue miembro del consejo de administración del Banco Votorantim Participações S.A. desde septiembre de 2009 hasta febrero 2015, de la Ultrapar Participações S.A. desde marzo de 2013 hasta febrero 2015, del BB Seguridade Participações S.A. desde agosto de 2013 hasta febrero 2015 y miembro suplente del consejo de administración de Mapfre BB SH-2 Participações S.A. desde junio de 2013 hasta febrero 2015. El Sr. Monteiro es formado en
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ingeniería electrónica y telecomunicaciones por INATEL-MG, y MBA en Finanzas por IBMEC-RJ y en Administración por la Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro - PUC-Rio.
Roberto Moro—El Sr. Moro es el nuestro Director de Desarrollo de la Producción y Tecnología desde abril de 2016. El Sr. Moro ingresó en Petrobras en 1981 y ocupó varios cargos en Proyectos de Ingeniería de Petrobras, incluyendo el cargo de Director de Ingeniería, Tecnología y Compras de febrero de 2015 a marzo de 2016, Gerente General de Implementación de proyectos de ingeniería de E&P y Gerente Ejecutivo de Ingeniería de proyectos submarinos, de octubre de 2013 a febrero de 2015. El Sr. Moro es formado en ingeniería mecánica por la Universidad Gama Filho y con especialización en gestión de proyectos por la Fundación Getúlio Vargas-FGV. Solange da Silva Guedes – Sra. Guedes es nuestra Directora de Exploración y Producción desde febrero de 2015. Sra. Guedes ingresó en Petrobras en 1985 y ocupó varios cargos en el segmento de E&P de Petrobras, incluyendo el cargo de Gerente Ejecutivo de actividades de Exploración y Producción de Petrobras en el Norte y Nordeste de Brasil de febrero de 2003 a abril de 2008, Gerente Ejecutivo de Ingeniería de Producción y en el segmento de negocio de E&P de abril de 2008 a diciembre de 2013 y Gerente Ejecutivo Corporativa de E&P de Diciembre de 2013 a febrero de 2015. Sra. Guedes es formada en Ingeniería Civil por la Universidad Federal de Juiz de Fora - UFJF, tiene maestría en ingeniería civil por la Universidad Federal de Rio de Janeiro - UFRJ, doctorado en ingeniería de petróleo por la Universidad Estadual de Campinas - Unicamp, con MBA en Administración por COPPEAD/UFRJ. Jorge Celestino Ramos - El Sr. Ramos es nuestro Director de Refinación y Gas Natural desde abril de 2016. El Sr. Ramos ingresó en Petrobras en 1983 y ocupó varios cargos en los segmentos de distribución y refino de Petrobras, incluyendo el cargo de Director de Abastecimiento desde febrero de 2015 a marzo de 2016, Gerente Ejecutivo de Logística, en Abastecimiento de abril de 2014 a febrero 2015 y Gerente Ejecutivo de Operaciones de Petrobras Distribuidora S.A. desde febrero de 2007 a abril de 2014. El Sr. Ramos es formado en ingeniería química por la Universidad del Estado de Rio de Janeiro-UERJ y tiene un MBA en marketing por la Escuela Superior de Propaganda y Marketing - ESPM y en gestión por la Fundación Getúlio Vargas-FGV. Hugo Repsold Júnior - El Sr. Repsold es nuestro Director de Recursos Humanos, SMS y Servicios desde abril de 2016. El Sr. Repsold ingresó en Petrobras en 1985 y ocupó varios cargos en Petrobras, incluyendo el cargo de Director de Gas y de Energía de febrero de 2015 a marzo de 2016, Gerente Ejecutivo de Performance y Gerente Ejecutivo de Estrategia de septiembre de 2011 a Mayo de 2012 y Gerente Ejecutivo Corporativo de Gas y Energía de mayo de 2012 a febrero de 2015. El Sr. Repsold es formado en Ingeniería Mecánica por la Universidad Federal Fluminense-UFF, formado en economía por la Universidad del Estado de Rio de Janeiro-UERJ y tiene maestría en planificación energética por la Universidad Federal de Rio de Janeiro (Coppe/PPE-UFRJ). João Adalberto Elek Junior — El Sr. Elek Júnior es nuestro Director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad desde enero de 2015. El Sr. Elek Junior fue Director Financiero da Fibria de agosto de 2010 a febrero de 2012. Él también trabajó en Telmex y AT&T en Brasil y en América Latina, de mayo de 2000 a febrero de 2007, y actuó como Director Financiero y de Relaciones con Inversionistas de la empresa de televisión por cable y telecomunicaciones NET Serviços de marzo de 2007 a julio de 2010. El Sr. Elek Júnior también trabajó por 20 años en Citibank, donde fue Director Financiero para servicios de de minorista de noviembre de 1996 a mayo de 2000. El Sr. Elek Júnior posee un grado de bachiller en ingeniería electrónica por la Pontificia Universidad Católica de Rio de Janeiro - PUC-Rio, con MBA en planificación de marketing por COPPEAD/UFRJ y postgrado en fusiones y adquisiciones por Columbia Business School. Remuneración Para 2015, el valor total de remuneración que pagamos a todos los miembros del Consejo de Administración y directores ejecutivos fue de US$ 5,7 millones. El 31 de diciembre de 2015, teníamos ocho directores y quince miembros del consejo (incluyendo suplentes). El número medio mensual de miembros de nuestro Consejo de Administración que recibió remuneración durante todo el período de 2015 fue de 11,33, mientras el número de ejecutivos que recibieron remuneración durante este período no se alteró. Consulte la Nota 19.3 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para obtener más información sobre la remuneración de nuestros empleados y directores. 131
Además, los miembros de nuestro Consejo de Administración y directores ejecutivos reciben beneficios de asistencia médica, como es generalmente suministrado a nuestros empleados y sus familias. Nuestros directores también reciben beneficios de la seguridad social complementar y auxilio-vivienda. No tenemos contratos de servicio con miembros de nuestro Consejo de Administración que prevean beneficios cuando de la rescisión del vínculo laboral. Tenemos un comité de remuneración y sucesión en la forma de un Comité consultivo. Consulte "- Otros Comités." Participación Accionaria En 31 de marzo de 2016, los miembros de nuestro Consejo de Administración, nuestros directores ejecutivos y los miembros de nuestra Comisión Fiscalizadora, como un grupo, detenían un total de 5.991 acciones ordinarias y 38.244 acciones preferenciales de nuestra compañía. Así, a título individual, y como grupo, nuestros consejeros, directores ejecutivos y miembros del Consejo Fiscal detenían menos de un por ciento de cualquier clase de nuestras acciones. Las acciones detenidas por nuestros consejeros, directores ejecutivos y miembros del Consejo Fiscal tienen los mismos derechos a voto que las acciones de la misma especie y clase que son detenidas por nuestros otros accionistas. Ninguno de nuestros consejeros, directores ejecutivos y miembros del Consejo Fiscal detienen cualesquiera opciones de compra de acciones ordinarias o acciones preferenciales, ni cualquiera otra persona tiene cualquier opción de compra de nuestras acciones ordinarias o preferenciales. Petrobras no tiene un plan de opción de acciones para sus consejeros, directores ejecutivos o empleados. Comisión Fiscalizadora Petrobras tiene una Comisión Fiscalizadora permanente compuesta por un máximo de cinco miembros, con arreglo a las disposiciones aplicables de la Ley de Sociedades de Brasil. Tal como lo determina dicha Ley, la Comisión Fiscalizadora es independiente de la Dirección y de los auditores independientes. Las atribuciones de la Comisión Fiscalizadora incluyen las siguientes responsabilidades: (i) control de las actividades de la Dirección y (ii) revisión del informe anual y las demostraciones financieras. Los miembros y sus respectivos suplentes son elegidos por los accionistas en la Asamblea General Anual. Los tenedores de acciones preferidas sin derecho a voto y los accionistas minoritarios titulares de acciones ordinarias tienen derecho a elegir como clase un miembro y el suplente correspondiente de la Comisión Fiscalizadora. El gobierno federal de Brasil tiene el derecho de designar a la mayoría de los miembros de la Comisión Fiscalizadora y sus suplentes. Uno de dichos miembros y el suplente correspondiente es designado por el Ministro de Finanzas en representación del Tesoro Nacional. Los miembros de la Comisión Fiscalizadora son elegidos en la Asamblea General Anual de Accionistas por el término de un año y pueden ser reelegidos.
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El siguiente cuadro presenta los miembros de la Comisión Fiscalizadora actualmente en funciones: Año de la Primera Designación
Nombre Paulo José dos Reis Souza ........................................................................................................... César Acosta Rech ....................................................................................................................... Marisete Fátima Dadald Pereira.................................................................................................. Reginaldo Ferreira Alexandre ...................................................................................................... Walter Luis Bernardes Albertoni .................................................................................................
2012 2008 2011 2013 2013
El siguiente cuadro presenta los miembros suplentes de la Comisión Fiscalizadora: Año de la Primera Designación
Nombre Paula Bicudo de Castro Magalhães ............................................................................................. Symone Christine de Santana Araújo .......................................................................................... Agnes Maria de Aragão da Costa ................................................................................................ Mário Cordeiro Filho ................................................................................................................... Roberto Lamb ..............................................................................................................................
2015 2015 2015 2013 2013
Comité de Auditoría Tenemos un Comité de Auditoría Estatutario que asesora a nuestro Consejo de Administración, compuesto exclusivamente de miembros de nuestro Consejo de Administración. Nuestro Comité de Auditoría se debe componer de por lo menos tres miembros. En el 17 de junio de 2015, nuestro Consejo de Administración aprobó el nombramiento de nuestro Comité de Auditoría, con el fin de satisfacer a los requisitos del comité de auditoría de la Ley Sarbanes-Oxley de 2002 y la Regla 10A-3 bajo la Ley del Mercado de Valores de 1934. En el 26 de febrero de 2016, nuestro Consejo de Administración ha aprobado cambios a el reglamento interno de nuestro Comité de Auditoría, de modo que esta adhiera a las nuevas reglas establecidas en la Instrucción CVM No. 509/2011 (“ICVM 509”) aplicando a los comités de auditoría estatutarios. El Comité de Auditoría es responsable, entre otros temas, de: •
haciendo recomendaciones a nuestro Consejo de Administración con respecto a la designación, remuneración, retención y demisión de nuestros auditores independientes, así como monitorear a la independencia y el desempeño de nuestros auditores independientes, y a la integridad del proceso de auditoría como un todo.
•
revisando nuestras demostraciones financieras, divulgaciones financieras relacionadas y la efectividad de nuestros controles internos sobre las demostraciones financieras en nuestra consulta con auditores internos e independientes antes de sus análisis por nuestro Consejo de Administración, monitoreando la conformidad con las leyes relevantes y con los requisitos listados.
•
monitoreando y obteniendo la garantía de nuestra administración de que los riesgos financieros son adecuadamente mitigados o presentados con la organización, y que nuestro control interno sobre los sistemas de estados financieros se conciben e implementan para proveer garantía razonable referente a la confiabilidad de nuestros estados financieros y a la preparación de las demostraciones financieras consolidadas; 133
•
colaborar en la resolución de conflictos entre la administración y los auditores independientes en relación con las demostraciones financieras;
•
conduciendo, por lo menos una vez al año, una revisión de las operaciones de la parte relacionada; y
•
estableciendo y revisando a los procedimientos para la recepción, retención y tratamiento de las quejas con respecto a la contabilidad, control interno y asuntos de la auditoría, incluyendo los procedimientos para presentaciones confidenciales y anónimas de las preocupaciones respectivas a los asuntos de contabilidad o auditoría, así como el tratamiento de cualquiera de dichas quejas.
Los miembros actuales del Comité de Auditoría son Walter Mendes de Oliveira Filho, Jerônimo Antunes y Francisco Petros Oliveira Lima Papathanasiadis. Todos los miembros de nuestro Comité de Auditoría cumplen los requisitos establecidos en la Regla 10A-3 de la Ley del Mercado de Valores. Otros Comités Desde el 01 de julio de 2015, nuestro Consejo de Administración tiene un total de cuatro comités de asesoramiento Estatutario: •
Comité de Remuneración y Sucesión, responsable por asesorar el Consejo de Administración en lo que dice respeto a la remuneración de los miembros de nuestra alta administración y con respeto a las políticas generales y mecanismos de remuneración de Petrobras, entre otros asuntos. Los miembros actuales de nuestro Comité de Remuneración y Sucesión son Francisco Petros Oliveira Lima Papathanasiadis, Jerônimo Antunes y Walter Mendes de Oliveira Filho.
•
Comité de Seguridad, Medio Ambiente y Salud, responsable por asesorar el Consejo de Administración en lo que dice respeto a las políticas globales relacionadas con la gestión estratégica de salud, seguridad y cuestiones ambientales, entre otros asuntos. Los miembros actuales de nuestro Comité de Seguridad, Medio Ambiente y Salud son Deyvid Souza Bacelar da Silva, Segen Farid Estefen y Júlio César Maciel Ramundo;
•
Comité Financiero, responsable por asesorar al nuestro Consejo de Administración con respecto a los riesgos y estrategias respectivas a la gestión financiera. Los miembros actuales de nuestro Comité Financiero son Roberto da Cunha Castello Branco, Guilherme Affonso Ferreira, João Victor Issler y Júlio César Maciel Ramundo; y
•
Comité Estratégico, responsable por asesorar al nuestro Consejo de Administración con respecto a nuestro plan estratégico, plan de negocios y otras directrices relacionadas con nuestra estrategia. Los miembros actuales de nuestro Comité Estratégico son Segen Farid Estefen, Luciano Galvão Coutinho, Guilherme Affonso Ferreira y Gustavo Rocha Gatass.
También, en 23 de diciembre de 2014, nuestro Consejo de Administración anunció la formación de una comisión especial que sirve como una línea de comunicación para las investigaciones internas lideradas por dos oficinas de abogacía independientes: la empresa americana Gibson, Dunn&Crutcher LLP y la empresa brasileña Trench, Rossi e Watanabe Advogados (la "Comisión Especial"). Esas investigaciones internas están centradas en la colecta de pruebas sobre la naturaleza, extensión e impacto de supuestos actos ilegales que puedan haber sido cometidos contra Petrobras, como han sido relatados en declaraciones en el ámbito de acuerdos de delación premiada prestados a los tribunales brasileños, bien como para investigar los hechos relacionados y circunstancias que puedan tener un impacto significativo sobre nuestros negocios y resultados operacionales. Esta Comisión Especial actúa de forma independiente, pero tiene una línea de comunicación directa con nuestro Consejo de Administración. Es responsable de: (i) aprobación del plan de las oficinas de abogacía independientes en la investigación interna; (ii) recibir y analizar informaciones producidas por las oficinas de abogacía independientes; (iii) asegurar que la independencia de las investigaciones no sea comprometida; (iv) 134
analizar, aprobar y permitir la implementación de las recomendaciones hechas por las oficinas de abogacía independientes; (v) comunicar y / o autorizar la comunicación entre las oficinas de abogacía independientes y las autoridades competentes, incluyendo las reguladores, a respeto del status de la investigación, sus resultados, bien como las medidas tomadas por Petrobras en el ámbito de tales investigaciones; (vi) la preparación de un informe final sobre los resultados de las investigaciones independientes hechas por las oficinas de abogacía, bien como suministrarnos las recomendaciones de la Comisión Especial para mejorar nuestras políticas y procedimientos internos. La Comisión Especial es compuesta por tres miembros: dos individuos independientes de fuera de la compañía, un brasileño y un extranjero, con experiencia técnica notable, además del Director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad da Petrobras. El cuadro a continuación presenta ciertas informaciones con respeto a los miembros de la Comisión Especial: Nome Ellen Gracie Northfleet ................... Andreas Pohlmann ......................... João Adalberto Elek Junior .............
Fecha de Nacimiento 16 de febrero de 1948 24 de janeiro de 1958 26 de noviembre de 1958
Cargo Miembro de la Comisión Especial Miembro de la Comisión Especial Miembro de la Comisión Especial
Ellen Gracie Northfleet— La Ministra del Supremo Tribunal Federal es miembro de nuestra Comisión Especial desde diciembre de 2014. Actuó como Ministra de la Suprema Corte de 2006 a 2008 en Brasil y fue juíza del Supremo Tribunal de diciembre de 2000 a agosto de 2011. La Sra. Northfleet también fue jueza del Tribunal Regional Federal - 4ª Región de 1989-2000 y Procuradora de la República de 1973 a 1989. La Sra. Northfleet es reconocida en Brasil y en el exterior por su pericia y experiencia con cuestiones jurídicas complejas. La Sra. Northfleet es formada con grado LL.B por la Universidad Federal de Rio Grande do Sul-UFRGS y postgrado en antropología social también por UFRGS. Andreas Pohlmann— Dr. Pohlmann es miembro de nuestra Comisión Especial desde diciembre de 2014 uno de los socios de Pohlmann&Company desde febrero de 2012. Dr. Pohlmann actuó como Director de Compliance da Siemens AG de septiembre de 2007 a mayo de 2010 y de mayo de 2010 hasta noviembre de 2011 como miembro del consejo ejecutivo de Ferrostaal AG, responsable de Conformidad y Administración. Dr. Andreas Pohlmann también fue Director de Conformidad y miembro del Comité Ejecutivo de SNC-Lavalin Group Inc. en Montreal, Canadá, de 2013 a 2014. Dr. Andreas Pohlmann es formado en derecho por la Universidad Goethe, en Frankfurt y tiene doctorado en derecho por la Universidad de Tuebingen. João Adalberto Elek Junior— El Sr. Elek Júnior es miembro de nuestra Comisión Especial desde enero de 2015. Para lograr informaciones biográficas sobre el Sr. Elek Junior, consulte "Junta Directiva". Ombudsman La Oficina del Ombudsman General de Petrobras forma parte oficial de nuestra estructura corporativa desde octubre de 2005, cuando pasó a estar directamente relacionada con el Consejo de Administración. La Oficina del Ombudsman General es el canal oficial para recibir y responder las denuncias e información relativa a posibles irregularidades en cuestiones de contabilidad, control interno y auditoría. La Oficina del Ombudsman General reporta directamente al Consejo de Administración y garantiza el anonimato de los informantes. Nuestro Consejo de Administración aprobó las Políticas y Directivas del Ombudsman de Petrobras, que es una etapa importante en el aliñamiento de las prácticas del Ombudsman General con las de otras oficinas ombudsman en nuestro grupo, contribuyendo para la mejoría de nuestra gobernanza corporativa. Esas políticas establecen un mandato de tres años para el Ombudsman, durante el cual el Ombudsman no puede, de manera discrecional, dimitirlo, garantizando su independencia en la realización de sus deberes.
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El Ombudsman (Defensor) también ha sido apuntado por nuestra administración como la persona responsable de la implementación de la Ley de Acceso Público a la Información (Ley nº 12.527/2011), que reglamenta el derecho constitucional de las personas a tener acceso a información pública. Esta ley dice que toda la información producida o bajo custodia del gobierno y no clasificada como confidencial debe ser accesible a todos los ciudadanos. A éste respeto, la Defensoría asegura la conformidad con las reglas en materia de acceso a la información por parte del público, monitorea la implementación de esta ley y presenta informes periódicos al nuestro Consejo de Administración. También hace recomendaciones y suministra orientación para las unidades de negocio de Petrobras en lo que dice respeto a la aplicación de la ley. El Ombudsman, junto con la Comisión de Ética de Petrobras, también se hace responsable por la implementación de la Ley de Conflicto de Interés del Funcionalismo Público Federal (Ley n° 12.813/2013) dentro de Petrobras. La ley regla las circunstancias en las cuales un conflicto suele recurrir entre el interés público y los intereses de algunos empleados actuales y antiguos del gobierno federal brasileño, lo que incluye la Petrobras, y establece restricciones subsecuentes sobre las actividades llevadas a cabo por dichas personas. Las responsabilidades del Ombudsman General incluye tareas como la recepción y análisis de las demandas de nuestros empleados sobre la existencia de conflicto de intereses, comunicando a las partes interesadas los resultados de esos análisis, realizando evaluaciones preliminares sobre la existencia de conflictos de interés en potencial, verificando conflictos de interés potenciales antes de autorizar los empleados a envolverse en determinadas actividades, bien como informar los empleados sobre como precaver o evitar eses conflictos. En mayo de 2015, nuestro Consejo de Administración ha aprobado un Canal de Denuncias unificado aplicable a todas las unidades de Petrobras y todas las subsidiarias de Petrobras. Esto canal, que ha empezado su operación en noviembre de 2015 y se monitorea por el Ombudsman, está encargado de registrar fraudes formales y ha reportado a las alegaciones de corrupción. Nuestro Consejo de Administración también ha aprobado a la contratación de una compañía tercera independiente, responsable por recibir todas las quejas registradas a través del Canal de Denuncias. Más informaciones sobre nuestro programa de Denuncias están disponibles en el sitio https://contatoseguro.com.br/petrobras. En noviembre de 2015, nuestro Consejo de Administración ha aprobado el nombramiento de Mário Vinícius Claussen Spinelli como nuestro Ombudsman. El Sr. Spinelli tiene un grado de bachillerato en engeñaría civil y matemáticas, así como es maestro en administración pública. También se lo está concluyendo un doctorado en administración pública y gubernamental en la Fundação Getúlio Vargas. El Sr. Spinelli es un director federal autorizado del CGDU, donde ocupó diversas posiciones, incluso la de Secretario para Informaciones Estratégicas y Prevención de Corrupción. Desde enero de 2015 hasta noviembre de 2015, ha trabajado como Controlador General para el Estado de Minas Gerais, desde enero de 2013 hasta enero de 2015, el Sr. Spinelli ha sido Controlador General de la municipalidad de São Paulo, donde era el responsable por reclutar al Ombudsman de la municipalidad, y desde mayo de 2010 hasta enero de 2013, ha sido miembro del Consejo de Control de Actividades Financieras - COAF. Empleados y Relaciones Laborales Atraemos y retenemos empleados ofreciendo remuneración y beneficios competitivos, promociones basadas en el mérito y un plan de participación en las ganancias.
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El cuadro a continuación muestra la cantidad de empleados en los últimos tres años:
2015 Empleados de Petrobras: Controladora ................................................................................... Subsidiárias ...................................................................................... Exterior ............................................................................................ Total Petrobras Group ..................................................................... Controladora por región: Sudeste de Brasil ............................................................................. Nordeste de Brasil ........................................................................... Otros locales .................................................................................... Total de Controladora .....................................................................
El 31 de diciembre de 2014
2013
56.874 14.740 6.856 78.470
58.618 15.293 6.997 80.908
62.692 15.903 7.516 86.111
40.326 12.344 4.205 56.874
41.207 12.818 4.593 58.618
43.309 14.651 4.732 62.692
El cuadro a continuación presenta los principales gastos relacionados a nuestros empleados en los últimos tres años: 2015 Salarios .................................................................................... Entrenamiento de empleado................................................... Distribución de ganancias........................................................
2014 (US$ millones) 5.723,5 8.001,4 92,8 155,1 444
2013 8.184,1 196,1 520
Mantenemos relaciones con 17 sindicatos de trabajadores de la industria del petróleo en Brasil y con una federación. Alrededor de 45% de nuestros empleados son sindicalizados. Negociamos acuerdos colectivos de trabajo anualmente. Estos acuerdos se componen de clausulas sociales (que se relacionan a las condiciones de trabajo y de seguridad, y los beneficios generales, entre otros asuntos), que son efectivos por dos años, y clausulas económicas que son efectivas por un año. En 2015, los sindicatos de los trabajadores con petróleo han organizado varios protestos, culminando en una paralización que ha durado 27 días, lo que ha impactado a nuestros niveles de producción en noviembre de 2015. Esta paralización ocurrió durante las negociaciones sobre temas sociales del acuerdo de ganga colectiva para 2015-2017. Hasta el fin de 2015, concluimos a las negociaciones de las clausulas económicas de los acuerdos de ganga colectiva, y los empleados han recibido un aumento de 9,53% en los salarios más beneficios reflectando un ajuste a las cuentas para la inflación desde el 01 de septiembre de 2015, así como medido por el IPCA. Los temas sociales de nuestros acuerdos de ganga colectiva no han sido cambiados.
Iniciativas de Transferencia de Conocimiento Desarrollamos prácticas corporativas de gestión del conocimiento, tales como Programa de Mentor de Petrobras, Aprendizaje por Observación, Lecciones Aprendidas y Rotación de Función y otras iniciativas a fin de garantizar el compartimiento y diseminación del conocimiento dentro de Petrobras, a través de la implementación de diversas políticas corporativas. Actualmente, nuestros esfuerzos están centrados en la inclusión de la gestión del conocimiento en nuestros procesos de gestión, pues ésta es una importante herramienta para la gestión de personas, cultura, proyectos y procesos. Además, hemos desarrollado proyectos personalizados con segmentos de negocio de Petrobras para identificar, preservar, compartir y aplicar conocimientos relevantes que pueden impactar positivamente nuestros resultados.
Programa de Incentivo de Demisión Voluntária - PIDV En enero de 2014, Petrobras lanzó un Programa de Incentivo de Dimisión Voluntaria con el objetivo de contribuir para la consecución de los objetivos de desempeño establecidos en nuestro plan estratégico, incluyendo la mejoría de nuestra productividad.
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Este Programa de Incentivo de Dimisión Voluntaria fue desarrollado juntamente con la gestión del conocimiento y las herramientas de gestión de sucesión para que todo el conocimiento sea retenido por Petrobras en este proceso, permitiendo una Dimisión Voluntaria planeada y sistemática de los empleados que inscribirse en el programa. La Dimisión Voluntaria de empleados en el ámbito de este programa debe alcanzar los siguientes resultados: (i) ajustar el número de nuestro personal con nuestras necesidades del negocio, (ii) alcanzar nuestros intereses en línea con las expectativas de los trabajadores, (iii) preservar el conocimiento existente dentro de Petrobras y (iv) permitir el desarrollo de planes de sucesión de liderazgo. El grupo objetivo de este Programa de Incentivo de Dimisión Voluntaria eran 12.196 empleados con edad por encima de 55 años, independientemente de su cargo en Petrobras que serían elegibles a si jubilar con base en las reglas del Instituto Nacional de Seguridad Social hasta el final del período de inscripción en el programa de incentivo (31 de marzo de 2014). Más de 8.200 empleados aprovecharon el Programa de Incentivo de Dimisión Voluntaria de Petrobras y fueron clasificados en diferentes categorías con fechas de jubilación, tanto para el futuro como para mayo de 2017. Desde el lanzamiento del programa, hasta diciembre de 2015, 6.554 empleados han jubilado bajo las provisiones del programa. Véase Nota 22.8 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadaspara lograr más informaciones sobre nuestro programa de incentivo a la dimisión voluntaria en 2014. En abril de 2016, hemos anunciado un nuevo programa de incentivo a la demisión voluntaria, el (“PIDV 2016”), abierto a todos los nuestros empleados, y designados a ajustar el tamaño de nuestra fuerza de trabajo para nuestro Plan de 2015-2019, aumentando la productividad y añadiéndonos valor. El PIDV 2016 ha sido desarrollado basado en la premisa de preservación de un número suficiente de empleados para garantizar la continuidad regular de nuestras operaciones, mientras ajustamos el tamaño de nuestra fuerza de trabajo en todos los segmentos de negocio. Estimamos que alrededor de 12.000 empleados irán adherir al PIDV 2016, y su implementación costará alrededor de R$ 4,4 mil millones, mientras genera una economía de costo esperada de R$ 33 mil millones para el período de 2016-2020. Nuestros resultados de las operaciones en 2016 serán impactados de modo negativo, proporcionalmente a la adhesión de nuestra fuerza de trabajo al PIDV 2016. El costo efectivo para la implementación del PIDV 2016 y el resultado exacto de esta medida de economía de costo dependerá de un número de variables.
Programa Interno de Reasignación de Empleados - Moviliza En 2013, Petrobras lanzó un programa de reasignación interna, con vista a tornar las necesidades organizacionales de recursos humanos de Petrobras compatibles con los intereses de sus empleados, ofreciendo oportunidades de reasignación de empleados de Petrobras en áreas que exigirán un aumento en el número de empleados en los años siguientes. Como tal, con la imputación adecuada de recursos humanos actuales en Petrobras dentro de la propia organización, ese programa redujo la necesidad de contratación adicional en el corto plazo. Entre 2013 y 2015, 1.866 empleados fueron transferidos con base en este programa.
Plan de Pensión y Salud Patrocinamos un plan de pensión con aportes definidos, denominado Petros, y un plan de pensión de aportes variables, denominado Petros-2, que juntos cubren el 96,86% de nuestros empleados. El objetivo principal de nuestros planes de pensión existe para complementar a los beneficios de pensión de seguridad social de nuestros empleados. Los empleados, como participantes de los planes, hacen contribuciones obligatorias mensuales. Nuestra política de financiación histórica ha sido la de contribuir mensualmente para los planes en los valores determinados por la legislación en vigor para los fundos de pensión seguidos estrictamente y evaluaciones actuariales. Los aportes se destinan a cubrir no sólo los beneficios por servicios realizados hasta la fecha sino también los beneficios que se estiman correspondan en el futuro.
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La tabla siguiente muestra los beneficios pagados, las contribuciones efectuadas, pasivos por pensiones y médicos en abierto de los años 2015, 2014 y 2013: 2015 Total de beneficios pagados – Pensión y Seguros Médicos.......................... Total de contribuciones – Pensión y Seguros Médicos(1).......................... Pasivos actuariales(2)……………………………………………………………………………………. (1) (2)
2014 (en millones de US$)
1.569 651 12.850
1.647 812 17.287
2013 1.535 825 12.573
Incluye contribuciones de patrocinadores y empleados. Obligaciones para Pensión Presupuestaria y Seguros Médicos.
El 9 de agosto de 2002, el Plan Petros interrumpió la admisión de nuevos participantes y desde 2003 estamos implicados en negociaciones complejas con los representantes del Sindicato Nacional de Petroleros de Brasil para discutir los déficits del plan y desarrollar un plan de jubilación complementaria. Acordamos pagar R$ 5,8 mil millones actualizados retroactivamente al 31 de diciembre de 2006 por el índice de precios al consumidor (IPCA) más 6% al año, que serán pagados en cuotas semestrales hasta el pago del principal en 2028, conforme anteriormente acordado durante la renegociación. También fuimos objeto de procesos legales materiales asociados al Plan Petros. En agosto de 2007 aprobamos nuestros reglamentos para el Plan Petros que reajustan beneficios con base en el índice de inflación en vez de en los reajustes salariales propuestos por los patrocinadores y reajustes de beneficios de jubilación propuestos por el Instituto Nacional de Seguridad Social de Brasil. En 2007, implementamos el Plan Petros 2, una contribución variable o plan de jubilación mixto para empleados que no tenían un plan de jubilación complementaria. Una parte de este plan tiene característica de beneficios definidos incluyendo cobertura de riesgo por muerte e incapacidad, garantía de beneficio mínimo y renta vitalicia, y las obligaciones actuariales relacionadas son registradas de acuerdo con el método de la unidad de crédito proyectada. Aparte de ese plan con características de contribución definida, marcada por formar una reserva para la jubilación programada, es lanzada en el resultado del ejercicio conforme son realizadas las contribuciones. Tenemos un plan de asistencia médica (AMS), que ofrece beneficios médicos y cubre a todos los empleados (activos y jubilado), además de sus dependientes. Administramos el plan, con la contribución por parte de los empleados del 25% del valor total para cubrir los riesgos principales y una parte de los costos relacionados con otros tipos de cobertura, en conformidad con la tabla de participación definida por parámetros establecidos, incluyendo niveles salariales. Nuestro compromiso relacionado con los beneficios futuros para los participantes del plan es calculado anualmente por un actuario independiente, con base en el método de la Unión de Crédito Proyectado. El plan de asistencia médica no es financiado o garantizado de otra forma por activos. En vez de eso, efectuamos pagos de beneficios con base en los costos anuales incurridos por los participantes del plan. Además, algunas de nuestras subsidiarias consolidadas tienen sus propios planes de beneficios. En 2015, las contribuciones pagadas por Petrobras y sus subsidiarias (patrocinadores) para los planes de pensión y médico con características de benéfico definido ha sumado US$549 millones y contribuciones pagadas a la parte variable de nuestro plan de pensión Petros 2 ha sumado USS222 millones. Para más informaciones sobre los riesgos relacionados con el Plan Petros, véase Artículo 3. “Información principal - Factores de Riesgo - Riesgo Relacionado con Nuestras Operaciones - Nuestro compromiso en cumplir con las obligaciones de nuestro plan de pensión (“Petros”) y los beneficios del plan de salud suelen ser mayores que aquellos que son actualmente anticipados y siempre tendremos la obligación de hacer contribuciones de recursos para Petros”. Véase también las notas 4.16, 5.3 y 22 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para obtener más información sobre nuestros Beneficios de Empleados.
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Ítem 7. Principales Accionistas y Transacciones con Partes Relacionadas Principales Accionistas Nuestro capital social es compuesto de acciones ordinarias y acciones preferenciales, todas sin valor nominal. El 31 de marzo de 2016, había 1.414.514.216 acciones ordinarias en circulación y 1.363.042.328 acciones preferenciales en circulación representadas por ADRs. La proporción de nuestras acciones ordinarias y preferenciales con ADRs es de dos acciones para una ADR. Excepto para el aumento de nuestro capital social, en los últimos tres años fiscales, en el montante de aproximadamente R$ 21 millones, debido a la absorción de una parte de nuestras reservas fiscales en nuestro capital social, no hubo ningún cambio en los últimos tres ejercicios fiscales en el valor de nuestro capital social emitido, en el número de nuestras acciones ordinarias y preferenciales o en los derechos de voto de nuestras acciones ordinarias y preferenciales. Véase Adjunto 1.1 para lograr copia de nuestro Estatuto. El 31 de marzo de 2016, aproximadamente, el 24,33% de nuestras acciones preferenciales y aproximadamente el 19,01% de nuestras acciones ordinarias fueron detenidas oficialmente en Estados Unidos, directamente o en la forma de ADSs. En los términos de la Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil, y sus alteraciones, el número de acciones sin derecho a voto de nuestra compañía no puede exceder dos tercios del número total de acciones. El gobierno federal brasileño es obligado por ley a detener por al menos la mayoría de nuestras acciones con derecho a voto y actualmente tiene el 50,26% de nuestras acciones ordinarias, que son nuestras únicas acciones con derecho a voto. El gobierno federal brasileño no tiene cualesquier derechos diferentes de voto, pero con tal que detenga la mayoría del capital votante de la compañía, tendrá el derecho de elegir la mayoría de nuestros consejeros, independientemente de los derechos que nuestros accionistas minoritarios puedan tener para elegir consejeros, conforme establecido en nuestro estatuto social. El cuadro a continuación presenta informaciones acerca de la titularidad de nuestras acciones ordinarias y acciones preferenciales en 31 de marzo de 2016, por el gobierno brasileño federal, determinadas entidades del sector público y nuestros directores y consejeros como un grupo. Accionista Gobierno Federal Brasileño ........................ BNDES......................................................... BNDES Participações S.A.—BNDESPar ........ Caja de Seguridad de los Empleados del Banco de Brasil — PREVI ....................... Otras entidades brasileñas del sector público .................................................. Todos los miembros del Consejo de Administración (permanentes y suplentes) , directores ejecutivos y miembros del consejo fiscal (permanentes y suplentes) (30 personas) .............................................. Otros........................................................... Total ...........................................................
Acciones Ordinarias
%
Acciones Preferenciales
3.740.470.811 734.202.699 11.700.392
50,26 9,87 0,16
0 161.596.958 1.341.348.766
0 2,88 23,94
3.740.470.811 895.799.657 1.353.049.158
28,67 6,87 10,37
13.495.005
0,18
354.865.025
6,33
368.360.030
2,82
2.315.636
0,03
667.914
0,01
2.983.550
0,02
5.991 2.940.263.608 7.442.454.142
0,00 39,51 100,00
38.244 3.743.525.881 5.602.042.788
0,00 66,82 100,00
44.235 6.683.789.489 13.044.496.930
0,00 51,24 100,00
%
Total de Acciones
%
Transacciones con Partes Relacionadas Tenemos una política para las transacciones con partes relacionadas, que establece directrices generales para nuestro envolvimiento en operaciones con partes relacionadas. Esta política busca, entre otras metas, garantizar que todas las operaciones involucrando las partes relacionadas sean cobradas en términos de condiciones de mercado, salvaguardando nuestros intereses y los intereses de nuestras partes interesadas, y garantizando la transparencia en la divulgación de las informaciones sobre esas transacciones. Las transacciones 140
con las partes relacionadas realizadas por nosotros se revisan por el comité de auditoría de nuestro Consejo de Administración por lo menos una vez al año. Para informaciones adicionales concernientes a nuestras operaciones principales con las partes relacionadas, véase Nota 19 para las demostraciones financieras consolidadas auditadas.
Consejo de Administración Las operaciones directas con miembros de nuestro Consejo de Administración o nuestros directores ejecutivos son monitoreadas por nuestro Consejo de Administración, y deben seguir las condiciones de una transacción de condiciones normales de mercado y según las prácticas del mercado que orientan transacciones con terceros. Ninguno de los miembros de nuestro Consejo de Administración, nuestros directores ejecutivos o miembros de sus familias tiene o tuvo cualquier participación directa en cualquiera transacción que efectuamos que sea o fue inusual en su naturaleza o condiciones, o relevante a nuestro negocio durante el año vigente o durante los tres ejercicios financieros inmediatamente anteriores o durante cualquier ejercicio anterior, y que permanezca de alguna forma pendiente o no realizada. Además, nosotros no celebramos cualquiera transacción con partes relacionadas que sea o haya sido inusual en su naturaleza o condiciones durante el ejercicio vigente o en los tres ejercicios financieros inmediatamente anteriores, ni cualquiera transacción fue propuesta, que sea o fue relevante a nuestro negocio. No hay préstamos y garantías pendientes a los miembros de nuestro Consejo de Administración, nuestros directores ejecutivos o a cualquier miembro de sus familias. Para lograr una descripción de las acciones detenidas benéficamente por los miembros de nuestro Consejo de Administración y miembros próximos de sus familias, ver "Ítem 6. Consejeros, Alta Administración y Empleados -Participación Accionaria".
Gobierno Federal de Brasil Nosotros realizamos, y esperamos continuar a realizar negocios en el curso normal de varias transacciones con nuestro accionista controlador, el gobierno federal brasileño, y con los bancos y otras entidades bajo su control, incluyendo financiación y servicios bancarios, gestión de activos y otras transacciones. Las operaciones anteriormente mencionadas sumaron un pasivo neto de US$ 16.990 millones el 31 de diciembre de 2015. Para más informaciones sobre tales transacciones, véase Nota 19.1 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. El 31 de diciembre de 2015, teníamos cuentas por cobrar (Cuenta de Petróleo y Alcohol) del gobierno federal brasileño, nuestro accionista controlador, en el valor de US$ 219 millones. Para más informaciones, véase Nota 19.2 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Además, de acuerdo con la legislación brasileña, somos autorizados apenas para invertir en títulos emitidos por el gobierno brasileño en Brasil. Esta restricción no se aplica a las inversiones fuera de Brasil. El 31 de diciembre de 2015, el valor de esos títulos y valores mobiliarios que fueron directamente adquiridos y mantenidos por nosotros totalizó US$ 1.115 millones.
Subsidiarias de Eletrobras En 2015, reconocemos una provisión para deterioro de US$ 2.060 millones (en comparación con 1.948 millones), para cubrir ciertas cuentas por cobrar debidas por las empresas que operan en el sector eléctrico aislado en la región Norte de Brasil, que son principalmente relacionadas a las subsidiarias de Eletrobras. Para más informaciones, consulte la Nota 8.4 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas.
141
Ítem 8. Informaciones Financieras Estados financieros Consolidados y Otra Información Financiera Véase Ítem 18. "demostraciones financieras" e "Índice de las demostraciones financieras". Procesos Legales Actualmente, somos parte en diversos procesos judiciales de naturalezas civil, administrativa, tributaria, laboral, ambiental y en reclamaciones corporativas movidas en contra de nosotros. Esas reivindicaciones implican cuantías sustanciales de dinero y otras reparaciones. Varios litigios individuales contestan por una parte significativa del valor total de las reivindicaciones en contra de nosotros. Nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas incluyen apenas provisiones para pérdidas y gastos probables y razonablemente estimables que podemos incurrir en el ámbito de procesos pendientes. Nuestros procesos relevantes están descritos en la Nota 30 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas incluidas en este informe anual, y esa descripción es incorporada por referencia en este ítem. Entre el 08 de diciembre de 2014 y 07 de enero de 2015, cinco quejas sobre la acción de clase de títulos putativos han sido presentadas en contra nosotros en el SDNY. Estas acciones han sido consolidadas en el 17 de febrero de 2015 (la “Acción de Clase de Títulos Consolidados”). El Tribunal ha nombrado un autor principal, la Universities Superannuation Scheme Limited (“USS”), en el 04 de marzo de 2015. La USS ha presentado una queja cambiada consolidada (“CAC | consolidated amended complaint”) en el 27 de marzo de 2015 que propusiera estar en el nombre de los inversores que: (i) han comprado o adquirido de otra forme los títulos de Petrobras negociados en la NYSE o relativos a otras transacciones en los EEUU, durante el período del 22 de enero de 2010 y el 19 de marzo de 2015, incluso (el “Período de Clase”), y que sufrieran pérdidas; y (ii) han comprado o adquirido de otro modo las Notas 2012 respectivas a las Declaraciones de Registro 2009, o las Notas 2013 o Notas 2014 respectivas a las declaraciones de Registro 2012 durante el Período de Clase, y que sufrieran pérdidas; y (iii) han comprado o adquirido de otro modo los títulos de Petrobras en la bolsa de valores durante el Período de Clase, que también ha comprado o adquirido de otro modo los títulos de Petrobras negociados en la NYSE o con respecto a otras operaciones en los EEUU durante el mismo período. El CAC ha alegado, entre otras cosas, que en nuestra publicación de prensa, presentaciones con el SEC y otras comunicaciones, hicimos declaraciones materiales falsas e ilusorias, y omisiones respectivas al valor de nuestros activos, los montos de nuestras despensas y los ingresos netos, y la efectividad de nuestros controles internos sobre las demostraciones financieras, y nuestras políticas de anticorrupción supuestamente en conexión con algunos contractos, que inflaran artificial y supuestamente al valor de mercado de nuestros títulos. En el 17 de abril de 2015, Petrobras, PGF y seguradores de las notas emitidas por PGF (los “Reclamados Seguradores”) presentaran una moción para negar al CAC. En el 09 de julio de 2015, el juez que presidía la Acción de Clase de Títulos Consolidados se ha pronunciado sobre la moción para negarla, concediendo parcialmente nuestra moción. Entre otras decisiones, el juez ha negado a las reivindicaciones relacionadas con algunos títulos de de deuda en 2012 bajo la Ley de Títulos de 1933, como tiempo barrado por el estatuto de la Ley de Títulos de reposo y ha determinado que las reivindicaciones relacionadas con los títulos comprobados en nuestra bolsa de valores brasileña deben de ser arbitrados, tal como establecido en nuestro estatuto social. El juez ha rechazado otros argumentos presentados en la moción para negar al CAC y, consecuentemente, la Acción de Clase de Títulos Consolidados siguió con respecto a las otras reivindicaciones. Tal como permitido por el juez, una segunda queja modificada consolidada ha sido presentada en el 16 de julio de 2015, una tercera queja modificada consolidada ha sido presentada en el 01 de septiembre de 2015, que, entre otras cosas, ha ampliado al Período de Clase para terminar en el 28 de julio de 2015 y añadió la Petrobras America, Inc. como reclamada, y una cuarta queja modificada consolidada (“FAC”) ha sido presentada en el 30 de noviembre de 2015. La FAC, traída por el autor principal y tres otros autores - Union Asset Management Holding AG (“Unión”), Sistema de Jubilación del Empleado del Estado de Avaí e el departamento del Tesoro del Estado de 142
la Carolina del Norte, o Carolina del Norte (colectivamente, “autores de clase”) - traen estas reivindicaciones alegadas en el CAC las cuales hemos sido negados o no nos permitieron pleitearlas de nuevo, bajo la decisión del juez en el 09 de julio de 2015. En el 07 de diciembre de 2015, Petrobras, PGF, Petrobras America, Inc. y el Reclamado Segurador presentaran una moción para negar la FAC. En el 20 de diciembre de 2015, el juez ha pronunciado con respecto a la moción para negar al FAC, concediendo parcialmente a la moción. Entre otras decisiones, el juez ha negado a las reivindicaciones de USS y de la Unión, basado en sus compras de notas por la PGF para la falla en pleitear que las notas han sido compradas en operaciones estadounidenses. El juez también ha negado a las reivindicaciones bajo las provisiones de la Ley de Títulos de 1933 para algunas compras para las cuales los autores de clase han fallado en pleitear el elemento de confianza. El juez ha rechazado otros argumentos presentados en la moción para negar al FAC y, consecuentemente, la Acción de Clase de Títulos Consolidados seguirá con respecto a las quejas remanecientes. En el 15 de octubre de 2015, los autores de clase presentaran una moción para certificación de clase en la Acción de Clase de Títulos Consolidados y en el 06 de noviembre de 2015, Petrobras, PGF, Petrobras America Inc. y el Reclamado Segurador se opusieran a la moción. En el 02 de febrero de 2016, el juez ha concedido la moción del autor para la certificación de clase, certificando una Clase de Ley de Títulos, representada por Avaí y Carolina del Norte, y la Clase de la Ley del Mercado representada por la USS. Además de la Acción de Clase de Títulos Consolidados, hasta el día de hoy, 29 procesos han sido presentados por inversores individuales antes que el mismo juez en la SDNY (dos de los cuales permanecieran), y uno ha sido presentado en la Corte Distrital de los Estados Unidos para el Distrito Oriental de Pensilvania, consistiendo de las alegaciones similares a aquellas en la Acción de Clase de Títulos Consolidados. En el 21 de agosto de 2015, Petrobras, PGF y los seguradores de las notas emitidas por PGF presentaran una moción para negar algunos de los procesos individuales, y en el 15 de octubre de 2015, el juez se ha pronunciado sobre la moción para negarla parcialmente, concediendo la moción. Entre otras decisiones, el juez ha negado varias Leyes de Mercado, Leyes de Títulos y leyes estatales reivindicadas como barrado por los estatutos relevantes de reposo. El juez ha negado otras partes de la moción para negarla, y como resultado, estas acciones seguirán con respecto a las otras quejas traídas por estos autores de clase. En el 31 de octubre de 2015, el juez ha ordenado que los procesos individuales y la Acción de Clase de Títulos Consolidados deberían de ser unidos en una única sentencia que no excedería un total de ocho semanas. En el 05 de noviembre de 2015, el juez ha ordenado que la sentencia debería empezar en el 19 de septiembre de 2016, y en el 18 de noviembre de 2015, el juez ha ordenado que toda acción individual presentada después del 31 de diciembre de 2015 permanecerá, en todos los respectos, hasta después de la conclusión de la sentencia programada. Estas acciones están en sus primeras etapas, e involucran temas de alta complejidad que están sujetos a las incertezas substanciales y dependen de una serie de factores, tales como novedad de las teorías legales, la información producida en la descubierta, el tiempo de las decisiones del tribunal, descubierta de las partes contrarias o terceros, decisiones del tribunal sobre temas importantes, análisis por especialistas retenidos y la posibilidad de que las partes negocien de buena fe en dirección e una resolución. Además, las reivindicaciones acertadas son amplias, cubriendo un período de varios años, e involucran una amplia gama de actividades, y los autores de clase no especificaran un monto de los daños alegados en la Acción de Clase de Títulos Consolidados o en las acciones individuales adicionales. Las incertezas inherentes a dichos asuntos afectan al monto y al plazo de las resoluciones finales de estas acciones. Como resultado, somos incapaces de una estimativa real de las pérdidas eventuales recurrentes de esto litigio. Dependiendo de los resultados del litigio, es posible solicitar que paguemos valores substanciales, que no tendrían efecto negativo en nuestra condición financiera, resultados consolidados de las operaciones o flujo de 143
efectivo consolidados por un período de registro individual. Contractamos a una compañía estadounidense como consultora jurídica y pretendemos defender esas acciones fuertemente. En el 23 de febrero de 2016, el gerente de inversión de la EIG Management Company e los fundos gestionados presentaran una denuncia afirmando reivindicaciones de derecho común de fraude y complicidad de fraude y conspiración civil y alegando, entre otras cosas, que inducimos de propósito a los autores a la inversión en Sete Brasil a través de memorando, presentaciones y otras comunicaciones que fallaran en divulgar el supuesto esquema de corrupción que Petrobras y Sete han sido supuestamente involucradas y que la inversión del autor en Sete de propósito ha permitido que Petrobras perpetuase y expandiese el esquema de corrupción en las despensas del autor.
Investigaciones Llevadas a Cabo por las Autoridades Nosotros también recibimos una intimación de SEC relativa a las alegaciones sobre la investigación Lava Jato y estamos cooperando plenamente con SEC, bien como con el Departamento de Justicia de los EE.UU en su investigación en este asunto. Consulte el Ítem 3 "Informaciones Relevantes-Factores de Riesgo- Las investigaciones en curso de SEC y Departamento de Justicia de los EE.UU sobre la posibilidad de no conformidad con la Ley Sobre la Práctica de la Corrupción en el Exterior (Foreign Corrupt Practices Act) de los EE.UU. podría afectarnos adversamente. El incumplimiento de esta ley o de otras leyes pueden nos obligar a pagar multas y exponer la compañía y a nuestros empleados a sanciones penales y civiles." Adicionalmente, el Ministerio Público del Estado de São Paulo ha iniciado recientemente un proceso civil administrativo con el fin de investigar la existencia de potenciales daños causados por nosotros como resultado del impacto causado en nuestras acciones listadas en la bolsa de valores brasileña, resultante del impacto causado por las descubiertas identificadas en la investigación de Lava Jato.
Investigación Lava Jato La investigación ha empezado en 2009 por la policía federal brasileña, con el foco en las organizaciones criminosas involucradas con el lavaje de dinero en varios estados brasileños. La investigación de Lava Jato es extremamente amplia, y comprende un número de investigaciones en varias prácticas criminosas, con el foco en los crímenes cometidos por individuos y sectores de la economía brasileña en diferentes partes del país. Con su inicio en 2014, el Ministerio Público Federal de Brasil ha direccionado parte de su investigación para las irregularidades involucrando nuestros contractados y proveedores, y ha descubierto un esquema de pago que involucraba un largo abanico de participantes, incluyendo los exempleados de Petrobras. Para más informaciones sobre la investigación Lava Jato y sus impactos sobre la compañia, consulte Nota 3 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Comisiones Internas Establecemos periódicamente Comisiones Internas de apuración para evaluar nuestro cumplimiento de las leyes y reglamentos en vigor. El objetivo de operación de cada comisión interna es establecido por nuestra administración. Después de la conclusión de la evaluación de cada comisión interna, sus conclusiones materiales son usadas para mejorar nuestros esfuerzos de conformidad. Desde la fecha de nuestro informe anual fue presentada, establecemos un número de nuevas comisiones internas con el fin de evaluar a las operaciones pasadas, incluso aquellas referentes al ya mencionado en los informes de prensa, incluso: •
una comisión formada en el 22 de julio de 2015, con el fin de evaluar el proceso de contratación para el arrendamiento del Predio Torre Almirante;
•
Una comisión formada en el 31 de julio de 2015, para avaluar posibles irregularidades respectivas a la adquisición de la refinaría Okinawa;
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•
Una comisión formada en el 06 de agosto de 2015, con el objetivo de evaluar posibles pagos indebidos y acciones ilícitas con respecto a la contratación de Saipem S/A;
•
Una comisión formada en el 15 de septiembre de 2015, con el fin de evaluar la posible existencia de pagos indebidos de los proveedores de servicio Personal Service y Hope para algunos gerentes de Petrobras.
•
Una comisión formada en el 03 de diciembre de 2015 para evaluar y auditar las posibles irregularidades en los procesos de licitación y de contratación para las sondas y plataformas con las compañías del Grupo Schahin;
•
Una comisión formada en el 15 de diciembre de 2015 para evaluar, investigar y auditar las posibles irregularidades en el establecimiento del Proyecto Sondas y en los acuerdos entre los miembros del Grupo Sete Brasil y Petrobras o de Petrobras Netherlands B.V. - PNBV;
•
Una comisión formada en el 07 de enero de 2016 para investigar la existencia de posibles irregularidades en el proceso de negociación de contractos con SBM Offshore;
•
Una comisión formada en el 12 de enero de 2016 para investigar la existencia de posibles irregularidades en el proceso de contratación para sondas de perforación DS con Ensco-5;
•
Una comisión formada en el 15 de enero de 2016, con el fin de investigar la existencia de posibles irregularidades en (i) el proceso de gestión para la contratación de servicios, (ii) nuestras asociaciones con entidades gubernamentales y (iii) en la concesión de contribuciones de propaganda por nuestras unidades Noroeste; y
•
Una comisión formada en el 23 de marzo de 2016 para evaluar posibles irregularidades en los acuerdos ejecutados con la Keppel Fels.
Después de analizar la documentación procesada internamente, el trabajo de cada una de estas comisiones será o habrá sido concluido, y si las descubiertas en algunos casos indicaren que algunos empleados antiguos o actuales de Petrobras no han cumplido con nuestras políticas internas, tales descubiertas serán o habrán sido enviadas para las autoridades brasileñas aplicables, según sea el caso (incluso el Ministerio Público Federal, la Policía Federal, la CVM y la CGDU), para sus respectivas evaluaciones. Estas autoridades brasileñas suelen tomar medidas en contra de los individuos involucrados, y podemos tomar algunas acciones en conformidad con las leyes laborales y nuestros empleados aplicables y otras políticas. En este contexto, con el objetivo de mejorar nuestra gobernanza y nuestras prácticas de control interno, también hemos creado una junta directiva - junta directiva de Gobernanza, Riesgo y Conformidad, que es liderado por nuestro nuevo Director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad. Véase Artículo 6. “Consejeros, Alta Administración y Empleados - Consejeros y Alta Administraciónr - Junta Directiva”. Independiente de las descubiertas de nuestras comisiones internas, y para mitigar potenciales riesgos de futuras no conformidades con nuestras políticas internas, Petrobras siguió desarrollando e implementando un número de medidas, con el foco en la mejoría de la gobernanza corporativa, nuestra gestión de procesos, gestión de riesgo y controles, incluyendo aquellas relacionadas con fraude y corrupción, tal como procedimiento de diligencia de la integridad de nuestros proveedores y nuestro Programa de Prevención de la Corrupción, entre otros. Véase Ítem 16B. "Código de Ética".
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Distribución de Dividendos El cuadro a continuación describe la cantidad de dinero pago en los últimos tres años a los nuestros accionistas, en la forma de dividendos y intereses sobre el capital propio. Para el Ejercicio Terminado el 31 de diciembre de 2015 2014 2013 (US$ millones) 3.918 2.656 Total de valores pagos ................................................................ -
Nuestro Consejo de Administración propuso a no distribución de dividendos en 2016 y 2015 para ganancias acumuladas en los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015 y 2014, porque reportamos un perjuicio en dichos ejercicios. Véase la Nota 23.5 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Para lograr informaciones sobre requisitos de distribución de dividendos en los términos de la Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil y nuestro Estatuto, consulte el Ítem 10. "Informaciones Adicionales- Actos Constitutivos y Estatuto -Pago de Dividendos y Intereses sobre el Capital Propio", e Ítem 10. "Distribución compulsoria". Ítem 9. Oferta y Cotización en Bolsa
Mercados Nuestras acciones y ADR cotizan en los siguientes mercados: Acciones Ordinarias ....... Bolsa de Valores de São Paulo (BM&FBOVESPA)— São Paulo (PETR3); Mercado de Valores Latinoamericanos en Euros (Latibex)—Madrid, España (XPBR) Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA)—Buenos Aires, Argentina (APBR) Acciones Preferidas ....... Bolsa de Valores de São Paulo (BM&FBOVESPA)— São Paulo (PETR4); Mercado de Valores Latinoamericanos en Euros (Latibex)—Madrid, España (XPBRA) Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA)—Buenos Aires, Argentina (APBRA) ADR representativas de Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)—Nueva York (PBR) Acciones Ordinarias ....... ADR representativas de Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)—Nueva York (PBRA) Acciones Preferidas .......
Nuestras acciones ordinarias y preferidas se negocian en la Bolsa de Valores de São Paulo desde 1968. Nuestras ADR que representan dos acciones ordinarias y nuestras ADR que representan dos acciones preferidas se negocian en la Bolsa de Nueva York desde 2000 y 2001, respectivamente. El Bank of New York Mellon actúa como depositario de las ADR que representan acciones ordinarias y preferidas. Nuestras acciones ordinarias y preferidas se negocian en LATIBEX desde 2002. LATIBEX es un mercado electrónico creado en 1999 por la Bolsa de Madrid con el propósito de permitir la negociación de títulos latinoamericanos denominados en Euro. Nuestras acciones ordinarias y preferidas se negocian en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires desde 2006.
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Información relativa al Precio de las Acciones El siguiente cuadro incluye información en relación con la negociación de las acciones ordinarias y preferidas de Petrobras, conforme lo informado por la Bolsa de Valores de São Paulo, y de las ADR que representan acciones ordinarias y preferidas, conforme lo informado por la Bolsa de Nueva York, correspondiente a los períodos indicados. La relación ADR/acciones ordinarias y preferidas es de dos acciones por ADR. Reales por acción ordinaria Máximo Mínimo 2010 ................................ 41,81 26,68 2011 ................................ 33,65 19,80 2012…………… 27,75 18,24 2013 ................................ 16,57 15,57 2014 ................................ 23,29 8,52 Primer trimestre ................................ 15,82 12,02 Segundo trimestre ................................ 17,92 14,83 Tercer trimestre ................................ 23,29 16,05 Cuarto trimestre ................................ 20,75 8,52 2015 Primer trimestre ................................ 9,95 8,04 Segundo trimestre ................................ 15,66 10,08 Tercer trimestre ................................ 13,64 7,67 Setembre 2015 ................................ 10,24 7,67 Cuarto trimestre ................................ 10,75 8,31 Octubre 2015 ................................ 10,75 8,37 Noviembre 2015 ................................ 10,56 8,78 Diciembre 2015 ................................ 9,80 8,31 2016 Primer trimestre 10,70 5,91 Enero 2016 ................................ 8,67 5,93 Febrero 2016................................ 7,41 5,91 Marzo 2016 ................................ 10,70 7,57
Reales por acción preferida Máximo Mínimo 37,50 24,16 29,08 18,21 25,60 17,64 17,63 16,78 24,56 9,18 16,75 12,57 19,00 15,32 24,56 17,12 22,13 9,18
U$S por ADR representativa de acciones ordinarias Máximo Mínimo 48,90 31,90 41,57 21,50 32,12 17,64 14,20 13,34 20,65 6,26 13,32 10,27 15,94 13,14 20,65 14,19 17,27 6,26
U$S por ADR representativa de acciones preferidas Máximo Mínimo 43,82 28,63 36,22 19,85 29,74 16,99 15,05 14,33 21,86 6,66 13,96 10,68 16,99 13,48 21,86 14,89 18,44 6,66
10,25 14,38 12,30 8,82 8,80 8,80 8,50 7,98
8,18 10,21 6,44 6,44 6,64 7,02 7,27 6,64
7,65 10,19 8,83 5,50 5,68 5,68 5,57 5,09
5,01 6,35 3,72 3,72 4,11 4,17 4,57 4,11
7,97 9,38 7,93 4,69 4,68 4,68 4,53 4,18
5,10 6,41 3,13 3,13 3,29 3,52 3,76 3,29
8,49 6,87 5,14 8,49
4,20 4,20 4,23 5,31
5,86 4,26 3,68 5,86
2,90 2,92 2,90 3,79
4,63 3,37 2,53 4,63
1,99 1,99 2,06 2,69
BM&FBOVESPA Al 31 de diciembre de 2015, las acciones ordinarias y preferidas de Petrobras representaban aproximadamente el 5,3% de la capitalización total de mercado de la BM&FBOVESPA y Petrobras era compañía com más volumen de negociación en la BM&FBOVESPA. Al 31 de diciembre de 2015, la capitalización total de mercado de las 359 empresas que cotizan en la BM&FBOVESPA fue de aproximadamente U$S490 mil millones y las diez empresas más grandes representaron aproximadamente el 51,5% de la capitalización total de mercado de todas las empresas que cotizan en bolsa. Todas las acciones en circulación de una compañía que cotiza en bolsa pueden negociarse en la BM&FBOVESPA, pero en la mayoría de los casos, solo una parte de las acciones que cotizan en bolsa están realmente disponibles para ser negociadas por el público. El resto se encuentra en poder de pequeños grupos de personas controlantes, de entidades públicas o de un accionista principal. La negociación directa en BM&FBOVESPA por un titular no considerado residente en Brasil para fines regulatorios y fiscales de Brasil (un titular extranjero) está sujeta a ciertas limitaciones en los términos de la legislación brasileña sobre inversiones extranjeras. Los titulares extranjeros solamente podrán negociar en BM&FBOVESPA, de acuerdo con las exigencias de la Resolución nº 4.373 del CMN e Instrucción CVM nº 560/2015. La Resolución CMN nº 4.373 exige que los títulos detenidos por titulares extranjeros sean mantenidos bajo la custodia, o en cuentas de depósito en instituciones financieras debidamente autorizadas por CVM. Además, la Instrucción CVM nº 560/2015 establece situaciones limitadas en que titulares extranjeros están autorizados a negociar valores mobiliarios fuera de las bolsas brasileñas o calificadas en mercados de balcón, como el caso de operaciones implicando subscripción, rescate, reembolso de acciones y conversión de debentures en acciones.
147
De acuerdo con las normas brasileñas, la transferencia de la titularidad de inversiones de un titular extranjero a otra parte por medio de transacción privada sola es permitida en situaciones limitadas, tales como transferencias consecuentes de transacciones que implican incorporación, cisión, fusión, reorganizaciones societarias, swaps de acciones, o de una transferencia resultante de legado o herencia. Esas transferencias también son permitidas en situaciones en las que (i) el beneficiario final de la inversión transferida permanezca inalterado y (ii) el valor total de los valores mobiliarios o activos financieros detenidos, directa o indirectamente, por todos los inversionistas que participan en la operación permanezca inalterado. CVM puede autorizar negociaciones o transferencias en otras situaciones, a petición del inversionista interesado. Consulte el Ítem 10. "Informaciones Adicionales- Controles de Divisas" para más informaciones. Ítem 10. Informaciones Adicionales Actos Constitutivos y Estatuto
General Somos una empresa de capital abierto debidamente registrada en CVM bajo el número de identificación 9512. El artículo 3º de nuestro Estatuto establece nuestro objeto social como siendo de investigación, prospección, extracción, procesamiento, comercio y transporte de petróleo bruto proveniente de pozos, de esquisto o de otras rocas, de derivados de petróleo bruto, de gas natural y de otros hidrocarburos fluidos, bien como otras actividades relacionadas o afines, tales como actividades relacionadas la energía, incluyendo la investigación, desarrollo, producción, transporte, distribución, venta y comercio de todas las formas de energía, bien como otras actividades relacionadas o afines. Podemos ejercer, fuera de Brasil, directamente o a través de nuestras subsidiarias, cualquiera de las actividades dentro de nuestro objeto social. Sigue abajo algunas informaciones con respecto a nuestro capital social emitido y un breve resumen de algunas cláusulas importantes de nuestro estatuto y legislación societaria brasileña. Esta descripción no pretende ser completa y está calificada por referencia con nuestro Estatuto (con traducción en Inglés registrada junto a SEC) y a la legislación societaria brasileña. Véase Adjunto 1.1 para lograr copia de nuestro Estatuto.
Cualificación de los Consejeros La Ley nº 12.431/2011, alteró la Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil, eliminando la exigencia anterior de que los miembros del Consejo de Administración de una empresa deban ser accionistas de la compañía. Los miembros de nuestro consejo ejecutivo deben ser brasileños natos y residentes en Brasil. Nuestros consejeros y directores ejecutivos están impedidos de votar en cualquier operación que implique empresas de las cuales ellos detengan más del 10% del total del capital social o en las cuales hayan ocupado cargo de gestión en período inmediatamente anterior a su tomada de pose. De acuerdo con nuestro Estatuto, los accionistas fijan la remuneración global a ser paga a los consejeros, directores y los miembros de nuestra Comisión Fiscalizadora. El Consejo de Administración distribuye la remuneración entre sus miembros y los directores ejecutivos. Además, la Ley nº 12.353/2010 exige que las empresas públicas y de economía mixta, en las cuales el gobierno federal brasileño detiene la mayoría de los derechos de voto, directa o indirectamente, incluyan como miembro del Consejo de Administración un representante elegido por los empleados de la empresa por medio de una votación en separado.
Asignación de la Ganancia Neta A cada asamblea anual general de accionistas, el Consejo de Administración es obligado a recomendar como la ganancia neta del ejercicio fiscal anterior debe ser asignado. La Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil define ganancia neta como la ganancia después de impuestos de renta y contribución social durante un año fiscal, neto de cualesquiera perjuicios acumulados de ejercicios fiscales anteriores y de cualesquiera valores destinados a la participación de empleados y administradores en las ganancias de la empresa. De acuerdo con la Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil, los valores disponibles para distribución de dividendos o pago de 148
intereses sobre el capital propio es la ganancia neta menos cualesquiera valores asignados de la ganancia neta para la reserva legal. Somos obligados a mantener una reserva legal, a la cual debemos destinar el 5% de la ganancia neta de cada ejercicio fiscal hasta que el valor de esa reserva sea igual a 20% de nuestro capital integrado. Sin embargo, no somos obligados a hacer cualquier destino a la reserva legal en ejercicio fiscal en que la reserva legal, cuando aumentada a las otras reservas de capital constituidas, exceda el 30% de nuestro capital. La reserva legal solo puede ser utilizada para compensar perjuicios o aumentar nuestro capital. Mientras seamos capaces de efectuar la distribución mínima compulsoria descrita a continuación, debemos destinar un montante equivalente a 0,5% del subscrito, totalmente pagado en el capital al final del año para una reserva estatutaria. La reserva es usada para financiar los costos de los programas de investigación y desarrollo tecnológico. El saldo acumulado de esa reserva no puede exceder el 5% del subscrito, totalmente pagado en el capital social. La Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil también proporciona tres asignaciones discrecionales de la ganancia neta que están sujetas a la aprobación por los accionistas en la asamblea general anual de accionistas, como dispuesto a continuación: •
primero, un porcentual de la ganancia neta podrá ser destinado a una reserva de contingencia para pérdidas anticipadas juzgadas probables en ejercicios futuros. Cualquier valor así destinado en un ejercicio anterior deberá ser revertido en el ejercicio fiscal en el cual los motivos justifiquen que la reserva deje de existir, o bajado en el caso de ocurrencia de pérdida anticipada;
•
según, si el montante de distribución compulsoria exceder la suma de la ganancia neta realizada en un determinado ejercicio, ese excedente podrá ser asignado a una reserva de ingresos a realizar. La Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil define ganancia neta realizado como el montante de la ganancia neta que exceder la suma del resultado positivo neto de los ajustes patrimoniales y ganancias o recetas de las operaciones cuyos estados financieros ocurran después del término del ejercicio fiscal siguiente; y
•
tercer lugar, una parte de nuestra ganancia neta que exceder la distribución mínima compulsoria podrá ser asignada para financiar el capital de giro y proyectos de inversión, desde que esa atribución sea basada en un presupuesto de capital anteriormente aprobado por nuestros accionistas. Los presupuestos de capital que excedan un año deben ser revisados a cada asamblea anual de accionistas.
Distribución Compulsoria En los términos de la Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil, el nuestro Estatuto de una compañía brasileña, como la nuestra, puede especificar un porcentual mínimo de los valores disponibles para la distribución por esa compañía para cada ejercicio fiscal que deban ser distribuidos a los accionistas a título de dividendos o intereses sobre el capital propio, también conocido como el valor compulsorio de distribución, que no puede ser inferior a 25% de la ganancia neta ajustado para el año fiscal. De acuerdo con nuestro Estatuto, el monto distribuible obligatorio fue fijado en un montante igual a por lo menos del 25% de nuestra ganancia neta ajustada, deducidas las asignaciones para reserva legal, la reserva de incentivos fiscales (si hay), reserva para contingencias (si hay), y sumando los montantes de la reserva de contingencia revertida de años anteriores (si hay), conforme establecido en la Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil. Además, la ganancia neta que no son atribuidos a las reservas mencionadas anteriormente, para financiar necesidades de capital de giro y proyectos de inversión según descrito anteriormente o de reserva estatutaria deberá ser distribuida a los accionistas a título de dividendos o intereses sobre el capital propio. Como una compañía brasileña con una clase de acciones sin derecho de voto y de acuerdo con nuestro Estatuto, en la medida en la que declaramos dividendos, los titulares de acciones preferenciales tienen derecho a 149
dividendos no cumulativos anuales mínimos preferenciales igual al mayor valor entre (i) 5% de su participación proporcional de nuestro capital pagado, o (ii) 3% del valor contable de sus acciones preferenciales. En la medida en la que declaramos dividendos sobre nuestras acciones ordinarias en cualquier año en un montante que exceda los dividendos mínimos preferenciales debidos a nuestras acciones preferenciales, los titulares de acciones preferenciales tendrían derecho a un dividendo adicional por acción, de modo a que titulares de acciones preferenciales pasen a recibir el mismo valor del dividendo adicional por acción paga a los titulares de acciones ordinarias. Los titulares de acciones preferenciales participan igualmente con los accionistas ordinarios en aumentos de capital social logrados por la incorporación de reservas y ganancias. La Ley de las Sociedades por Acciones de Brasil, sin embargo, permite que una compañía de capital abierto, como nosotros, suspenda la distribución compulsoria caso el Consejo de Administración y el informe de la Comisión Fiscalizadora en la asamblea general anual de accionistas indiquen que la distribución sería desaconsejable en vista de la situación financiera de la empresa. En este caso, el Consejo de Administración deberá presentar justificativa de la suspensión a CVM. Las ganancias no distribuidas en virtud de la suspensión arriba mencionada serán destinadas a una reserva especial y, si no absorbidos por perjuicios subsiguientes, serán distribuidos en cuanto la condición financiera de la compañía permita tales pagos.
Pago de Dividendos e Intereses sobre el Capital Propio La Ley de Sociedades de Brasil y nuestro Estatuto establece la obligación de celebrar una Asamblea Anual General de Accionistas dentro de los cuatro meses del cierre de cada ejercicio en la cual, entre otras cuestiones, los accionistas deberán decidir sobre el pago de dividendos anuales. El pago de dividendos anuales se fundamenta en las demostraciones financieras preparadas para el ejercicio correspondiente. La Ley nº 9.249/1995, con las correspondientes modificaciones, establece la distribución de intereses atribuidos al patrimonio neto entre los accionistas como una forma alternativa de distribución. Dichos intereses están sujetos a la variación proporcional diaria de la tasa de interés TJLP, la tasa de interés a largo plazo del gobierno brasileño. Dichos pagos pueden considerarse gastos deducibles a los fines del impuestos a la renta y contribución social, pero la deducción no puede exceder el monto mayor entre: •
el 50% de la ganancia neta (antes de considerar dicha distribución y las deducciones por impuesto a la renta y luego de considerar deducciones por contribución social sobre la ganancia neta) correspondiente al período con respecto al cual se realiza el pago; o
•
el 50% de las ganancias no distribuidas.
El pago de intereses sobre el capital propio a los tenedores de ADR o acciones ordinarias, sean o no residentes en Brasil, está sujeto a retenciones impositivas en origen a una tasa del 15% o 25%. La tasa del 25% se aplica si el beneficiario es residente en un paraíso fiscal. Véase “Impuestos relativos a nuestras ADR y Acciones Ordinarias y Preferidas —Consideraciones sobre Impuestos Brasileños”. El monto pagado a los accionistas por intereses atribuidos al patrimonio neto, neto de retenciones impositivas, puede incluirse como parte de la distribución obligatoria de dividendos. Según lo establecido en la Ley de Sociedades de Brasil, la compañía está obligada a distribuir entre los accionistas un monto suficiente que garantice que el monto neto recibido, una vez pagadas las retenciones impositivas en origen aplicables con respecto a la distribución de intereses sobre el capital propio, sea como mínimo equivalente a los dividendos obligatorios. Según lo establecido en la Ley de Sociedades de Brasil y en nuestro estatuto, los dividendos generalmente deben pagarse dentro de los 60 días posteriores a la fecha de declaración de dividendos, a menos que los accionistas aprueben una resolución que establezca una nueva fecha de pago, que, en ambos casos, debe ser anterior al cierre del ejercicio en el cual se declararon dividendos. Los montos de los dividendos adeudados a nuestros accionistas están sujetos a cargos financieros actualizados a la tasa SELIC a partir del cierre de cada ejercicio hasta la fecha de efectivo pago de dividendos. Los accionistas tienen un período de tres años contado a 150
partir de la fecha de pago de dividendos para reclamar los dividendos o los pagos de intereses con respecto a sus acciones, después del cual el monto de los dividendos no reclamados volverá a la compañía. Nuestro Consejo de Administración puede distribuir dividendos o pagar intereses en base a las utilidades declaradas en las demostraciones financieras intermedias. El monto de los dividendos distribuidos correspondientes a períodos intermedios no puede exceder el monto de nuestras reservas de capital.
Asamblea de Accionistas Los accionistas, a través del voto en la asamblea general, tienen la facultad de decidir sobre cuestiones relacionadas con el objeto social y de aprobar las resoluciones que consideren necesarias para nuestra protección y desarrollo, salvo para algunos poderes exclusivos para nuestros otros órganos gubernamentales corporativos. Desde 2012, hemos convocado a asamblea de accionistas se realizaba mediante la publicación de un edicto en el Diário Oficial do Estado do Rio de Janeiro y en el Jornal Valor Econômico. La convocatoria debe publicarse por lo menos tres veces y con un mínimo de 30 días de antelación respecto de la fecha prevista para la asamblea. La convocatoria debe incluir el orden del día de la asamblea y, en el caso de proponerse una reforma a los Estatutos, una indicación del contenido de la misma. En el caso de los tenedores de ADR, el depositario de ADR deberá recibir la convocatoria con un mínimo de 30 días calendarios de antelación respecto de la asamblea de accionistas. Mediante recibimiento de la convocatoria para nuestra asamblea de accionistas, el depositario deberá enviar por el correo una notificación, en el formato de su elección, a los titulares de ADR. Esa notificación deberá contener i) las informaciones sobre nuestra convocatoria de asamblea enviadas al depositario de ADR; ii) una declaración de que los propietarios de registros, en la fecha específica del registro, pueden instruir el depositario en como ejercer sus derechos a voto, sujeto a las leyes brasileñas y también a nuestro estatuto; y iii) una declaración definiendo la forma en que esas instrucciones se pueden pasar al depositario. El Consejo de Administración o, en algunos casos específicos establecidos en la Ley de Sociedades de Brasil, los accionistas, convocan las Asambleas Generales de Accionistas. Un accionista puede estar representado en una Asamblea General de Accionistas por un apoderado, siempre que éste haya sido designado dentro del año de celebración de la asamblea. El apoderado debe ser un accionista, un miembro de la Dirección, un abogado o una entidad financiera. El poder otorgado al apoderado deberá cumplir con ciertas formalidades establecidas por la ley brasileña. Para la adopción de una resolución en la Asamblea de Accionistas, los accionistas que representen al menos un cuarto de nuestras acciones ordinarias emitidas y en circulación deben estar presentes en la asamblea. Sin embargo, en el caso de una asamblea general para reformar el Estatuto, deberán estar presentes los accionistas que representan al menos dos tercios de las acciones ordinarias emitidas y en circulación. En caso de no constituirse el quórum, el Consejo de Administración puede convocar una segunda asamblea mediante notificación enviada con un mínimo de ocho días calendarios de antelación respecto de la fecha prevista para la asamblea de acuerdo con las normas de publicación anteriormente descriptas. Los requisitos de quórum no se aplican a la segunda asamblea, sujeto a los requisitos de votación para determinadas cuestiones descriptas a continuación. Nuestros accionistas también pueden registrarse on line para ejercer su derecho a voto en forma electrónica en las asambleas de accionistas. Asimismo, los accionistas de Petrobras también pueden votar en forma electrónica en solicitudes de delegación de votos (pedido público de procuração). Los tenedores de ADR no pueden participar en forma electrónica en las asambleas de accionistas. Los titulares de ADR pueden instruir al depositario con antecedencia para votar en representación suya en las asambleas de accionistas, de acuerdo con los procedimientos operativos del depositario y con el contrato de depósito.
Derecho a Voto De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil y nuestro estatuto, cada una de nuestras acciones ordinarias tiene derecho a voto en la Asamblea General de Accionistas. Conforme a lo establecido por ley, el gobierno brasileño debe ser titular de al menos la mayoría de nuestras acciones con derecho a voto. Conforme la Ley de Sociedades de Brasil y el nuestro estatuto, salvo (i) por el derecho de nombrar un miembro de nuestro Consejo de Administración y un miembro de nuestra Comisión Fiscalizadora, y (ii) muy pocas circunstancias 151
relacionadas con las acciones preferidas negativamente afectadas (tal como discutido más adelante), nuestras acciones preferidas, no confieren derecho a voto. Los titulares de acciones ordinarias que votan en la Asamblea General de Accionistas tienen la facultad exclusiva de: •
reformar los Estatutos;
•
aprobar aumentos de capital;
•
aprobar reducciones de capital;
•
elegir o remover miembros del Consejero de Administración y de la Comisión Fiscalizadora (y sus respectivos suplentes), sujeto al derecho de nuestros accionistas titulares de acciones preferidas de elegir o remover uno de los miembros del Consejero de Administración y de elegir un miembro de la Comisión Fiscalizadora (y sus respectivos suplentes);
•
recibir las demostraciones financieras anuales preparadas por la administración y aceptar o rechazar las demostraciones financieras, incluyendo la asignación de la ganancia neta para el pago de dividendos obligatorios y la asignación a las distintas cuentas de reserva;
•
autorizar la emisión de debentures excepto la emisión de debentures sin garantía y no convertibles en acciones, que podrá ser aprobada por el Consejero de Administración;
•
suspender los derechos de los accionistas que no hayan cumplido con las obligaciones impuestas por ley o los Estatutos;
•
aceptar o rechazar la valuación de activos aportados por un accionista como contraprestación por la emisión de acciones;
•
dictar resoluciones para aprobar reestructuraciones societarias, tales como fusión y escisión;
•
participar de un grupo de empresas centralizado;
•
aprobar la transferencia del control de las subsidiarias;
•
aprobar la venta de debentures convertibles emitidos por nuestras subsidiarias y pertenecientes a la compañía;
•
establecer la remuneración de los principales ejecutivos;
•
aprobar la cancelación de nuestro registro como sociedad que cotiza en bolsa;
•
decidir sobre la disolución de la compañía;
•
renunciar al derecho de suscripción de acciones o debentures convertibles emitidos por nuestras subsidiarias o afiliadas; y
•
seleccionar una empresa especializada para llevar a cabo la valuación de nuestras acciones, en los casos de cancelación de nuestro registro como sociedad que cotiza en bolsa o de incumplimiento de las normas habituales de gobierno corporativo definidas por una bolsa de valores o una entidad a cargo del mantenimiento de un mercado extrabursátil organizado registrado en la CVM, con el fin de cumplir con dichas normas de gobierno corporativo y con los contratos que puedan celebrarse entre Petrobras y dichas entidades. 152
Salvo disposición en contrario establecida por ley, las resoluciones de la Asamblea General de Accionistas se aprueban por una mayoría de titulares de acciones ordinarias en circulación. No se tienen en cuenta las abstenciones. Se requerirá la aprobación de los titulares de al menos la mitad de las acciones ordinarias emitidas y en circulación en relación con los siguientes asuntos: •
reducción de la distribución obligatoria de dividendos;
•
fusión por absorción o propiamente dicha con otra empresa, sujeto a las condiciones estipuladas en la Ley de Sociedades de Brasil;
•
participación en un grupo de empresas sujeto a las condiciones estipuladas por la Ley de Sociedades de Brasil;
•
modificación del objeto social, la cual debe estar precedida por una reforma de los Estatutos en virtud de una ley federal dado que somos una sociedad controlada por el gobierno y nuestro objeto social está establecido por ley;
•
escisión de una parte de la compañía, sujeto a las condiciones estipuladas en la Ley de Sociedades de Brasil; y
•
transferencia de todas nuestras acciones a otra compañía o incorporación de las acciones de otra compañía con el propósito de convertir a la sociedad cuyas acciones se transfieren, en una subsidiaria totalmente controlada de dicha compañía (incorporação de ações).
De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, si un accionista tiene un conflicto de intereses con la compañía en relación con una transacción propuesta, el accionista no podrá votar una decisión relacionada con dicha transacción. Por ejemplo, un accionista con intereses no puede votar para aprobar la valuación de activos aportados por dicho accionista a cambio de capital o, cuando el accionista es uno de los principales ejecutivos, para aprobar el informe de la administración sobre las demostraciones financieras de la compañía. Cualquier transacción aprobada por el voto de un accionista que tenga un conflicto de intereses podrán ser anuladas y dicho accionista podrá ser considerado responsable de los daños causados y podrá exigírsele devolver a la compañía las ganancias que pudiera haber obtenido como resultado de la transacción. De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, los siguientes asuntos deberán someterse a la aprobación o ratificación de los titulares de acciones preferidas en circulación que estén afectadas en forma adversa antes de someterse a la aprobación de al menos la mitad de los titulares de acciones ordinarias emitidas y en circulación: •
creación de acciones preferidas o aumento de las clases existentes de acciones preferidas sin conservar las proporciones de ninguna otra clase de acciones preferidas, salvo lo dispuesto o autorizado por el Estatuto de la sociedad;
•
modificación de las preferencias, privilegios, rescate o amortización de cualquier clase de acciones preferidas; y
•
creación de una nueva clase de acciones preferidas con derecho a condiciones más favorables que las clases existentes.
Las decisiones respecto de nuestra transformación en otra clase de sociedad necesitarán de un término aditivo previo de la Ley Corporativa de Brasil y de la Ley Federal 9.478/1997. De conformidad con la Ley de Sociedades de Brasil, los accionistas minoritarios que representan al menos un 10% de las acciones con derecho a voto, tienen el derecho a exigir que se adopte un proceso de votación 153
acumulativa en el que cada titular de acciones ordinarias tenga derecho a tantos votos como miembros tiene el Consejero de Administración y en el que cada tenedor de acciones ordinarias tenga derecho a votar en forma acumulativa por solo un candidato o a distribuir sus votos entre varios candidatos. Según las normas expedidas por la CVM, a la exigencia de límite de un 10% para el ejercicio de procedimientos de votación acumulativa puede ser reducida dependiendo del valor del capital social de la compañía. Para una compañía como la Petrobras, el limite es de 5%. Los accionistas representando un 5% de nuestro capital social con derecho a voto pueden exigir la adopción de un procedimiento de votación acumulativa. Además, accionistas minoritarios ordinarios también tienen el derecho de nombrar y/o demitir un miembro para o del Consejo de Administración y nombrar o demitir un miembro para o de nuestra Comisión Fiscalizadora (y alternar tales respectivos miembros). Los titulares de acciones preferidas que representen, individualmente o en grupo, el 10% de nuestro capital total, también tienen derecho a designar y/o remover un miembro del Consejero de Administración. Los titulares de acciones preferidas tienen derecho a designar en forma independiente un miembro de la Comisión Fiscalizadora (y respectivo suplente de dicho miembro). Asimismo, en virtud de la Ley nº 12.353, los empleados de Petrobras tienen derecho a designar o remover del cargo a un miembro del Consejo de Administración (y respectivo suplente de dicho miembro) de acuerdo con un procedimiento de votación independiente. El Estatuto establece que, independientemente del ejercicio de los derechos arriba otorgados a los accionistas minoritarios a través del proceso de votación acumulativa, el gobierno federal brasileño tiene siempre el derecho de elegir a la mayoría de nuestros consejeros.
Derechos de Preferencia De conformidad con la Ley de Sociedades de Brasil, cada accionista tiene un derecho preferente general de suscripción de acciones o títulos convertibles en acciones en todo aumento de capital, en proporción al número de acciones de las que sea titular. En el caso de un aumento de capital que mantenga o aumente la proporción de capital representado por las acciones preferidas, los titulares de acciones preferidas tendrán derechos de preferencia de suscripción respecto de nuevas acciones preferidas solamente. En el caso de un aumento de capital que disminuya la proporción de capital representado por acciones preferidas, los titulares de acciones preferidas tendrán derechos de preferencia de suscripción respecto de nuevas acciones preferidas en proporción al número de acciones de las que sean titulares, y de acciones ordinarias sólo en la medida que sea necesario para evitar la dilución de su participación en el capital social de la compañía. Para ejercer este derecho se establece un período mínimo de 30 días posteriores a la publicación de la notificación de emisión de nuevas acciones o títulos convertibles en acciones, y dicho derecho es negociable. En el caso de un aumento de capital mediante la emisión de nuevas acciones, los tenedores de ADRs, de acciones ordinarias o preferidas tendrían, salvo en las circunstancias descriptas anteriormente, derechos de preferencia de suscripción en relación con toda clase de acciones recientemente emitidas. Sin embargo, los tenedores de ADRs no podrán ejercer derechos de preferencia de suscripción en relación con acciones preferidas subyacentes a las ADRs, a menos que se encuentre vigente una declaración de registro en virtud de la Ley del Mercado en relación con dichos derechos o esté disponible una exención de los requisitos de registro de la Ley del Mercado Véase el Item 3. “Informaciones Relevantes - Factores de Riesgo - Riesgos Relativos a Nuestros Valores Mobiliarios”.
Rescate y Derechos de Retiro La legislación brasileña establece que, en limitadas circunstancias, los accionistas tienen derecho a retirar su participación accionaria de la compañía y a recibir el pago de la porción del capital atribuible a su participación accionaria. 154
Este derecho de retiro puede ser ejercido por los tenedores de acciones ordinarias y preferidas afectadas en forma adversa en el caso que decidamos: •
crear acciones preferidas o aumentar las clases existentes de acciones preferidas, sin mantener las proporciones respecto de otras clases de acciones preferidas, salvo lo dispuesto u autorizado por nuestro estatuto; o
•
cambiar las preferencias, privilegios, condiciones de rescate o amortización de cualquier clase de acciones preferidas o crear una nueva clase de acciones preferidas con derecho a condiciones más favorables que las de las clases existentes.
Los titulares de acciones ordinarias y preferidas pueden ejercer el derecho de retiro en el caso que decidamos: •
fundir con otra empresa o consolidar con otra empresa, siempre que se cumplan determinadas condiciones establecidas por la Ley de Sociedades de Brasil; o
•
participar de un grupo centralizado de compañías, siempre que se cumplan determinadas condiciones establecidas por la Ley de Sociedades de Brasil y sujeto a las condiciones establecidas en la misma.
El derecho de retiro también puede ser ejercido por los accionistas disidentes en el caso de que decidamos: •
reducir la distribución obligatoria de dividendos;
•
modificar el objeto social de la compañía;
•
escindir una parte de nuestra empresa, de que cierta condiciones establecidas en la Ley de Sociedades de Brasil;
•
transferir la totalidad de nuestras acciones a otra compañía o recibir acciones de otra compañía con el fin de que la compañía cuyas acciones se transfieren se convierta en una subsidiaria totalmente controlada de nuestra compañía, denominado incorporação de ações, de que cierta condiciones establecidas en la Ley de Sociedades de Brasil; o
•
adquirir el control de otra compañía a un precio que exceda los límites establecidos por la Ley de Sociedades de Brasil, de que cierta condiciones establecidas en dicha Ley.
El derecho de retiro también puede ejercerse en el caso de que una compañía resultante de una fusión, (incorporação de ações), según se describe anteriormente, consolidación o escisión de una sociedad que cotiza en bolsa no logre cotizar sus acciones dentro de un plazo de 120 días contado a partir de la Asamblea de Accionistas en la que se ha tomado tal decisión. De conformidad con la Ley de Sociedades de Brasil, cualquier rescate de acciones que resultara del ejercicio de dichos derechos de retiro debe realizarse sobre la base del valor libro por acción, determinado de acuerdo con el último balance aprobado por los accionistas de la compañía. Sin embargo, en el caso de que una Asamblea de Accionistas en la que se decida disponer el ejercicio del derecho de rescate se celebre en una fecha posterior al plazo de 60 días contado a partir de la fecha del último balance aprobado, un accionista tendrá derecho a exigir que sus acciones sean valuadas sobre la base de un nuevo balance con fecha dentro de los 60 días contados a partir de dicha Asamblea de Accionistas. El derecho de retiro caduca 30 días después de la publicación del Acta de Asamblea de Accionistas que aprueba las medidas societarias descriptas anteriormente. Estamos autorizados a reconsiderar toda medida que de lugar a ejercer los derechos de retiro dentro de los 10 días siguientes a la caducidad de dichos derechos si el retiro de acciones de los accionistas disidentes perjudicara la estabilidad financiera de la compañía.
155
Otros Derechos de los Accionistas De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, ni el Estatuto de la compañía ni las medidas adoptadas en una Asamblea General de Accionistas pueden privar a un accionista de derechos específicos, tales como: •
el derecho de participar en la distribución de utilidades;
•
el derecho de participar, en forma equitativa y proporcional, de los activos residuales remanentes en caso de liquidación de la sociedad;
•
el derecho de supervisar la gestión de los negocios de la sociedad según lo especificado en la Ley de Sociedades de Brasil;
•
los derechos de preferencia de suscripción en el caso de suscripción de acciones, debentures convertibles en acciones o bonos de suscripción (salvo con respecto a una oferta pública de dichos títulos, según se estableciera en el Estatuto); y
•
el derecho de retiro en los casos especificados en la Ley de Sociedades de Brasil.
Liquidación De conformidad con la Ley de Sociedades de Brasil, en el caso de liquidación, los titulares de acciones preferidas están autorizados a recibir, antes de que se realice una distribución a los titulares de acciones ordinarias, un monto equivalente al capital integrado en relación con las acciones preferidas.
Derechos de Conversión De acuerdo con nuestro Estatuto, las acciones ordinarias no son convertibles en acciones preferidas, y las acciones preferidas no son convertibles en acciones ordinarias.
Obligación de los Accionistas en relación con Futuros Requerimientos de Integración de Capital El requerimiento de integración de capital no está contemplado en las leyes de Brasil ni en nuestro Estatuto social. La obligación de los accionistas de nuestra compañía ante requerimientos de integración de capital se limita al pago del precio de emisión de las acciones suscriptas o adquiridas.
Forma y Transferencia Las acciones de la compañía están registradas en la forma de acciones escriturales y hemos contratado al Banco do Brasil para que realice la custodia y transferencia de acciones. A fin de efectuar la transferencia, el Banco do Brasil realiza un registro, debita la cuenta de acciones del transferente y acredita la cuenta de acciones del beneficiario de la transferencia. Los accionistas podrán optar, a su exclusivo criterio, por mantener sus acciones a través de Central Depositária de Ativos e de Registro de Operações do Mercado o Central Depositária. Las acciones se ingresan al sistema Central Depositária a través de entidades brasileñas que tienen cuentas de compensación con la Central Depositária. El registro de accionistas de la compañía indica cuáles acciones cotizan en el sistema Central Depositária. A la vez, cada accionista participante se registra en el registro de accionistas beneficiarios mantenido en la Central Depositária y tiene el mismo tratamiento que nuestros accionistas registrados.
Resolución de Controversias Los Estatutos establecen la resolución obligatoria de controversias mediante arbitraje, de acuerdo con las normas de la Cámara de Arbitraje del Mercado (Câmara de Arbitragem do Mercado), en relación con disputas 156
relacionadas con Petrobras, sus accionistas, ejecutivos, consejeros y miembros de la Comisión Fiscalizadora y que involucren las disposiciones establecidas en la Ley de Sociedades de Brasil, el Estatuto, las normas del Consejo Monetario Nacional, el Banco Central de Brasil y el CVM u otra legislación del mercado de capitales, incluyendo las disposiciones de los acuerdos celebrados con bolsas de valores o entidades extrabursátiles registradas en el CVM, en relación con la adopción de prácticas de gobierno corporativo diferenciadas. En consonancia con la Ley n° 9.307/1996, entidades que son parte de la administración pública directa e indirecta, tal como nuestro accionista mayoritario, suelen utilizar del arbitraje como un mecanismo de resolución de disputa solo para las disputas involucrando derechos económicos negociables. Consecuentemente, dichas entidades no suelen presentar ningún derecho no negociable al arbitraje (derechos indisponibles), tales como aquellos considerados relacionados con el interés público. De esta manera, las decisiones del gobierno de Brasil ejercidas por intermedio del voto en la asamblea general de accionistas, si basado en o relacionado con el interés público, no se sujetarán a los procesos de arbitraje.
Restricciones de Negociación De acuerdo con el Estatuto, nuestro accionista mayoritario, el gobierno federal de Brasil, y los miembros de nuestro Consejo de Administración, Junta Directiva y Comisión Fiscalizadora, deben: •
abstenerse de negociar con títulos de la compañía, ya sea en el período de un mes anterior al cierre del ejercicio hasta la fecha de publicación de los estados financieros, o durante el período que transcurra entre una decisión societaria para aumentar o reducir nuestro capital social, distribuir dividendos o acciones y emitir títulos y la fecha en la que se realicen las publicaciones respectivas; e
•
informar a la compañía y a la Bolsa de Valores sus planes de operaciones periódicas en relación con los títulos, si los hubiera, incluido todo cambio o incumplimiento en relación con dichos planes. Si la información está relacionada con un programa de inversión o desinversión, deberá incluir la frecuencia y las cantidades previstas.
Restricciones respecto de Titulares no Brasileños Los titulares extranjeros no enfrentan restricciones legales sobre la titularidad de nuestras acciones ordinarias o preferenciales o de ADSs con base en nuestras acciones ordinarias o preferenciales, y tiene el derecho de preferencia de tales acciones ordinarias o preferenciales, conforme el caso. Sin embargo, la capacidad de convertir pagos de dividendos y recetas de la venta de acciones ordinarias o de acciones preferenciales o derechos de preferencia en moneda extranjera y de remeter esos valores para fuera de Brasil está sujeta a restricciones de la legislación sobre inversiones extranjeras, que generalmente requiere, entre otras medidas, el registro de la inversión correspondiente en el Banco Central de Brasil. Todavía, cualquier titular extranjero que se registre en CVM de acuerdo con la Resolución CMN nº 4.373 podrá comprar y vender títulos directamente en BM&FBOVESPA. Esos titulares extranjeros deben designar un representante local en Brasil que deberá, entre otras funciones, registrar y mantener actualizado junto al Banco Central de Brasil el registro de todas las transacciones de estos inversionistas en BM&FBOVESPA. Asimismo, el Anexo II de la Resolución n° 4.373 del CMN, permite que compañías brasileñas emitan certificados de depósito en mercados de divisas. Actualmente tenemos un programa de ADR para nuestras acciones ordinarias y preferidas debidamente registrado ante la CVM y el Banco Central de Brasil. El producido de la venta de ADR por tenedores fuera de Brasil está libre de controles de divisas brasileños. Transferencia del Control De acuerdo con la ley brasileña y el nuestro Estatuto, el gobierno brasileño debe ser titular de, al menos, la mayoría de nuestras acciones con derecho a voto. Por lo tanto, todo cambio en el control de Petrobras requerirá una modificación de la legislación aplicable. 157
Divulgación de la Titularidad del Accionista Las reglamentaciones brasileñas requieren que (i) accionistas mayoritarios directos o indirectos, (ii) accionistas que eligieran a miembros de nuestro Consejo de Administración o de nuestra Comisión Fiscalizadora, así como (iii) toda persona o grupo de personas que representa el mismo interés, en su caso, que haya adquirido directa o indirectamente, o vendido una participación que excede (ya sea arriba o abajo) al límite de 5% o cualquier múltiplo del mismo, del número total de acciones de cualquier tipo o clase, debe divulgar su titularidad de acción o desinversión, inmediatamente después del evento para el CVM y la BM&FBovespa. Contratos Significativos
Contrato de Cesión Onerosa El 3 de septiembre de 2010 Petrobras celebró un contrato con el gobierno federal de Brasil en virtud del cual el gobierno cedió a Petrobras el derecho a realizar actividades de exploración y producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos en áreas específicas anteriores al estrato de sal, sujeto a una producción máxima de cinco mil millones de barriles de petróleo equivalente. El Contrato de Cesión Onerosa se celebró en virtud de disposiciones específicas de la Ley n° 12.276. El borrador del Contrato de Cesión Onerosa fue aprobado por el Consejo de Administración de Petrobras el 1° de septiembre de 2010 y por el CNPE (Consejo Nacional de Política Energética) el 1° de septiembre de 2010, luego de una negociación entre Petrobras y el gobierno federal de Brasil basada en informes de profesionales independientes obtenidos por Petrobras y la ANP de acuerdo con un procedimiento de valuación exigido en virtud de la Ley n° 12.276. Véase Adjunto 2.78 de una traducción al Inglés del Contrato de Cesión Onerosa.
Términos y Condiciones Básicos Objeto. En virtud del Contrato de Cesión Onerosa, Petrobras pagó un precio inicial de contrato por el derecho a realizar actividades de exploración y producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos en áreas específicas anteriores al estrato de sal, sujeto a una producción máxima de cinco mil millones de barriles de petróleo equivalente. Aunque el Contrato de Cesión Onerosa otorga a Petrobras determinados derechos similares a los de una concesión, el Contrato de Cesión Onerosa constituye un régimen específico de exploración y producción, y no una concesión en virtud de la legislación brasileña. Área Abarcada. El Contrato de Cesión Onerosa abarca seis bloques firmes, más un bloque contingente, ubicados en las áreas del presal e identificados en el Contrato de Cesión Onerosa. Estos bloques están ubicados en la Cuenca de Santos y tiene estimativas de características geológicas similares a las descubiertas hechas en otros lugares en el área del presal. En 07 de febrero de 2014, devolvemos al gobierno federal el bloque contingente referente al Contrato de Cesión Onerosa porque confirmamos que el volumen máximo inicialmente previsto en el Contrato de Cesión Onerosa puede ser alcanzado en otros seis bloques firmes (o sea, sin la necesidad de cualquier contribución del bloque contingente). Supervisión e Inspección. ANP tiene autoridad reguladora y derechos de inspección sobre nuestras actividades en las áreas sujetas al Contrato de Cesión Onerosa, bien como sobre nuestra conformidad con el Contrato de Cesión Onerosa. Costos y riesgos. Todas nuestras actividades de exploración, desarrollo y producción en el ámbito del Contrato de Cesión Onerosa serán realizadas a nuestros costos y riesgo. Precio El precio inicial del contrato en relación con nuestros derechos en virtud del Contrato de Cesión Onerosa fue R$74.807.616.407, equivalente a U$S42.533.327.500 al 1° de septiembre de 2010. Conforme a lo dispuesto en la Ley n° 12.276, el precio del contrato fue determinado por medio de negociaciones entre Petrobras y el gobierno federal de Brasil, en base a los informes de profesionales independientes obtenidos por Petrobras y la ANP, que tomaron en cuenta una serie de factores, incluyendo condiciones de mercado, precios del petróleo en esa época y costos de la industria. 158
Utilizamos parte de los fondos provenientes en 2010 de la oferta global de acciones para el pago del precio inicial del contrato, incluyendo la utilización de Bonos del gobierno federal de Brasil (Letras Financeiras do Tesouro, or LFTs) que recibimos del gobierno federal de Brasil en la oferta global. Las LFT se valuaron al mismo precio al cual se valuaron a los fines de la oferta global. El Contrato de Cesión Onerosa establece los siguientes precios y volúmenes iniciales para cada bloque:
Volumen (en millones de boe) Bloque 1 Florim (ahora Itapu) Bloque 2 Franco (ahora Búzios) Bloque 3 Guará Sur (ahora Sapinhoa Sur) Bloque 4 Iara Adyacente (ahora Atapu, Berbigão Norte, Berbigão Sur, Sururu Norte y Sururu Sur) Bloque 5 Tupi Sur (ahora Lula Sur) Bloque 6 Tupi Nordeste (ahora Sepia) Bloque 7 (bloque contingente) Peroba Precio Inicial del Contrato de Cesión Onerosa
EVALUACIONES INICIALES Precio (U$S/boe)
Valor (U$S)
467
9,0094
4.207.389.800
3.058
9,0400
27.644.320.000
319
7,9427
2.533.721.300
600
5,8157
3.489.420.000
128
7,8531
1.005.196.800
428
8,5357
3.653.279.600
—
—
— 42.533.327.500
Duración El plazo de duración del Contrato de Cesión Onerosa es de 40 años, que puede ampliarse por cinco años adicionales, a nuestra solicitud, en caso de (i) fuerza mayor, (ii) demora en la obtención de licencias ambientales aplicables, siempre que dicha demora se atribuya exclusivamente a la autoridad ambiental pertinente, (iii) suspensión de las actividades por determinación de la ANP, o (iv) cambios en las condiciones geológicas previstas para cada área. La ampliación del plazo solo será aplicable a áreas en las cuales la ANP identifica el acaecimiento de uno de los supuestos especificados precedentemente. La ANP tendrá en cuenta el período de la demora ocurrida para determinar la duración de la ampliación, sujeto al límite de cinco años indicado precedentemente. Asimismo, la duración del Contrato de Cesión Onerosa está sujeta al proceso de revisión.
Revisión El Contrato de Cesión Onerosa está sujeto a un proceso de revisión. Notificamos el gobierno federal brasileño y a ANP 10 meses antes de la fecha de declaración de comercialidad de cada área abarcada por el contrato, a fin de iniciar las modalidades del proceso de revisión, que comenzó inmediatamente después de la declaración de comercialidad de cada campo en cada uno de los bloques. El proceso de revisión, de todas las áreas sujetas a los Contratos de Cesión de Derecho, está actualmente en curso y no hay fecha formal u oficial para su conclusión. La conclusión del proceso de revisión puede resultar en la renegociación de (i) el precio del contrato, (ii) el volumen máximo de producción de cinco bnbbl de aceite equivalente, (iii) la duración del contrato, y (iv) de los niveles mínimos de bienes y servicios a ser adquiridos de proveedores brasileños.
159
Si el precio de contrato revisado sea más elevado que el precio inicial del contrato, podemos concordar con el gobierno federal brasileño en una o más de las siguientes opciones de pago: (i) un pago a ser hecho por nosotros, en dinero o LFTs, al gobierno federal brasileño en un montante igual a la diferencia entre el precio revisto del contrato (resultante del proceso de revisión) y el precio inicial del contrato; o (ii) una reducción en el volumen de producción máxima de cinco bnbbl de petróleo equivalente. Si el precio de contrato revisado sea inferior al precio inicial del contrato, entonces, el gobierno federal brasileño nos pagará en dinero, LFTs, títulos emitidos por nosotros o por otros medios despiertos entre nosotros, la diferencia entre el precio del contrato revisto y el valor inicial del contrato. En ambos los casos, la diferencia entre el precio del contrato revisto y el precio del contrato inicial en dólares norteamericanos será convertida para reales, con base en la tasa de cambio media PTAX de compra de dólares norteamericanos, divulgada por el Banco Central de Brasil referente a los 30 días anteriores a la revisión de cada área y será actualizada por la tasa de intereses del Sistema Especial de Liquidación y Custodia, o la tasa SELIC, hasta la data del pago. Los pagos deben ser hechos en el plazo de tres años después de la conclusión del proceso de revisión. El proceso de revisión será basado en informes de peritos independientes a ser contratados por nosotros y por ANP. Entre otros parámetros (incluso algunos parámetros pendientes de negociaciones), el siguiente será considerado en el proceso de revisión: •
Fecha-base: para fines de análisis económico a ocurrir durante el proceso de revisión, fue acordado con el gobierno federal brasileño que la fecha de referencia es la fecha de la Declaración de Comercialidad de cada bloque. Esta conclusión, sin embargo, está pendiente de una negociación con el gobierno federal brasileño;
•
Tasa de descuento: una tasa de descuento del 8,83% al año;
•
Precio de Referencia del Petróleo: será igual al precio medio de negociación del mes anterior a la Fecha de Referencia del proceso de revisión (Crude Light West Texas Intermediate - WTI), en US$/barril, según publicado por New York Mercantile Exchange, a NYMEX, bajo el código "CL", para el decimoctavo contrato futuro en términos de vencimiento, menos la diferencia con relación al petróleo bruto Brent. La diferencia de petróleo bruto Brent (el precio del WTI menos el precio de Brent) debe ser calculada utilizando medias anuales de proyecciones mensuales, según especificado en los más recientemente informes del Pira Energy Group publicados (disponible en su sitio mediante pago de una tasa) para el año siguiente a la revisión, o, caso no esté disponible, una previsión comparable publicada por una entidad de renombre internacional por su capacidad técnica en la industria de petróleo y gas natural. Para cada área en los términos del Contrato de Cesión Onerosa, el cálculo de la diferencia del precio del barril de petróleo equivalente aplicable a cada área con relación al petróleo bruto Brent deberá basarse en los más recientes datos de caracterización de los fluidos disponibles en la fecha de revisión, y el cálculo deberá ser realizado en conformidad con la metodología especificada en la Ordenanza ANP nº 206/2000.
•
Precio de Referencia del Gas Natural en U$S/MMBtu: el precio de referencia del gas natural es equivalente al precio en el mercado de referencia (PMR) menos cuotas en relación con las tarifas de transporte (TTr), tarifas de procesamiento (TP), tarifas de transferencia (TT) y gastos de venta (DC), de acuerdo con la siguiente fórmula: PRGN = PMR - (TTr + TP + TT + DC), donde: •
El precio en el mercado de referencia (PMR) en U$S/MMBtu es el precio de venta promedio de gas natural local en los doce meses previos a la fecha de revisión, ponderado por volumen, compatible con nuestras prácticas de compromisos en firme con el mercado no termoeléctrico en los Estados de Rio de Janeiro y São Paulo.
•
Tarifas de transporte (TTr) en U$S/MMBtu son las tarifas contractuales de los gasoductos utilizados para transportar gas natural entre nuestras plantas de procesamiento y los puntos de entrega, según el siguiente detalle: TTr = ∑ TTr (n), donde TTr (n) es equivalente a las tarifas de transporte del gasoducto n.
160
•
Las tarifas de procesamiento (TP) en U$S/MMBtu se basan en el costo de procesar gas natural de secciones anteriores al estrato de sal, en nuestra terminal Cabiúnas en Macaé, Estado de Rio de Janeiro, considerando los ingresos por comercialización de los hidrocarburos líquidos que resultarán del procesamiento de gas natural.
•
Las tarifas de transferencia (TT) en U$S/MMBtu se basan en el costo de transferir gas natural proveniente de las áreas anteriores al estrato de sal desde nuestras unidades de producción a la terminal Cabiúnas.
•
Los gastos de venta (DC) en U$S/MMBtu corresponden a los costos incurridos en la comercialización de gas natural, que incluyen, entre otros, la preparación y gestión de contratos de comercialización de gas natural, costos de logística relacionados con el abastecimiento de gas natural y costos de facturación.
•
Los cálculos de las tarifas de procesamiento y transferencia se basarán en información auditada de la que disponemos en relación con proyectos similares que comprenden el procesamiento y la transferencia de gas natural proveniente de secciones anteriores al estrato de sal. Los cálculos de los costos de venta se basarán en información auditada de la que disponemos en relación con la comercialización de gas natural.
•
Impuestos: los impuestos aplicables serán los impuestos brasileños aplicables a yacimientos sujetos al Contrato de Cesión Onerosa, vigentes durante el período de revisión;
•
Costos:
•
•
Para operaciones entre la fecha de celebración del Contrato de Cesión Onerosa y la fecha de revisión, el costo será el costo real incurrido por Petrobras, en U$S, en forma individual en relación con cada área sujeta al Contrato de Cesión Onerosa, siempre que hayan sido auditados y sean compatibles con las prácticas habituales de mercado.
•
Costos de inversión y operativos, y los costos futuros adicionales se estimarán de acuerdo con las mejores prácticas de la industria del petróleo, teniendo en cuenta el entorno operativo, y en base a los precios de mercado establecidos para cada bien o servicio en la fecha de revisión.
•
Locación y Arrendamiento: en caso de ser aplicables, se considerarán de acuerdo con las mejores prácticas de la industria del petróleo, en relación con activos de producción incluyendo, sin carácter taxativo, unidades de producción y equipos submarinos. Los pagos por locación y arrendamiento se calcularán en base a las tarifas diarias establecidas en los últimos contratos de locación y arrendamiento de Unidades Estacionarias de Producción que tienen un valor de mercado equivalente. Los impuestos adeudados por el giro de pagos por locación y arrendamiento se sumarán a los pagos de locación y arrendamiento.
•
Los costos de inversión, costos operativos y gastos adicionales se calcularán en dólares americanos; y
Tasa de cambio: la tasa de cambio a aplicarse en conversiones de dólares norteamericanos a reales será la tasa de cambio promedio PTAX para la compra de dólares norteamericanos (calculada por el Banco Central de Brasil) para los 30 días inmediatamente precedentes al pago.
Fases Petrobras implementará lo establecido en el Contrato de Cesión Onerosa en dos fases: •
Fase de exploración. Esta fase comprende la evaluación para determinar la viabilidad comercial de los descubrimientos de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos. La fase de exploración 161
comienza en la fecha de celebración del Contrato de Cesión Onerosa y finaliza con la declaración de viabilidad comercial de cada reservorio descubierto en cada área cubierta por el Contrato de Cesión Onerosa. •
Fase de producción. La fase de producción para un descubrimiento en particular comienza en la fecha de la declaración de viabilidad comercial a la ANP, y finaliza con la extinción del Contrato de Cesión Onerosa. Comprende un período de desarrollo, durante el cual realizaremos actividades conforme a un plan de desarrollo aprobado por la ANP. Siguiendo el período de desarrollo, podemos comenzar la producción, sobre previa notificación a la ANP.
Programa Mínimo de Trabajo Durante la fase de exploración, que está ahora concluida, fuimos obligados a realizar un programa mínimo de trabajo, según especificado en el Contrato de Cesión Onerosa, bien como otras actividades fuera del ámbito del programa mínimo de trabajo, que fueron aprobadas por ANP. Realizamos el programa de trabajo mínimo en todos los bloques y realizamos actividades adicionales en algunos bloques.
Reubicación de Volúmenes Después de la conclusión del proceso de revisión del Contrato de Cesión Onerosa, nosotros y el gobierno federal brasileño pudimos negociar a reubicación del volumen de petróleo y gas natural originalmente designado para cada bloque, observando el precio revisto por barril de petróleo equivalente aplicable a cada área, en las siguientes situaciones: (i) la autoridad ambiental competente no conceder una licencia permanente para el desempeño de las actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural en un determinado bloque o campo, o (ii) la producción del volumen asignado para cualquier bloque no ser viable en los términos de las mejores prácticas de la industria del petróleo, debido a las características geológicas de los reservatorios, observados los parámetros económicos establecidos en el proceso de revisión (como discutido a arriba). Una vez realizadas las reasignaciones, la cantidad de barriles de petróleo equivalente a producirse en el nuevo bloque será equivalente al producto de (i) la cantidad de barriles de petróleo equivalente que se reasignaron del bloque original al nuevo bloque y (ii) el valor del barril de petróleo equivalente en el bloque original, dividido por el valor del barril de petróleo equivalente en el nuevo bloque. Si no es posible reasignar la totalidad de los volúmenes de petróleo y gas natural no producidos por Petrobras, el procedimiento de reasignación se realizará en forma parcial, y el gobierno federal de Brasil pagará a Petrobras el monto resultante de la multiplicación del volumen no sujeto a la reasignación por el valor del barril en el bloque al cual se realizó la reasignación. Este monto en dólares norteamericanos se convertirá a reales utilizando la tasa de cambio promedio PTAX para la compra de dólares norteamericanos correspondiente a los 30 días anteriores a la fecha del proceso de reasignación de dicho bloque, y actualizada a la tasa SELIC durante el período comprendido entre la fecha del proceso de reasignación de dicho bloque y la fecha de pago por parte del gobierno federal de Brasil. Si se determina que no es posible reasignar volúmenes de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos conforme se describe precedentemente, el gobierno federal de Brasil reembolsará a Petrobras un monto equivalente al volumen total de barriles de petróleo equivalente no producido multiplicado por el precio en dólares norteamericanos del barril de petróleo equivalente aplicable al bloque pertinente, convertido en reales utilizando la tasa de cambio promedio PTAX para la compra de dólares norteamericanos correspondiente a los 30 días previos a la fecha del proceso de reasignación, y actualizada por la tasa SELIC desde la fecha del proceso de reasignación de dicho bloque hasta la fecha de pago por parte del gobierno federal de Brasil. La forma y las condiciones de pago del reembolso en cada caso serán negociadas por Petrobras y el gobierno federal de Brasil. Los pagos se realizarán dentro de los tres años contados a partir de la finalización del proceso de reasignación.
162
Unitización Un reservatorio cubierto por un bloque cedido a nosotros en los términos del Contrato de Cesión Onerosa puede extenderse para áreas adyacentes fuera de ese bloque. En ese caso, debemos informar a ANP inmediatamente después de la identificación de esa extensión y nos pondremos impedidos de ejercer las actividades de exploración y producción dentro de ese bloque, hasta que hayamos negociado un Acuerdo de Unitización con la concesionaria o contratista que posea los derechos sobre las áreas adyacentes, en los términos de un régimen de producción y exploración diferente, salvo si expresamente autorizado por ANP. La ANP determinará el plazo para la ejecución de un acuerdo de unitización por las partes. Si el área adyacente no está autorizada (p.ej., no garantida para las actividades E&P por cualquier otra parte), el gobierno federal de Brasil representado por el PPSA o por la ANP, deberá negociar con nosotros. Si las partes se ven incapaces de llegar a un acuerdo en un plazo establecido por la ANP, la agencia determinará los términos y las obligaciones relacionadas con dicha utilización sobre la base de un informe de especialista; y también nos notificará y a los terceros, o al representante de gobierno federal brasileño, según aplicable, de dicha determinación. Hasta que el acuerdo de unitización se apruebe, las operaciones para el desarrollo y la producción de dicho reservatorio deben permanecer suspensas, salvo si autorizado en contrario por el ANP. El rechazo de cualquier parte en ejecutar el acuerdo de unitización resultará en el retorno obligatorio para el gobierno federal brasileño del área sujeta al proceso de unitización. Extensiones a las áreas adyacentes fueron identificadas y notificadas a la ANP en tres de los seis bloques del Contrato de Cesión Onerosa. ANP nos autorizó a continuar nuestras actividades exploratorias y nos instruyó a empezar a negociar los acuerdos de unitización necesarios junto a las concesionarias de terceros. Estas negociaciones están siendo conducidas en todos los tres bloques, con ningún impacto sobre la etapa de desarrollo de estos proyectos.
Ambiental Petrobras debe preservar el medio ambiente y proteger el ecosistema en el área sujeta al Contrato de Cesión Onerosa y con el fin de evitar daños a la fauna local, flora y recursos naturales. Seremos responsables por los daños al medio ambiente originados por nuestras operaciones, incluyendo los costos relacionados con las medidas de reparación.
Contenido brasileño En virtud del Contrato de Cesión Onerosa Petrobras debe comprar una proporción mínima de bienes y servicios a proveedores brasileños y extender la igualdad de trato a dichos proveedores para competir con compañías extranjeras. El requisito mínimo de contenido brasileño está incluido en el Contrato de Cesión Onerosa y específica determinados equipos, bienes y servicios, así como diferentes niveles de requisitos de contenido de acuerdo con las diferentes fases y períodos de las actividades previstas en el Contrato de Cesión Onerosa. El requisito mínimo de contenido brasileño es 37% para la fase de exploración. Para el período de desarrollo, es (i) 55% para los períodos de desarrollo que comienzan la producción antes de 2016, (ii) 58% para los períodos de desarrollo que comienzan la producción entre 2017 y 2019, y (iii) 65% para los períodos de desarrollo que comienzan la producción en 2020. A pesar de los porcentajes mínimos establecidos para cada plazo de los períodos de desarrollo, el porcentaje global promedio de contenido brasileño en el período de desarrollo será de por lo menos 65%. Si Petrobras no cumple con las obligaciones de contenido brasileño, podrá ser objeto de multas aplicadas por la ANP. El Contrato de Cesión Onerosa permite que la ANP exima las exigencias de contenido local, en los casos en que alguna necesidad operacional del área del Contrato de Cesión Onerosa (con relación a tecnología, precios y plazo) no pueda ser atendida por proveedores locales.
Regalías y gastos relacionados con Investigación y Desarrollo Una vez iniciada la producción comercial en cada campo, Petrobras deberá pagar regalías de 10% de la producción de petróleo y gas natural. Petrobras también debe invertir 0,5% de los ingresos brutos anuales provenientes de la producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos en virtud del Contrato de 163
Cesión Onerosa en actividades de investigación y desarrollo relacionadas con cuestiones energéticas y ambientales que se llevan a cabo en universidades y entidades nacionales de investigación y desarrollo técnico, ya sean públicas o privadas, previamente inscriptas en la ANP a tal fin.
Disposiciones Adicionales •
Petrobras no cederá sus derechos en virtud del Contrato de Cesión Onerosa.
•
El Contrato de Cesión Onerosa se extinguirá (i) al alcanzar la producción del volumen máximo de barriles de petróleo equivalente especificado en el Contrato de Cesión Onerosa, (ii) al extinguirse el plazo, o (iii) a solicitud de la ANP, cuando Petrobras no cumpla con el período para subsanar el incumplimiento establecido por la ANP en relación con el incumplimiento de una obligación que resulta ser relevante para continuar con las operaciones en cada bloque. Dicho período para subsanar el incumplimiento no puede ser inferior a 90 días, excepto en casos de extrema emergencia.
•
Sólo se eximirá al gobierno federal de Brasil y a Petrobras de la realización de las actividades establecidas en el Contrato de Cesión Onerosa en casos de fuerza mayor, que incluye, sin carácter taxativo, demoras en la obtención de una licencia ambiental, siempre que dicha demora se atribuya exclusivamente a la autoridad ambiental pertinente.
•
El Contrato de Cesión Onerosa se rige por las leyes de Brasil.
•
El gobierno federal de Brasil y Petrobras realizarán todos los esfuerzos necesarios para resolver toda controversia en forma amigable. En caso de no lograrlo, podrán someter dicha controversia a arbitraje ante la Procuradoría Federal de Brasil (Advocacia-Geral da União Federal), que podrá basarse en la opinión de profesionales independientes para abordar cuestiones técnicas, o iniciar una acción legal en el Tribunal Federal con sede en Brasilia, Brasil.
Producción Adicional en las Áreas de Contrato de Cesión Onerosa En junio de 2014, el CNPE promulgó la Resolución nº 1, que estableció que Petrobras podrá estar directamente implicada por el gobierno federal brasileño en régimen de reparto de producción para producir el volumen de petróleo, gas natural e hidrocarburos fluidos ciertas designadas áreas del Contrato de Cesión Onerosa que exceda la producción máxima originalmente acordada para tales áreas designadas en el ámbito del Contrato de Cesión Onerosa. Este exceso de producción sería extraído de las siguientes áreas designadas reguladas por el Contrato de Cesión Onerosa: (i) Búzios, (ii) Entorno de Iara; (iii) Florim y (iv) Nordeste de Tupi. Las estimativas de ANP indican que estas cuatro áreas pueden contener volúmenes adicionales entre 9,8 a 15,2 bnboe. Según los términos de la aprobación del CNPE, Petrobras deberá compartir el "profit oil" con el gobierno federal brasileño a cambio del derecho de producir esos volúmenes excedentes en las áreas del Contrato de Cesión Onerosa designadas. La participación del gobierno federal brasileño en la ganancia del petróleo será la siguiente: (i) 51,37%, en Búzios, (ii) 50,60% en el Entorno de Iara, (iii) 51,20% en Florim y (iv) 51,48% en el Nordeste de Tupi, considerando el precio del barril de petróleo bruto en un US$ 105,00 y a la producción media de 11.000 bbl/d por pozo de producción activo. La aprobación del CNPE también contempló los requisitos de contenido brasileños. Los próximos pasos con relación a esa decisión del CNPE implican la negociación de los términos de los diferentes acuerdos de reparto de producción con el MME, PPSA y la ANP. Sin embargo, en noviembre de 2014, el TCU determinó la ejecución de esto Contrato de Reparto de Producción debe ser negociado solo después que todos los parámetros para la negociación del proceso de revisión del Contrato de Cesión Onerosa sea acuerdado entre el gobierno federal brasileño y nosotros. Nosotros no iniciamos cualquier negociación y no tenemos cualquier estimativa sobre cuando estos acuerdos de reparto de producción serán ejecutados. El acuerdo de reparto de producción para cada una de estas cuatro áreas tendrá un plazo de 35 años.
164
Contrato de Reparto de Producción El 2 de diciembre de 2013, después de una subasta pública celebrada el 21 de octubre de 2013, un consorcio formado por nosotros (con una participación del 40%), Shell (con una participación del 20%), Total (con una participación del 20%), CNODC (con una participación del 10% y CNOOC (con una participación del 10%) (el "Consorcio de Libra"), celebró un Contrato de Reparto de Producción con el gobierno federal brasileño, ANP y PPSA (el "Contrato de Reparto de Producción"). Según los términos del contrato, se otorgó al Consorcio de Libra los derechos y obligaciones para operar y explorar un área estratégica del presal conocida como bloque de Libra, localizado en aguas ultraprofundas de la Cuenca de Santos. Este fue el primer Contrato de Reparto de Producción de petróleo y gas celebrado en Brasil conforme a la Ley 12.351/2010. Para obtener más información acerca de la Ley 12.351/2010, vea el Ítem 4. " Información sobre la compañía - Reglamentación de la Industria del Petróleo y Gas en Brasil - Régimen de Contrato de Reparto de Producción para as Áreas del Presal no Sujetas a Concesión y Potencialmente Estratégicas". Véase Adjunto 2.79 de una traducción al Inglés del Contrato de Reparto de Producción.
Términos Básicos Objetivo. El objetivo del Contrato de Reparto de Producción es ejecutar y administrar los derechos de exploración y producción sobre las reservas de petróleo y gas en el bloque de Libra. De acuerdo con la Ley nº 12.351/2010, seremos el operador exclusivo de las actividades de exploración y producción en el bloque de Libra. El Consorcio de Libra pagó R$ 15 mil millones (US$6,6 mil millones de los cuales pagamos US$ 2,6 mil millones) con el gobierno federal brasileño, como un abono de suscripción por la celebración del Contrato de Reparto de Producción. Según los términos del Contrato de Reparto de Producción, sobre la declaración de comercialidad del bloque de Libra, el Consorcio Libra se recuperará en el petróleo de cualquier gasto de royalties, así como las inversiones realizadas y recuperables como "petróleo de ganancia", y con el gobierno federal brasileño el “petróleo de ganancia” (profit oil) producido a cambio del derecho de explorar y producir petróleo y gas en el bloque de Libra. La parte promedia del gobierno del "petróleo de ganancia" será del 41,65%, variando con el precio de barril de petróleo y la productividad de los pozos. El Contrato de Reparto de Producción ha establecido a los precios del petróleo Brent, con el rango de US$0.00/bbl para allá de US$160.01/bbl y las tasas de producción de 0 mbbl/d para allá de 24 mbbl/d para fines de determinación de “petróleo de ganancia” promedio compartido con gobierno. 2
Área Cubierta. El bloque de Libra abarca un área del presal de aproximadamente 1.547,76 km o 0,4 millones de acres. Volumen Recuperable Estimado. El bloque de Libra tiene un volumen recuperable estimado de entre 8 y 12 mil millones de boe.
Comité Operacional. El Consorcio de Libra es administrado por un Comité Operacional en el que participan Petrobras, Shell, Total, CNODC, CNOOC y PPSA, y donde PPSA representa los intereses del gobierno federal brasileño. A pesar de que PPSA no invierte en el bloque de Libra, tendrá el 50% de los derechos de voto del Comité Operacional y también tendrá un voto de desempate y poderes de veto, conforme está establecido en el Contrato de Reparto de Producción. Riesgos, Costos y Compensación. Todas las actividades de exploración, desarrollo y producción conforme a los términos del Contrato de Reparto de Producción serán realizadas por cuenta y riesgo propios de los miembros del Consorcios de Libra. Para los descubrimientos comerciales de petróleo y/o gas natural en el bloque de Libra, el Consorcio de Libra tendrá el derecho de recuperar, mensualmente, (i) una parte de la producción de petróleo y gas en el bloque de Libra correspondiente a sus gastos con regalías y (ii) el “petróleo para cubrir costos” (cost oil) correspondiente a los costos incurridos (que es el valor asociado a gastos de capital incurridos y los costos operacionales de las actividades de exploración y producción del Consorcio de Libra), hasta un límite del 50% de la producción bruta en los dos primeros años (que podrá ser prorrogado en el caso de que cualquier costo anterior no haya sido completamente recuperado dentro de los dos años de sus efectivas realizaciones) y el 30% de la producción bruta en los años siguientes, sujeto a condiciones, proporciones y términos previstos en el Contrato de Reparto de Producción. Además, para cada descubrimiento comercial, el Consorcio de Libra tendrá el derecho de 165
recibir, mensualmente, su parte del “petróleo de ganancia” conforme establecido en el Contrato de Reparto de Producción.
Duración El plazo de duración del Contrato de Reparto de Producción es de 35 años, y no está sujeto a renovación.
Fases Nuestras actividades según los términos del Contrato de Reparto de Producción están divididas en dos fases:
Fase de exploración. El propósito de esta fase es la realización de actividades de evaluaciones con el fin de determinar la viabilidad comercial de los descubrimientos de petróleo y gas natural. La fase de exploración tuvo inicio con la celebración del Contrato de Reparto de Producción y terminará, para cada descubrimiento, con la declaración de viabilidad comercial. Nosotros tendremos cuatro años (período prorrogable mediante aprobación previa de la ANP, de acuerdo a los términos y condiciones establecidos en el Contrato de Reparto de Producción) para cumplir el programa exploratorio mínimo y otras actividades aprobadas por la ANP según los términos del Contrato de Reparto de Producción. Fase de Producción. La fase de producción para cada descubrimiento se inicia en la fecha de la declaración de viabilidad comercial realizada por el Consorcio de Libra a la ANP, y se extiende hasta el término del Contrato de Reparto de Producción. Esta fase consiste en un período de desarrollo, durante el cual nosotros realizaremos actividades según un plan de desarrollo aprobado por la ANP. Vamos a tener un período de cinco años, contados a partir de la fecha de la declaración de comercialidad, para comenzar la producción del bloque de Libra. Programas de Trabajo Mínimo Durante la fase de exploración, somos obligados a ejecutar un programa exploratorio mínimo, conforme previsto en el Contrato de Reparto de Producción, que incluye la adquisición de datos sísmicos en 3D para todo el bloque, dos pozos exploratorios y un test de larga duración. Nosotros podemos realizar otras actividades fuera del ámbito de aplicación del programa exploratorio mínimo, siempre y cuanto la ANP apruebe dichas actividades. Si el Consorcio de Libra incumple el programa exploratorio mínimo, la ANP podrá ejecutar las garantías financieras ofrecidas por el Consorcio de Libra, sin embargo, dicha ejecución no impedirá el derecho de la ANP de aplicar otras sanciones pertinentes.
Unitización Un reservorio que se localice en un bloque que nos fue cedido según el Contrato de Reparto de Producción puede extenderse a áreas adyacentes fuera de ese bloque. En ese caso, tendremos que comunicar este hecho a la ANP inmediatamente después de identificar la extensión y seremos impedidos de realizar actividades de desarrollo y producción en ese bloque, hasta que hayamos negociado un contrato de unitización con la concesionaria o un tercero contratado poseedor de los derechos sobre esa área adyacente, salvo autorización en contra de la ANP. La ANP determinará el plazo para la ejecución de un acuerdo de unitización por las partes. Si el área adyacente no está autorizada (es decir, no concedida para las actividades E&P para cualquier parte), el gobierno federal brasileño, representado por el PPSA o por la ANP, deberá negociar con nosotros. Si las partes no llegan a un acuerdo en el plazo establecido por la ANP, la agencia determinará los términos y las obligaciones relacionadas con dicha unitización, en la base de un informe de especialista, y también nos notificará y a los terceros, al representante del gobierno federal brasileño, según aplicable, de dicha determinación. Hasta que el acuerdo de unitización se apruebe, las operaciones para el desarrollo y la producción de dicho reservatorio deben permanecer suspensas, salvo si autorizado en contrario por la ANP. El rechazo de 166
cualquier parte en ejecutar el acuerdo de unitización resultará en la terminación del Contrato de Reparto de Producción y en el retorno para el gobierno federal brasileño del área sujeta al proceso de unitización.
Ambiental Somos obligados a preservar el medio ambiente y proteger el ecosistema en el área sujeta al Contrato de Reparto de Producción y prevenir daños a la fauna, a la flora y a los recursos naturales locales. Seremos responsabilizados por daños ambientales oriundos de nuestras operaciones, inclusive los costos relacionados con las medidas de remediación.
Contenido Brasileño El Contrato de Reparto de Producción nos obliga a comprar una cantidad mínima de bienes y servicios de proveedores brasileños y a extender un trato igual a esos proveedores para que puedan competir con las empresas extranjeras. Las exigencias mínimas de contenido brasileño están incluidas en el Contrato de Reparto de Producción en la que constan especificaciones de ciertos equipamientos, bienes y servicios, así como los diferentes niveles de contenido exigidos, de acuerdo con las distintas fases y períodos de actividades bajo los términos del Contrato de Reparto de Producción. La exigencia mínima de contenido brasileño es del 37% para la fase de exploración. Para el período de desarrollo, es del (i) 55% para los módulos que obtengan el primer petróleo hasta el año 2021 y del (ii) 59% para módulos los módulos que inicien su producción a partir de 2022. En caso de incumplimiento de las obligaciones de contenido brasileño, podemos ser objeto de multas impuestas por la ANP. El Contrato de Reparto de Producción permite que la ANP exima las exigencias de contenido local, en los casos en que alguna necesidad operacional del Consorcio de Libra (relacionada con la tecnología, precios y plazo) no pueda ser atendida por proveedores locales.
Regalías y gastos con Investigación y Desarrollo Al iniciar nuestra producción en cada campo, miembros del Consorcio de Libra (excepto PSA) será obligado a pagar regalías mensuales del 15% de la producción de petróleo y gas natural, que se obtendrá de una parte de la producción de petróleo y gas en el bloque de Libra. Todos los miembros del Consorcio de Libra (excepto PSA) también será obligado a invertir el 1,0% de su ingreso bruto anual de la producción de petróleo y gas natural conforme a los términos del Contrato de Reparto de Producción en actividades de investigación y desarrollo relacionados con el sector de petróleo, gas y biocombustibles.
Disposiciones Generales •
Podemos ceder nuestros derechos y obligaciones conforme a los términos del Contrato de Reparto de Producción siempre y cuando dichos derechos y obligaciones cedidos solo correspondan a los que excedan nuestra participación mínima del 30% fijada por la CNPE. En el caso de que se proponga alguna cesión, la ANP emitirá un parecer al MME en hasta 90 (noventa) días, y el MME tomará una decisión en hasta 60 (sesenta) días tras recibir el parecer de la ANP.
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Todos los miembros del Consorcio Libra (excepto PSA) tienen un derecho de preferente con respecto a una eventual cesión de derechos y obligaciones a realizar por cualquier otro miembro del Consorcio Libra (excepto PSA).
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El Contrato de Reparto de Producción será rescindido en las siguientes circunstancias: (i) fin de la vigencia del contrato; (ii) si el programa exploratorio mínimo no se hubiera concluido hasta el término de la Fase de Exploración; (iii) si no hubiera ocurrido ningún descubrimiento comercial hasta el término de la Fase de Exploración; (iv) si los miembros del Consorcio de Libra (excepto PSA) ejercen su derecho de salida durante la Fase de Exploración; (v) si el Consorcio de Libra no celebra el contrato de la producción de individualización después de la ANP hace dicha determinación (cuya rescisión podrá ser total o parcial) y (vi) cualquier otro fundamento previsto en el Contrato de Reparto de Producción. 167
•
Cualquier violación al Contrato de Reparto de Producción o de cualesquiera reglamentaciones emitidas por la ANP podrá incurrir en sanciones y multas impuestas por la ANP de la parte relevante, en conformidad con la legislación aplicable y los términos del Contrato de Reparto de Producción.
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Cualquier violación al Contrato de Reparto de Producción se considera por el gobierno federal brasileño no significativa, intencional, o un resultado de negligencia, imprudencia o irresponsabilidad, o si se prueba que el consorcio ha trabajado diligentemente para sanar dicha violación, el gobierno federal brasileño suele, al revés de rescindir el Contrato de Reparto de Producción, proponer que la APN aplique las sanciones designadas a las partes relevantes.
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Nosotros y nuestros miembros del Consorcio emplearemos nuestros mejores esfuerzos para dirimir todas las disputas amigablemente. Si somos incapaces de hacerlo, cualquier miembro del consorcio suele presentar dicha disputa o controversia a un arbitraje ad hoc, siguiendo a las reglas establecidas por la Comisión de las Naciones Unidas sobre la Ley de Mercado Internacional. (UNICITRAL - United Nations Commission on International Trade Law), o por el consentimiento de las partes en la participación, para la Cámara Internacional de Comercio, o la ICC, o cualquier otra cámara de arbitraje bien renombrada. Si una disputa involucra solo entidades de administración pública, esta será presentada a la Cámara de Conciliación y Arbitraje de la Administración Federal, o la CCAF, bajo el Derecho General de la Unión, o AGU. En el caso de una disputa involucrando derechos no negociables, las partes acordaran en presentar la disputa a la Corte Federal en Brasilia, Brasil.
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El Contrato de Reparto de Producción se rige por las leyes de Brasil.
Para obtener información adicional sobre otros contratos significativos de Petrobras, véase el Item 4. “Información sobre la compañía” y el Item 5. “Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras”. Controles de Divisas No existen restricciones en cuanto a la titularidad de acciones ordinarias o preferidas por personas físicas o jurídicas con domicilio fuera de Brasil. El derecho de convertir el pago de dividendos y el producido de la venta de acciones a moneda extranjera y remitir dichos montos al extranjero, puede estar sujeto a restricciones impuestas por la legislación sobre inversiones extranjeras, que generalmente exige, entre otras cosas, que las inversiones se registren en el Banco Central de Brasil. Si se impusieran restricciones al envío de capital extranjero al exterior, ello podría dificultar o impedir que la Central Depositária, en carácter de custodio de las acciones ordinarias y preferidas representadas por American Depositary Shares, o los accionistas registrados que hayan canjeado American Depositary Shares por acciones ordinarias o preferidas, conviertan los dividendos, las distribuciones o el producido de la venta de tales acciones ordinarias o preferidas, según corresponda, a dólares norteamericanos y envíen los mismos al exterior. Los inversionistas extranjeros pueden registrar sus inversiones en general, en los términos de la Ley nº 4.131/1962 (inversión extranjera directa) o Resolución CMN nº 4.373 (inversiones de cartera en mercado reglamentado, tales como bolsas). El registro en los términos de la Resolución CMN nº 4.373 proporciona un tratamiento fiscal más favorable a los inversionistas extranjeros que no sean residentes en paraísos fiscales, conforme definido por las leyes tributarias brasileñas. Véase " Impuestos Relacionados con Nuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas - Consideraciones Fiscales Brasileñas". En los términos de la Resolución CMN nº 4.373, los inversionistas extranjeros pueden invertir en casi todos los activos financieros y participar de casi todas las transacciones disponibles en los mercados financieros y de capitales brasileños, con tal que ciertas exigencias sean cumplidas. De acuerdo con la Resolución CMN nº 4.373, la definición de inversionista extranjero incluye personas físicas, personas jurídicas, fondos mutuos y otras entidades de inversión colectiva, domiciliadas o con sede en el exterior.
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En los términos de la Resolución CMN nº 4.373, un inversionista extranjero deberá: •
nombrar al menos un representante en Brasil, con poderes para practicar actos relativos a sus inversores;
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registrarse como inversor extranjero junto a CVM;
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nombrar al menos un depositario autorizado en Brasil para sus inversiones; y
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registrar todas sus inversiones en cartera en Brasil, a través de su representante, junto al Banco Central de Brasil.
Valores mobiliarios y otros activos financieros detenidos por inversionistas en los términos de la Resolución CMN nº 4.373 deben ser registrados o mantenidos en cuentas de depósito o bajo la custodia de una entidad debidamente licenciada por el Banco Central de Brasil o por CVM. Además, cualquier transferencia de títulos detenidos en los términos de la Resolución CMN nº 4.373 y de la Instrucción CVM nº 560/2015 debe ser realizada en las bolsas o a través de entidades del mercado de balcón licenciados por CVM, excepto para transferencias resultantes de transacciones implicando fusión, cisión, incorporación, reorganizaciones societarias, swaps de acciones, o de una transferencia resultante de legado o herencia. El Adjunto II de la Resolución CMN nº 4.373, prevé la emisión de recibos de depósito en mercados extranjeros con relación a acciones de emisores brasileños. El Depositario de las ADSs logró junto al Banco Central de Brasil un certificado electrónico de registro con relación a lo nuestro programa de ADR existente. De acuerdo con el registro y el depositario será capaz de convertir dividendos y otras distribuciones con relación a las acciones pertinentes representadas por ADSs en moneda extranjera y remeter los recursos para fuera de Brasil. En la hipótesis de un titular de ADSs cambiar las ADSs por las acciones ordinarias o preferenciales subyacentes, el detentador será obligado a lograr el registro como inversionista extranjero en Brasil en los términos de la Resolución nº 4373 (adjunto I), con el nombramiento de un representante local y obtención de un certificado de registro del Banco Central de Brasil. El incumplimiento en tomar ésas medidas puede sujetar el titular a la incapacidad de convertir las ganancias de alienación, o de distribuciones con relación a las acciones relevantes, en moneda extranjera y remeter para fuera de Brasil. Además, el titular puede ser sometido a un tratamiento fiscal menos favorable en Brasil del que un detentador de ADSs. Además, si el inversionista extranjero reside en un "paraíso fiscal", el inversionista también estará sujeto a tratamiento fiscal menos favorable. Consulte el Ítem 3 "Informaciones Relevantes- Factores de Riesgo - Riesgos Relativos a Nuestros Valores Mobiliarios" y "Impuestos Relacionados con Nuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas - Consideraciones Fiscales Brasileñas ". Impuestos Relacionados con Nuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas El siguiente resumen contiene una descripción de los principales aspectos relativos a los impuestos a las ganancias de Brasil y Estados Unidos que pueden afectar a un accionista al comprar, ser titular de y vender acciones ordinarias o preferidas o ADSs. Este resumen no describe consecuencias impositivas derivadas de las leyes de un estado, distrito o jurisdicción fiscal que no sea Brasil y Estados Unidos. Este resumen está basado en las leyes tributarias de Brasil y de Estados Unidos vigentes a la fecha de este informe anual, que están sujetas a cambios (posiblemente con efecto retroactivo). Este resumen se basa también en las declaraciones del depositario y en el supuesto de que las obligaciones que constan en el acuerdo de depósito y en los documentos relacionados se cumplirán de acuerdo con sus respectivos términos y condiciones. Este resumen no es una descripción integral de los aspectos tributarios que podrían ser pertinentes para un determinado inversor, incluidos los aspectos tributarios que surgen de normas de aplicación general a todos los contribuyentes o a ciertas clases de inversores o que generalmente se supone que son de conocimiento público. Los compradores potenciales de acciones ordinarias o preferidas o ADSs deben consultar a sus asesores 169
impositivos en relación con las consecuencias impositivas de la adquisición, titularidad y venta de acciones ordinarias o preferidas o ADSs. No existe un tratado recíproco sobre impuesto a la renta entre los Estados Unidos y Brasil. Durante los últimos años, las autoridades tributarias de Brasil y los Estados Unidos han mantenido negociaciones que podrían culminar en la firma de un tratado de este tipo. Sin embargo, no podemos predecir si se concretará un tratado o cuándo entrará en vigencia o de qué manera afectará a los tenedores estadounidenses de acciones ordinarias o preferidas o de ADSs.
Consideraciones Fiscales Brasileñas General La discusión a continuación resume las consecuencias fiscales brasileñas de la adquisición, propiedad y alienación de acciones preferenciales u ordinarias o ADSs, conforme el caso, por un detentador que no sea considerado como domiciliado en Brasil para fines de tributación en Brasil, también llamado como titular extranjero. Según la legislación brasileña, los inversionistas (accionistas extranjeros) pueden invertir en acciones preferenciales u ordinarias en los términos de la Resolución CMN nº 4.373, o en los términos de la Ley nº 4.131/1962. Las reglas de la Resolución CMN nº 4.373 permiten a los inversionistas extranjeros invertir en casi todos los instrumentos y envolverse en casi todas las transacciones disponibles en los mercados financieros y de capitales brasileños, con tal que ciertas exigencias sean cumplidas. De acuerdo con la Resolución CMN nº 4.373, la definición de inversionista extranjero incluye personas físicas, personas jurídicas, fondos mutuos y otras entidades de inversión colectiva, domiciliadas o con sede en el exterior. En conformidad con esa regla, los inversionistas extranjeros deben: (i) nombrar por al menos un representante en Brasil con poderes para realizar acciones relativas a su inversión extranjera (como el registro y mantenimiento de registros actualizados de todas las transacciones con el Banco Central de Brasil); (ii) llenar el formulario de registro de inversionista extranjero; (iii) registrarse como inversionista extranjero junto a CVM; y (iv) registrar la inversión extranjera junta al Banco Central de Brasil. Valores mobiliarios y otros activos financieros detenidos por inversionistas extranjeros en los términos de la Resolución CMN nº 4.373 deberán ser registrados o mantenidos en cuentas de depósito o bajo la custodia de una entidad debidamente licenciada por CVM. Además, la negociación de títulos está restricta a las transacciones realizadas en las bolsas o mercados de balcón organizados autorizados por CVM.
Impuestos sobre los Dividendos Los dividendos que pagamos, inclusive los dividendos de acciones y otros dividendos pagados en bienes al depositario con relación a las ADSs, o a un titular que no sea brasileño con relación a las acciones preferidas u ordinarias, actualmente no están sujetos a retención de impuestos a la renta en Brasil, hasta donde dichos valores estén relacionados con las ganancias generadas después del 1 de enero de 1996. La compañía debe pagar a los accionistas (incluidos los tenedores no brasileños de acciones ordinarias o preferidas o ADSs) intereses sobre el monto de los dividendos pagaderos a los accionistas actualizado por la tasa SELIC a partir del cierre de cada ejercicio hasta la fecha de efectivo pago de los dividendos. El pago de intereses se considera un ingreso de renta fija y está sujeto a la retención del impuesto a la renta a una alícuota que varía en función del período durante el cual se devengan intereses. La alícuota oscila entre el 15%, en el caso de intereses devengados por un período de más de 720 días, 17,5% en el caso de intereses devengados por un período de entre 361 y 720 días, 20% en el caso de intereses devengados por un período de entre 181 y 360 días y hasta 22,5%, en el caso de intereses devengados por un período de hasta 180 días. Sin embargo, la retención del impuesto aplicable a las ganancias a la tasa del sobre el interés es 15% en el caso de un tenedor no brasileño de ADSs o de acciones ordinarias o preferidas que no es residente ni está domiciliado en un país o jurisdicción que no cobra impuesto a la renta o lo cobra a una alícuota máxima inferior al 17% (Jurisdicción de Baja o Nula Tributación) o, en 170
base al criterio de las autoridades tributarias brasileñas, un país u otra jurisdicción en la cual la legislación local no permite acceso a información relacionada con la composición accionaria de las personas jurídicas, la titularidad de inversiones o la identidad del beneficiario real de las ganancias correspondientes a accionistas (la Norma de Falta de Transparencia). Véase “Aclaraciones sobre Tenedores No Brasileños Residentes o Domiciliados en Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación.”
Impuestos a los Intereses sobre el Capital Propio Los pagos de intereses sobre el capital propio a tenedores de ADSs o de acciones ordinarias o preferidas, sean o no residentes brasileños, están sujetos a una retención del 15% por impuesto a la renta de Brasil al momento en que se contabiliza tal obligación, independientemente de si se hace efectivo o no el pago en dicho momento. Véase “Actos Constitutivos y Estatuto de Petrobras - Pago de Dividendos e Intereses sobre el Capital Propio.” En el caso de residentes no brasileños que residen en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación (incluyendo, a criterio de las autoridades brasileñas, las jurisdicciones a las que se aplica la Norma de Falta de Transparencia), la alícuota aplicable de la retención por impuesto a la renta es del 25%. Véase “Aclaraciones sobre Tenedores No Brasileños Residentes o Domiciliados en Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación.” El pago de intereses con respecto a la actualización de las distribuciones registradas por la tasa SELIC que es aplicable al pago de dividendos se aplica igualmente al pago de intereses sobre el capital propio. La determinación de si se realizarán o no distribuciones en la forma de intereses sobre el capital propio o en la forma de dividendos la realiza el Consejo de Administración en el momento en que debe efectuarse la distribución. No podemos predecir qué determinación adoptará el Consejo de Administración en relación con futuras distribuciones.
Impuesto a la renta A los fines del impuesto a la renta de capital brasileño, deben considerarse dos tipos de tenedores no brasileños: (i) tenedores no brasileños de ADSs, acciones ordinarias o preferidas que no residen ni están domiciliados en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación, y que, en el caso de acciones ordinarias o preferidas, están registrados en el Banco Central de Brasil y en la CVM de acuerdo con la Resolución CMN nº 4.373; y (ii) cualquier otro tenedor no brasileño, incluyendo tenedores no brasileños que invierten en Brasil no conforme a la Resolución CMN nº 4.373 (incluyendo registro en virtud de la Ley nº 4.131/1962) y que residen o están domiciliados en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación. Véase “Aclaraciones sobre Tenedores No Brasileños Residentes o Domiciliados en Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación.” De conformidad con la Ley nº 10.833/2003, las ganancias de capital realizadas a través de la venta de activos ubicados en Brasil por parte de residentes no brasileños, ya sea o no a otros no residentes y ya sea realizadas en Brasil o en el extranjero, pueden estar sujetas a tributación en Brasil. Con respecto a la venta de acciones ordinarias o preferidas, dado que son activos ubicados en Brasil, el tenedor no brasileño puede estar sujeto al impuesto a la renta de capital realizado, conforme a las normas descriptas a continuación, independientemente de si las transacciones se realizan en Brasil o con un residente brasileño. Consideramos que, a los fines de esta ley, las ADSs no están comprendidas en la definición de activos ubicados en Brasil, pero ni las autoridades tributarias ni los tribunales judiciales se han pronunciado aún al respecto. Por consiguiente, no podemos predecir si este concepto prosperará en los tribunales brasileños o no. Aunque existen fundamentos para admitir lo contrario, el depósito de acciones ordinarias o preferidas a cambio de ADSs puede estar sujeto al impuesto a la renta de capital en Brasil si el costo de adquisición de las acciones ordinarias o preferidas es inferior a: (i) el precio promedio por acción ordinaria o preferida en una bolsa de valores de Brasil en la cual se vendió la mayor cantidad de esas acciones el día del depósito; o (ii) si no se vendieron acciones ordinarias o preferidas ese día, el precio promedio en la bolsa de valores de Brasil en la cual se vendió la mayor cantidad de esas acciones en las 15 rondas inmediatamente anteriores al depósito. En tal caso, la diferencia entre el monto previamente registrado y el precio promedio de las acciones ordinarias o preferidas calculado según lo descripto anteriormente, será considerada una ganancia de capital. La diferencia entre el costo de adquisición y el precio promedio de las acciones ordinarias o preferidas calculado conforme lo descripto precedentemente se considerará una ganancia de capital realizada que está sujeta a impuesto según lo descripto a continuación. Existen fundamentos para admitir que dicha tributación no es 171
aplicable en relación con tenedores no brasileños registrados de acuerdo con las normas de la Resolución CMN nº 4.373 y que no residan ni estén domiciliados en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación. No debe considerarse que el retiro de ADSs a cambio de acciones ordinarias o preferidas origina una ganancia de capital sujeta al impuesto a la renta brasileño, siempre que al recibir las acciones ordinarias o preferidas subyacentes, el tenedor no brasileño cumpla con el procedimiento de registro en el Banco Central de Brasil según lo descripto a continuación en “Capital Registrado”. Las ganancias de capital realizadas por un tenedor no brasileño a partir de la venta o disposición de acciones ordinarias o preferidas efectuada en una bolsa de valores brasileña (que incluye operaciones realizadas en el mercado extrabursátil) están: •
exentas del impuesto a la renta cuando el tenedor no brasileño (i) ha registrado su inversión conforme a lo dispuesto en la Resolución CMN nº 4.373 y (ii) no reside ni está domiciliado en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación;
•
Sujeto a un impuesto a la renta en una tasa de 25%, en el caso de ganancias realizadas por un residente o domiciliado no brasileño en una jurisdicción de baja o nula tributación o en una jurisdicción a la que se aplica la Norma de Falta de Transparencia. En este caso, una retención de impuesto a la renta en una tasa de 0,005% del valor de venta se cobra sobre la operación que se puede compensar en contra el eventual impuesto a la renta debido sobre el capital recibido; o
•
en todos los demás casos, incluyendo el caso de ganancias de capital realizadas por un tenedor no brasileño que no está registrado conforme a la Resolución nº 4.373 sujetas al impuesto a la renta a una alícuota del 15%. En estos casos, se aplica a la operación una retención por impuesto a la renta del 0,005% del valor de la venta, que puede compensarse con el eventual impuesto a la renta a pagar sobre las ganancias de capital.
Las ganancias de capital realizadas a partir de la disposición de acciones ordinarias y preferidas que se realiza fuera de la bolsa de valores brasileña están sujetas a un impuesto a la renta del 15%, o del 25% en el caso de ganancias realizadas por un tenedor no brasileño que está domiciliado o reside en una jurisdicción de baja o nula tributación o en una jurisdicción a la que se aplica la Norma de Falta de Transparencia. En este último caso, en el caso de ganancias de capital relacionadas con operaciones realizadas en el mercado extrabursátil no organizado brasileño con intermediación, también será aplicable una retención por impuesto a la renta del 0,005%, la cual podrá compensarse con el eventual impuesto a la renta a pagar sobre las ganancias de capital.
Reglas Recientes Adicionales Relacionadas a la Tributación de las Ganancias. En el 16 de marzo de 2016, el gobierno federal de Brasil ha convertido la Medida Provisoria No. 692 en la Ley No. 13.259, que establece tasas de impuestos a la renta progresivas aplicables a los capitales recibidos derivados de la disposición de activos por individuos brasileños. La Ley nº 13.259 provee nuevas tasas en el rango de 15% en el 22,5%, dependiendo del monto de ganancias reconocidas por el individuo brasileño, como a continuación: (i) el 15% sobre las ganancias no excediendo R$5.000.000,00; (ii) 17,5% sobre las ganancias que excedieran R$5.000.000,00 y no excedieran R$10.000.000,00; (iii) el 20% sobre las ganancias que excedieran R$10.000.000,00 y no excedieran R$30.000.000,00; y (iv) el 22,5% sobre las ganancias excedentes de R$30.000.000,00. Consonante la Sección 18 de la Ley nº 9.249/95, el tratamiento tributario a los capitales recibidos por individuos brasileños también se aplica a los capitales recibidos por residentes no brasileños (en operaciones no realizadas en la bolsa de valores brasileña o en mercados de balcón organizados. La Ley nº 13.259 que prevé que sus provisiones son efectivas desde el 01 de enero de 2016, pero esperamos que los tribunales brasileños consideren esta ley efectiva desde el 01 de enero de 2017. En el caso de rescate de acciones ordinarias o preferidas o ADSs o de reducción de capital realizados por Petrobras, la diferencia positiva entre el monto recibido por el tenedor no brasileño y el costo de adquisición de las acciones ordinarias o preferidas o ADSs rescatadas o reducidas se considera ganancia de capital derivada de la 172
venta o canje de acciones no realizados en una bolsa de valores brasileña y por lo tanto en general está sujeta a un impuesto a la renta del 15% o 25%, según corresponda. Véase “Aclaraciones sobre Tenedores No Brasileños Residentes o Domiciliados en Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación.” El ejercicio de derechos de suscripción preferente relacionados con acciones ordinarias o preferidas no estará sujeto a tributación en Brasil. Toda ganancia obtenida de la venta o cesión de derechos de suscripción preferentes estará sujeta al impuesto a la renta brasileño de acuerdo con las mismas normas aplicables a la venta o disposición de acciones ordinarias o preferidas. No puede garantizarse que el actual tratamiento preferencial para los tenedores no brasileños de ADSs y tenedores no brasileños de acciones ordinarias o preferidas conforme a la Resolución CMN nº 4.373 continuará aplicándose en el futuro.
Aclaraciones sobre Tenedores No Brasileños Residentes o Domiciliados en Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación La Ley nº 9.779/1999 establece que, con excepción de determinadas circunstancias, las ganancias derivadas de operaciones realizadas por una persona residente o domiciliada en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación están sujetas a la retención del impuesto a la renta a la alícuota del 25%. Se consideran Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación los países u otras jurisdicciones que no cobran impuesto a la renta o lo cobran a una alícuota máxima inferior al 17%. En determinadas circunstancias, también se tiene en cuenta la Norma de Falta de Transparencia para determinar si un país u otra jurisdicción es una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación. Asimismo, la Ley nº 11.727/2008 introdujo el concepto de “régimen fiscal privilegiado”, que se define como un régimen que (i) no grava las ganancias o las grava a una alícuota máxima inferior al 17%; (ii) otorga ventajas fiscales a personas físicas o jurídicas no residentes (a) sin exigir la realización de una actividad económica significativa en el país u otra jurisdicción o (b) bajo la condición de no realizar actividades económicas significativas en el país u otra jurisdicción; (iii) no grava los ingresos de fuente extranjera o los grava a una alícuota máxima inferior al 17%; o (iv) no proporciona acceso a información relacionada con la composición accionaria, titularidad de activos y derechos o transacciones económicas realizadas. Consideramos que la mejor interpretación de la Ley nº 11.727/2008 es que el concepto de “régimen fiscal privilegiado” se aplicará exclusivamente a los fines de las normas sobre precios de transferencia en operaciones de exportación e importación, la deducibilidad respecto del impuesto a la renta corporativo de Brasil y las normas sobre capitalización y, por lo tanto, en general no tendría un impacto sobre los impuestos correspondientes a un tenedor no brasileño de acciones ordinarias o preferidas o ADSs, según se analiza en este punto. Sin embargo, no podemos determinar si el concepto de régimen fiscal privilegiado también se aplicará en el contexto de las normas aplicables a Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación, aunque las autoridades tributarias de Brasil parecen estar de acuerdo con nuestra posición, considerando las disposiciones de la Instrucción Normativa nº 1.037 de fecha 4 de junio de 2010.
Impuesto sobre las operaciones de cambio (IOF/Cambio) Conforme a la legislación brasileña se aplica el impuesto IOF/Cambio sobre la conversión de reales a moneda extranjera y la conversión de moneda extranjera a reales. Actualmente, para la mayoría de las operaciones con moneda extranjera, la tasa del impuesto IOF/Cambio es del 0,38%. Sin embargo, las transacciones con divisas relacionadas con ingresos de fondos a Brasil por inversiones realizadas por inversores extranjeros en los mercados de capitales y financieros brasileños en general están sujetas al pago del impuesto IOF/Cambio, a una tasa porcentual de cero. Las transacciones con divisas relacionadas con la salida de fondos de Brasil en relación con inversiones realizadas por inversores extranjeros en los mercados de capitales y financieros brasileños también están sujetas al pago del impuesto IOF/Cambio a una tasa porcentual de cero. Esta tasa porcentual de cero se aplica a dividendos e intereses sobre el capital propio recibidos por inversores extranjeros en relación con inversiones en mercados de capitales y financieros brasileños, tales como inversiones realizadas por un tenedor no brasileño conforme a lo dispuesto en la Resolución CMN nº 4.373. El Poder Ejecutivo brasileño puede incrementar dichas tasas en cualquier momento, hasta el 25% del monto de la transacción en divisas, pero sin efecto retroactivo.
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Impuestos sobre las Operaciones con Bonos y Títulos (IOF/Bonos) Conforme a la legislación brasileña se aplica el impuesto IOF/Bonos sobre las operaciones con acciones, bonos y otros títulos, incluyendo las operaciones en bolsas de valores de Brasil. La tasa del impuesto IOF/Bonos aplicable a operaciones con acciones ordinarias y preferidas actualmente es del 0%. Sin embargo, el gobierno federal brasileño puede incrementar dicha tasa en cualquier momento hasta el 1,5% del monto de la operación por día, pero el impuesto no puede aplicarse en forma retroactiva. El IOF sobre la transferencia de acciones que son admitidas para negociación en la bolsa de valores localizada en Brasil, con el objetivo específico de asegurar la emisión de recibos depositarios negociados en el extranjero fue reducido del 1,5% hasta cero, a partir del 24 de diciembre de 2013.
Otros Impuestos de Brasil En Brasil no existen impuestos a la herencia, donaciones ni sucesión aplicables a la titularidad, transferencia o disposición de acciones ordinarias o preferidas o ADSs por un tenedor no residente, excepto los impuestos a la herencia y a las donaciones que se aplican en algunos estados de Brasil sobre las donaciones realizadas o herencias otorgadas por un tenedor no brasileño a personas físicas o jurídicas domiciliadas o residentes en dichos estados. No existen impuestos de sellos, emisión, registro, ni impuestos o tasas similares pagaderos por los tenedores de acciones ordinarias o preferidas o ADSs.
Capital Registrado El valor de una inversión en acciones preferenciales u ordinarias detenidas por un titular extranjero que logre registro en los términos de la Resolución CMN nº 4.373, o por el Depositario representando ese titular, está calificado para registro junto al Banco Central de Brasil; y tal registro permite la remesa para fuera de Brasil de moneda extranjera, convertida a la tasa de cambio comercial, adquirida con el producto de las distribuciones y los valores realizados con respeto a las alienaciones de esas acciones preferenciales u ordinarias. El montante registrado ("capital social") para cada acción preferencial u ordinaria comprada como parte de la oferta internacional o comprada en Brasil después de la presente fecha, y depositada con el Depositario será igual a su precio de compra (en dólares norteamericanos). El capital registrado de una acción preferencial u ordinaria que sea retirado mediante rescate de una ADS será el equivalente en dólares norteamericanos al: (a) precio medio de una acción preferencial u ordinaria en la bolsa de valores brasileña en el cual el mayor volumen de esas acciones fue negociado en el día de la retirada; o (b) si ninguna acción preferencial u ordinaria haya sido negociada en ese día, el precio medio en la bolsa de valores brasileña en el cual el mayor volumen de acciones preferenciales u ordinarias fue negociado en los 15 corretajes inmediatamente anteriores a la fecha de tal retirada. El valor en dólar norteamericano del precio medio de las acciones preferenciales u ordinarias es determinado con base en la media del dólar norteamericano/real por la tasa del mercado comercial cotizada por el sistema de información del Banco Central de Brasil en esa fecha (o, si el precio medio de acciones preferenciales u ordinarias sea determinado de acuerdo con la segunda opción anterior, el precio será determinado por las tasas medias cotizadas verificadas en los mismos 15 corretajes anteriores, como descrito anteriormente). Un titular extranjero de acciones preferenciales u ordinarias puede estar sujeto a retrasos en la realización de ese registro, que por su vez podrá retrasar remesas al exterior. Ese retraso puede afectar adversamente el valor, en dólares norteamericanos, recibido por el detenedor extranjero. Consulte el Ítem 3 " Informaciones Relevantes- Factores de Riesgo - Riesgos Relativos a Nuestros Valores Mobiliarios" .
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Consideraciones sobre el Impuesto a la renta Federal de los EE.UU. Este resumen describe las principales consecuencias de la titularidad y disposición de acciones ordinarias o preferidas o ADSs a los fines del impuesto a la renta federal de los EE.UU., conforme al Código Tributario de los Estados Unidos (U.S. Internal Revenue Code) de 1986, con las correspondientes reformas (el “Código”), sus antecedentes legislativos, las reglamentaciones del Tesoro de los Estados Unidos, ya sea vigentes o propuestas, promulgadas en virtud del mismo, la normativa publicada por el Internal Revenue Service (Servicio de Impuestos Internos de los EE.UU. - IRS), y las sentencias judiciales, todo ello vigente a la fecha y todo lo cual está sujeto a modificaciones o diferentes interpretaciones, que podrían aplicarse en forma retroactiva. El objetivo de este resumen no es describir íntegramente las consecuencias impositivas que podrían ser relevantes para tomar una decisión respecto de la titularidad o la disposición de acciones ordinarias o preferidas o ADSs. Este resumen se aplica sólo a los compradores de acciones ordinarias o preferidas o ADSs que las posean como “bienes de capital” (en general, bienes con fines de inversión), y no se aplica a clases especiales de tenedores, tales como operadores o agentes de títulos o de divisas, tenedores cuya moneda funcional no sea el dólar norteamericano, tenedores del 10% o más de nuestras acciones (teniendo en cuenta las acciones de las que son titulares directamente o a través de acuerdos de depósito), organizaciones exentas de impuestos, sociedades colectivas y los socios de las mismas, entidades financieras, tenedores sujetos al impuesto mínimo alternativo, operadores de títulos que decidan contabilizar su inversión en acciones ordinarias o preferidas o ADSs sobre la base del ajuste a precios de mercado, personas que realizan transacciones de “venta constructiva” (constructive sale) en relación con acciones ordinarias o preferidas o ADSs o tenedores de acciones ordinarias o preferidas o ADSs en transacciones de cobertura o como estrategia de inversión (straddle) o parte de una transacción de conversión. EN RELACION CON UNA INVERSIÓN EN ACCIONES ORDINARIAS O PREFERIDAS O ADSs, TODO INVERSOR DEBE CONSULTAR A SU ASESOR IMPOSITIVO SOBRE LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS GENERALES EN SU CIRCUNSTANCIA PARTICULAR, INCLUIDAS LAS CONSECUENCIAS EN VIRTUD DE LEYES QUE NO SEAN LAS DEL IMPUESTO A LA RENTA FEDERAL DE LOS ESTADOS UNIDOS. Las acciones preferidas serán consideradas capital propio a los fines del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos. En general, a los fines del impuesto a la renta federal de los EE.UU., un tenedor de ADSs será considerado como tenedor de las acciones ordinarias o preferidas representadas por dichas ADSs, y no se reconocerá ninguna ganancia o pérdida si se canjean las ADSs por las acciones ordinarias o preferidas representadas por dichas ADS. En este análisis, el término ADSs se refiere a ADSs relacionadas con acciones ordinarias y preferidas, y la expresión “Tenedor estadounidense” se refiere a un tenedor de ADS que: •
es una persona ciudadana o residente de los Estados Unidos;
•
es una sociedad anónima (corporation) constituida de acuerdo con las leyes de los Estados Unidos de América o de cualquiera de sus estados o el Distrito de Columbia; o
•
está sujeto de otra forma al impuesto a la renta federal de los Estados Unidos sobre una base neta en relación con las acciones o ADS.
Impuesto sobre las Distribuciones Un Tenedor estadounidense reconocerá ganancias ordinarias por dividendos a los fines del impuesto a la renta federal de los EE.UU. por un monto equivalente al monto de efectivo y al valor de los bienes que la compañía distribuya como dividendos en la medida en que dicha distribución se pague a partir de nuestras ganancias y utilidades corrientes o acumuladas, según se estipula a los fines del impuesto a la renta federal de los EE.UU., cuando dicha distribución sea recibida por el custodio o por el Tenedor estadounidense en el caso de un tenedor de acciones ordinarias o preferidas. El monto de las distribuciones incluirá distribuciones caracterizadas como intereses sobre el capital propio y el monto del impuesto brasileño retenido sobre el monto distribuido y el monto de una distribución pagada en reales se calculará por referencia al tipo de cambio para convertir reales a dólares norteamericanos vigente en la fecha en la que la distribución sea recibida por el custodio o por un Tenedor 175
estadounidense en el caso de acciones ordinarias o preferidas. Si el custodio, o el Tenedor estadounidense en el caso de tenedores de acciones ordinarias o preferidas, no convierte dichos reales a dólares norteamericanos en la fecha en que los recibe, es posible que el Tenedor estadounidense reconozca una ganancia o una pérdida por diferencia de cambio, que sería una ganancia o pérdida ordinaria de fuente de los EE.UU., cuando los reales se conviertan a dólares norteamericanos. Los dividendos pagados por la compañía no serán elegibles para la deducción por dividendos recibidos (dividend received deduction) permitida a las compañías en virtud del Código. Con ciertas excepciones de posiciones a corto plazo y de cobertura, el monto en dólares norteamericanos correspondiente a dividendos recibidos por un Tenedor estadounidense que no sea una sociedad por sus ADSs, en general estará sujeto a tarifas preferenciales si los dividendos son "dividendos calificados". Los dividendos pagados por las ADSs serán considerados dividendos calificados si (i) las ADSs son inmediatamente negociables en mercados de títulos establecidos en los Estados Unidos y (ii) Petrobras no fue, durante el ejercicio anterior al ejercicio en el que se realizó el pago de dividendos, y no es, durante el ejercicio en el que se pagan los dividendos, una sociedad de inversión extranjera pasiva (PFIC, por sus siglas en inglés) conforme lo definido a los fines del impuesto a la renta federal de los EE.UU. Las ADR cotizan en la Bolsa de Valores de Nueva York y son aptas para ser inmediatamente negociables en mercados de títulos establecidos en los Estados Unidos en tanto coticen en dicha Bolsa. En base a las nuestras demostraciones financieras auditadas y datos pertinentes sobre el mercado y los accionistas, la compañía considera que no debe recibir el tratamiento de PFIC a los fines del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos en relación con los ejercicios fiscales 2014 o 2015. Además, en base a las nuestras demostraciones financieras auditadas y nuestras expectativas actuales acerca del valor y la naturaleza de nuestros activos, el origen y la naturaleza de nuestras ganancias y la información pertinente sobre el mercado y los accionistas, la compañía no prevé transformarse en una PFIC para el ejercicio fiscal 2016. En base a las normas vigentes, no está claro si los dividendos recibidos en relación con las acciones serán considerados dividendos calificados ya que las acciones no cotizan en una bolsa de los EE.UU. Además, el Tesoro de los Estados Unidos ha anunciado su intención de promulgar normas conforme a las cuales se permitirá que los tenedores de ADSs y los intermediarios a través de los cuales se es titular de dichos títulos cuenten con certificados de los emisores para que sus dividendos sean considerados calificados a los efectos fiscales. Debido a que estas normas aún no han sido promulgadas, no está claro si la compañía sería capaz de cumplir con los requisitos establecidos. Los Tenedores estadounidenses de nuestras ADSs deben consultar a sus asesores impositivos respecto de la disponibilidad de la tasa reducida del impuesto a los dividendos teniendo en cuenta sus circunstancias particulares. Las distribuciones que se realicen a partir de ganancias y utilidades en relación con las acciones o ADSs se considerarán, en general, ganancias por dividendos de fuente extranjera y serán en general “ganancia pasiva” a los fines de computar el crédito fiscal extranjero en virtud de las leyes de los EE.UU. Sujeto a ciertas limitaciones, el impuesto a la renta brasileño retenido en relación con una distribución respecto de acciones o de ADSs puede computarse como pago a cuenta del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos de un Tenedor estadounidense, o, a criterio del Tenedor estadounidense, la retención impositiva brasileña también puede deducirse de las ganancias imponibles. Es posible que un crédito fiscal extranjero en virtud de las leyes de EE.UU. no se acepte como deducción de la retención impositiva brasileña en relación con determinadas posiciones en títulos a corto plazo o de cobertura o en relación con acuerdos en los cuales la ganancia económica prevista de un Tenedor estadounidense no sea significativa. Los Tenedores estadounidenses deben consultar a sus asesores impositivos respecto de la disponibilidad de crédito fiscal extranjero en virtud de las leyes de los EE.UU., incluyendo la conversión de reales a dólares norteamericanos a tal fin, teniendo en cuenta sus circunstancias particulares. Los tenedores de ADSs que sean sociedades anónimas (corporations) extranjeras o personas físicas extranjeras no residentes en los Estados Unidos (“Tenedores no estadounidenses”) por lo general no estarán sujetos al impuesto a la renta federal de los Estados Unidos, incluyendo retenciones impositivas, sobre las distribuciones de dividendos correspondientes a acciones o ADSs consideradas como ganancias por dividendos a los fines del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos, a menos que tales dividendos estén efectivamente relacionados con una actividad o negocio en los Estados Unidos llevado a cabo por el tenedor.
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Los tenedores de acciones y ADSs deben consultar a sus asesores impositivos respecto de la disponibilidad de la tasa reducida del impuesto a los dividendos teniendo en cuenta el análisis precedente y sus circunstancias particulares.
Impuesto a la renta de Capital En caso de venta u otro tipo de disposición de acciones o ADS, un Tenedor estadounidense en general reconocerá una pérdida o ganancia de capital de fuente de los EE.UU. a los fines del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos, equivalente a la diferencia entre el monto realizado en razón de la disposición y la base imponible de las acciones o ADS para el Tenedor estadounidense. Las ganancias o pérdidas serán ganancias o pérdidas de capital a largo plazo si el tenedor hubiera sido propietario de las acciones o las ADSs durante más de un año. Los Tenedores estadounidenses no corporativos de acciones o ADSs pueden calificar para una tasa preferencial del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos respecto de sus ganancias de capital a largo plazo. Las pérdidas de capital pueden deducirse de las ganancias imponibles, sujeto a ciertas limitaciones. A los fines del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos, tal disposición no originaría una ganancia de fuente extranjera para un Tenedor estadounidense. En consecuencia, es posible que un Tenedor estadounidense no pueda utilizar el crédito fiscal extranjero en relación con impuestos a las ganancias brasileños aplicados sobre tales ganancias, a menos que dicho tenedor compute el crédito como pago a cuenta del impuesto estadounidense exigible sobre otras ganancias de fuente extranjera. Los Tenedores estadounidenses deben consultar a sus asesores impositivos acerca de la disponibilidad del crédito fiscal extranjero en los Estados Unidos, incluyendo la conversión de reales a dólares norteamericanos a los fines de su inversión en acciones o ADSs de Petrobras. Un Tenedor no estadounidense no estará sujeto al impuesto a la renta federal de los Estados Unidos o a la retención impositiva sobre las ganancias realizadas al vender o de otra forma disponer de acciones o ADS, a menos que: •
dicha ganancia esté efectivamente relacionada con la realización, por parte del tenedor, de actividades comerciales en los Estados Unidos; o
•
dicho tenedor sea un individuo que permanezca en los Estados Unidos de América durante 183 días o más durante el ejercicio fiscal de la venta y además se cumplan otras condiciones.
Presentación de Información y Retención de Respaldo (Backup Withholding) El pago de dividendos y el producido de la venta u otra forma de disposición de ADSs o acciones ordinarias o preferidas, a un Tenedor estadounidense dentro de los EE.UU. (o a través de determinados intermediarios financieros relacionados con los EE.UU.) Generalmente será sometido al registro de información, y suele ser sometido a la “retención de respaldo”, excepto si el titular americano (i) es un recibidor con exención, y demuestra este hecho cuando requerido, o (ii) provee en tiempo hábil un número de identificaciones de contribuyente y certifique de que ninguna pérdida de exención de la retención de respaldo ocurrió y, de otro modo, cumpla con los requisitos aplicables de las reglas de retención de respaldo. La retención de respaldo no es un impuesto adicional. El monto de la retención de respaldo obtenido de un pago a un Tenedor estadounidense se computará como pago a cuenta del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos del Tenedor estadounidense y el Tenedor estadounidense podrá obtener un reintegro siempre que provea al Internal Revenue Service en la forma adecuada la información exigida por el mismo. Los Tenedores estadounidenses deben consultar a sus asesores impositivos acerca de los requisitos de información adicionales que pudieran ser aplicables como resultado de la compra, tenencia o disposición de ADSs o acciones ordinarias o preferidas de Petrobras. Un Tenedor no estadounidense en general estará exento del requisito de presentación de información y de retención de respaldo, pero es posible que deba cumplir con determinados trámites de certificación e identificación a fin de demostrar que tiene derecho a dicha exención.
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Impuestos Relacionados con las Obligaciones de PGF El siguiente resumen describe los aspectos principales del impuesto a la renta de Brasil, Holanda, Unión Europea y los Estados Unidos que pueden ser relevantes en relación con la compra, titularidad y venta de los títulos de deuda de PGF. Este resumen no incluye impuestos estaduales, municipales o de otra jurisdicción fiscal que no sea Holanda, Brasil y los Estados Unidos. Este resumen se basa en la legislación impositiva de Holanda, Brasil y los Estados Unidos vigente a la fecha de este informe anual, que está sujeta a cambios (posiblemente con efecto retroactivo). Esta descripción no abarca todos los aspectos tributarios que pueden ser relevantes para un determinado inversor, incluidos los aspectos tributarios que surgen de normas de aplicación general a todos los contribuyentes o a ciertas clases de inversores o que generalmente se supone que son de conocimiento público. Los compradores potenciales de obligaciones deben consultar con sus asesores impositivos respecto de los impuestos a pagar en relación con la adquisición, titularidad y venta de obligaciones. No existen tratados que eviten la doble imposición entre Brasil y los Estados Unidos. Durante los últimos años, las autoridades tributarias de Brasil y de los Estados Unidos han mantenido negociaciones que podrían culminar en la firma de un tratado de esa naturaleza. Sin embargo, no podemos predecir si se concretará un tratado o cuándo entrará en vigencia o de qué manera afectará a los tenedores estadounidenses de obligaciones.
Tributación Holandesa Lo dispuesto a continuación en general define las consecuencias del impuesto Holandés a los titulares de las notas asociadas a la compra, propiedad y enajenación de notas en una sociedad Holandesa. Estas están sujetas a los cambios respectivos sin perjuicio para ningún término aditivo presentado en una fecha posterior e implementado con o sin efecto retroactivo. Esta sección no objetiva describir todas las posibles consecuencias de la ley holandesa que suelen ser relevantes para un titular en general o un titular que recibe o ha recibido algún beneficio de las notas como ingresos de empleo, considerados ingresos de empleo o, de otro modo, como remuneración para el trabajo o servicios y deben, así, ser tratados con precaución adecuada. Para fines de esa sección “Tributos Holandeses” significarán impuestos de cualquier naturaleza incidentes o en favor de Holanda o cualquiera de sus subdivisiones políticas o autoridades fiscales. Holanda significa la parte del Reino de Holanda localizada en Europa. Para fines de impuestos Holandeses, un titular de notas podrá incluir una persona física o una entidad que no posea título legal a las notas, pero a quien las notas son atribuidas con base tanto en la participación económica de la persona física o de la entidad en las notas o con base en las provisiones legales específicas, incluyendo provisiones legales relativas a las cuales las notas son atribuidas a una persona física que sea, o que haya heredado directa o indirectamente las notas de una persona que haya sido, el instituidor, otorgante u originador semejante de un fondo, fundación o entidad similar que detenga las notas.
Impuestos a la renta y ganancias de capital Un titular de notas no estará sujeto a cualesquiera impuestos Holandeses sobre la renta o ganancias de capital con relación las notas, incluso impuesto sobre cualquier pago en los términos de las notas, o con relación a cualquier ganancia realizada en la enajenación, supuesta enajenación, rescate, o cambio de las notas, siempre que: •
el titular no sea un residente ni considerado como residente de Holanda;
•
el titular no tenga, y no sea considerado como teniendo, una empresa o participación en una empresa que no tenga, y que no sea considerada como teniendo, un negocio o participación que sean, en todo o en parte, administrado efectivamente en Holanda o conducidos por medio de un establecimiento permanente (vaste inrichting) o un representante permanente (vaste vertegenwoordiger) en Holanda y al cual negocio o parte del negocio, conforme el caso, las notas sean atribuidas; 178
•
si el titular fuera una persona física, su renta o ganancias de capital no formen beneficios resultantes de actividades diversas en Holanda (resultaat uit overige werkzaamheden in Nederland), que podrían, por ejemplo, ser el caso si las actividades en Holanda relacionadas a las notas excediesen la “gestión normal de los activos” (normaal, vermogensbeheer) o si la renta y las ganancias originarias de la controlante, directa o indirectamente, de (una combinación de) acciones, títulos de crédito, (en conjunto, una "participación rentable") que su titular haya obtenido en circunstancias en que la renta y las ganancias correspondan a la remuneración por trabajo o servicios prestados por el titular (o a una persona relacionada) en Holanda, sea dentro o fuera de una relación laboral, donde la participación rentable suministre al titular, en términos económicos, determinados beneficios que tengan relación con el relevante trabajo o servicios;
•
los titulares de las notas no detengan directa o indirectamente, una participación accionaria sustancial (es decir, de forma general, una participación del 5% o más de las acciones, opciones, derechos de ganancia, derechos de liquidación o derechos de voto) en PGF;
•
Si el mencionado poseedor es una persona jurídica, este no tendrá derecho a una cuota de las ganancias de una empresa ni al patrimonio neto de una empresa, que sea administrada en Holanda, excepto a través de valores mobiliarios, y a cual empresa se atribuyen las notas ; y
•
Si el mencionado poseedor es una persona física, este no tendrá derecho a una cuota de las ganancias de una empresa que sea administrada en Holanda, excepto a través de valores mobiliarios, y a la empresa a la que atribuyan las notas.
Un titular de las notas no quedará sujeto a tributación en Holanda por razón solamente de la ejecución, entrega y/o cumplimento de sus derechos y obligaciones asociados a las notas, la emisión de las notas o la performance por parte del PGF de sus obligaciones segundo las notas.
Impuesto retenido en la fuente en Holanda Todos los pagos hechos en los términos de las notas no serán sujetos a cualquier retención en la fuente de cualquier naturaleza impuesta, incidente, retenida o evaluada por Holanda, o cualquier subdivisión política o autoridad tributaria de la misma o respectiva, desde que esos pagos se cualifiquen como interés sobre las notas para efectos fiscales holandés.
Impuestos sobre Donación de Bienes, Espolio y Herencia en Holanda Ningún impuesto sobre donación, espolio o herencia se cobrará en Holanda con relación a cualquier compra o compra considerada de notas por medio de donación en razón del fallecimiento de un titular de las notas que no sea residente, considerado un residente para fines fiscales de herencia holandesa y donación, a menos en el caso en que una donación de notas por persona física que en la fecha de la donación no era un residente ni considerado un residente en Holanda, esa persona física muera en el plazo de 180 días después de la fecha de la donación, mientras residente o considerado residente en Holanda. Para fines de impuesto sobre donación, espolio y herencia en Holanda, una donación que sea hecha según una condición precedente sea considerada hecha en el momento que esa condición precedente sea pagada o, si antes de eso, el momento que el donador fallezca. Para fines de impuesto sobre donación, espolio y herencia en Holanda, la persona física que tenga nacionalidad holandesa será considerada residente en Holanda si la misma fuera residente en Holanda en cualquier momento durante los diez años anteriores a la fecha de la donación o de su fallecimiento. Para fines de impuesto sobre donación en Holanda, la persona física que no tenga nacionalidad holandesa será considerada residente en Holanda si la misma fuera residente en Holanda en cualquier momento durante los doce meses anteriores a la fecha de la donación. 179
Impuesto sobre volumen de Negocios Ningún impuesto holandés sobre el volumen de negocios será aplicado con relación a cualquier pago en consideración a la emisión de las notas o con relación a cualquier pago por parte de la PGF del principal, intereses o premio (si haya) sobre las notas.
Otros Impuestos y Obligaciones Ningún impuesto holandés, incluso impuestos de naturaleza documentaria, como impuesto sobre capital, sello o impuesto o contribución de registro, se deben pagar en Holanda por o en nombre de un titular de las notas por razón única de la compra, propiedad, y enajenación de las notas.
Directiva 2014/107 del Consejo de la Unión Europea En los términos de la Directiva 2014/107 del Consejo de la Unión Europea, cada Estado-Miembro de la Unión Europea es obligado a suministrar a las autoridades fiscales u otras autoridades competentes de otro Estado-Miembro detalles sobre pagos de intereses (o renta similar) pagos por un agente pagador en los términos de su jurisdicción, o recogidos por ese agente pagador para un beneficiario individual efectivo residente en el otro Estado-Miembro o a ciertos tipos limitados de entidades establecidas en ése otro Estado-Miembro. Sin embargo, durante un período transitorio, Austria irá (a menos que durante ese período, elección de otra forma) aplicar un sistema de retención en la fuente con relación a los pagos de deducción del impuesto a la alícuota del 35%, a menos que el beneficiario efectivo de los intereses que opte para que el suministro de ciertos provisiones de información sea aplicado en vez de retención en la fuente. La retención en la fuente efectuada por Austria durante el período de transición puede ser totalmente meritoria o reembolsable en el estado del inversionista o en su residencia fiscal. Los detentadores de notas que están en duda en cuanto a su posición deben consultar sus consultores financieros o fiscales.
Impuestos de Brasil El siguiente análisis constituye un resumen de los aspectos tributarios relacionados con la inversión en obligaciones por parte de no residentes en Brasil. El análisis se basa en las leyes tributarias brasileñas vigentes a la fecha del presente y está sujeto a cambios en la legislación brasileña que puedan entrar en vigencia posteriormente. La información presentada a continuación solo constituye un análisis general y no incluye todas las posibles consecuencias relacionadas con una inversión en obligaciones. LOS INVERSORES DEBEN CONSULTAR A SUS ASESORES IMPOSITIVOS SOBRE LAS CONSECUENCIAS RESULTANTES DE LA COMPRA DE OBLIGACIONES, INCLUYENDO, SIN CARÁCTER TAXATIVO, LAS CONSECUENCIAS DEL COBRO DE INTERESES Y DE LA VENTA, RESCATE O PAGO DE LAS OBLIGACIONES O CUPONES. En general, una persona física o jurídica, una sociedad fiduciaria o una organización con domicilio, a los fines impositivos, fuera de Brasil, o un “No Residente,” paga impuestos en Brasil sólo cuando la ganancia proviene de fuentes brasileñas o cuando la operación que origina dicha ganancia involucra activos situados en Brasil. Por consiguiente, las ganancias de capital o los intereses (incluido el descuento sobre el valor original de la emisión), honorarios, comisiones, gastos y cualquier otro monto pagado por PGF en relación con sus obligaciones a favor de tenedores no residentes no están sujetos a impuestos brasileños. Los intereses, honorarios, comisiones, gastos y cualquier otro monto pagadero por Petrobras en calidad de residente garante en Brasil a un No Residente en general están sujetos al impuesto a la renta retenido en origen. La tasa de la retención por impuesto a la renta en relación con el pago de intereses es en general 15%, a menos que (i) el tenedor de las obligaciones resida o esté domiciliado en jurisdicción de un “paraíso fiscal” (es decir, un país o jurisdicción que no cobra impuesto a la renta o lo hace a una tasa máxima inferior al 17% o donde la legislación local impone restricciones respecto de la revelación de la identidad de los accionistas, la titularidad 180
de inversiones, o el beneficiario último de las ganancias distribuidas al No Residente – “paraíso fiscal”), en cuyo caso la tasa aplicable es del 25% u (ii) otra tasa inferior establecida en un tratado impositivo aplicable firmado entre Brasil y otro país donde esté domiciliado el beneficiario. En caso de que el garante deba asumir la obligación de pagar el monto del principal de las obligaciones, las autoridades tributarias brasileñas podrían intentar imponer la retención por impuesto a la renta a una tasa de hasta el 25% conforme se describe precedentemente. Aunque las leyes brasileñas no establecen una norma fiscal específica para dichos casos y las autoridades tributarias no han adoptado una posición oficial ni existen precedentes judiciales en Brasil en relación con esta cuestión, consideramos que el giro de fondos por parte de Petrobras en calidad de garante del monto de principal de las obligaciones no estará sujeto al impuesto a la renta en Brasil, dado que el mero hecho de que sea el garante quien efectúa el pago no transforma la naturaleza del principal adeudado en virtud de las obligaciones en ganancia del beneficiario. Si los pagos relacionados con las obligaciones son realizados por Petrobras, conforme se establece en las garantías, se compensará a los tenedores No Residentes de modo tal que, luego del pago de todos los impuestos aplicables brasileños cobrados por medio de retención, deducción o de otra forma, en relación con el principal, los intereses y otros montos pagaderos en relación con las obligaciones (con más los intereses y penalidades correspondientes), un tenedor No Residente reciba un monto equivalente a los montos que dicho tenedor No Residente habría recibido si no se hubieran retenido dichos impuestos brasileños (con más los intereses y penalidades correspondientes). El deudor brasileño pagará, sujeto a determinadas excepciones, montos adicionales para cubrir dichas retenciones o deducciones de modo que el tenedor No Residente reciba el monto neto adeudado. Las ganancias de capital por la venta u otra clase de disposición de las obligaciones realizada fuera de Brasil por un No Residente, con excepción de una sucursal o una subsidiaria de un residente brasileño, a otro No Residente no están sujetas al impuesto a la renta. Asimismo, los pagos realizados desde Brasil están sujetos al pago del impuesto sobre las operaciones de cambio (IOF/Cambio), que grava la conversión de moneda brasileña a moneda extranjera o la conversión de moneda extranjera a moneda brasileña a una tasa general del 0,38%. Pueden aplicarse otras tasas del impuesto IOF/Cambio a transacciones específicas. En cualquiera de los casos, el gobierno federal de Brasil puede incrementar dicha tasa hasta el 25% pero solo en relación con operaciones futuras. En general, no se aplican impuestos a la herencia, donación, sucesión, de sellos, ni ningún otro impuesto de este tipo en Brasil en relación con la titularidad, transferencia, cesión u otro tipo de disposición de obligaciones por parte de un No Residente, con excepción de los impuestos a la herencia y las donaciones cobrados por algunos estados brasileños sobre donaciones o legados por parte de personas físicas o jurídicas no domiciliadas o no residentes en Brasil a individuos o sociedades domiciliados o residentes en dichos estados.
Impuesto a la renta Federal de los Estados Unidos El siguiente resumen presenta aspectos del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos que pueden ser relevantes para los tenedores de obligaciones que sean, a los fines del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos, ciudadanos o residentes de los Estados Unidos o una empresa estadounidense o que estén sujetos de alguna otra forma al impuesto a la renta federal de los Estados Unidos sobre la base de la utilidad neta en relación con las obligaciones (un “Tenedor estadounidense”). Este resumen está basado en el Código, sus antecedentes legislativos, las reglamentaciones del Tesoro de los Estados Unidos, ya sea vigentes o propuestas, la normativa publicada por el Internal Revenue Service, y las sentencias judiciales, todo ello vigente a la fecha y todo lo cual está sujeto a modificaciones o a diferentes interpretaciones, posiblemente con efecto retroactivo. El objetivo de este resumen no es analizar todos los aspectos del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos que pueden ser relevantes para clases especiales de inversores, tales como entidades financieras, compañías de seguros, operadores o agentes de títulos o divisas, operadores de títulos que decidan contabilizar su inversión en obligaciones sobre la base del ajuste a precios de mercado, sociedades de inversión reguladas, organizaciones exentas de impuestos, sociedades colectivas o los socios de las mismas, tenedores sujetos al impuesto mínimo alternativo, determinados tenedores de obligaciones a corto plazo, personas que cubren su exposición en las obligaciones o que son titulares de las obligaciones como parte de una estrategia de inversión (straddle) o como 181
parte de una cobertura o “transacción de conversión” a los fines del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos, personas que realizan transacciones de “venta constructiva” (constructive sale) en relación con las obligaciones o un tenedor estadounidense cuya moneda funcional no sea el dólar norteamericano. Los tenedores estadounidenses deben tener en cuenta que las consecuencias impositivas relativas al impuesto a la renta federal de los Estados Unidos en relación con la titularidad de obligaciones pueden ser sustancialmente diferentes para los inversores descriptos en la oración anterior. Además, este resumen no incluye consideraciones sobre impuestos extranjeros, estaduales o municipales. Este resumen solo se aplica a compradores originales de obligaciones que las hayan adquirido al precio de emisión original y las posean como "activos de capital" (en general, bienes con fines de inversión). EN RELACION CON LAS INVERSIONES EN OBLIGACIONES, LOS INVERSORES DEBEN CONSULTAR A SU ASESOR IMPOSITIVO SOBRE LOS IMPUESTOS A PAGAR EN SU CIRCUNSTANCIA PARTICULAR, INCLUIDOS LOS IMPUESTOS A PAGAR EN VIRTUD DE LEYES QUE NO SEAN LAS LEYES DEL IMPUESTO A LA GANANCIAS FEDERAL DE LOS ESTADOS UNIDOS.
Pago de Intereses Los pagos de “intereses establecidos calificados”, según se define a continuación, sobre una obligación (incluso montos adicionales, si los hubiere) estarán en general sujetos al pago de impuestos por parte de los tenedores estadounidenses como ingresos por intereses ordinarios al momento en que dichos intereses se devenguen o reciban, de acuerdo con el método contable regular del tenedor estadounidense a los fines del impuesto federal de los Estados Unidos. En general, si el “precio de emisión” de una obligación es inferior al “precio de rescate establecido al vencimiento” por más de un monto de minimis, se considerará que dicha obligación tiene un “descuento sobre el valor original de la emisión” (“OID”). El “precio de emisión” de una obligación es el primer precio al cual una cantidad sustancial de dichas obligaciones se vende a los inversores. El precio de rescate establecido al vencimiento de una obligación incluye en general todos los pagos que no sean pagos de intereses establecidos calificados. En general, cada Tenedor estadounidense de una obligación, ya sea que dicho tenedor utilice la contabilidad impositiva del método de lo percibido o de lo devengado, deberá incluir en la utilidad bruta como ingresos por intereses ordinarios la suma de las “porciones diarias” del OID sobre la obligación, si lo hubiera, correspondiente a todos los días durante el ejercicio fiscal en los cuales el Tenedor estadounidense es titular de la obligación. Las porciones diarias del OID sobre una obligación se determinan asignando a cada día en un período de devengamiento una porción proporcional del OID asignable a dicho período de devengamiento. En general, en el caso de un tenedor inicial, el monto de OID sobre una obligación asignable a cada período de devengamiento se determina (i) multiplicando el “precio de emisión ajustado”, según se define a continuación, de la obligación al comienzo del período de devengamiento por el rendimiento de dicha obligación al vencimiento y (ii) deduciendo de dicho producto el monto de intereses establecidos calificados asignable a dicho período de devengamiento. Los Tenedores estadounidenses deben tener en cuenta que en general deben incluir el OID en la utilidad bruta como ingresos por intereses ordinarios a los fines del impuesto a la renta federal de los EE.UU. al momento de devengarse, con anterioridad al cobro de efectivo atribuible a dicha ganancia. El “precio de emisión ajustado” de una obligación al comienzo de un período de devengamiento en general será la suma de su precio de emisión (que generalmente incluye los intereses devengados, si los hubiera) y el monto de OID asignable a todos los períodos de devengamiento anteriores, menos el monto de todos los pagos que no sean pagos de intereses establecidos calificados (si los hubiera) realizados en relación con dicha obligación en todos los períodos de devengamiento anteriores. El término “intereses establecidos calificados” se refiere en general a los intereses establecidos que se pagan en forma incondicional en efectivo o en bienes (que no sean instrumentos de deuda del emisor) como mínimo anualmente durante el plazo completo de una obligación a una tasa de interés fija única o, sujeto a determinadas condiciones, sobre la base de uno o más índices de interés. Los ingresos por intereses, incluido el OID, en relación con las obligaciones se consideran ingresos de fuente extranjera a los fines del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos y, con excepción de algunos casos, serán tratados por separado, conjuntamente con otros rubros de “ganancia pasiva” a los fines de computar el crédito fiscal extranjero deducible en virtud de las leyes sobre el impuesto a la renta federal de los Estados 182
Unidos. El cálculo de los créditos fiscales extranjeros implica la aplicación de reglas complejas que dependen de las circunstancias particulares de cada Tenedor estadounidense. Los Tenedores estadounidenses deben consultar a sus asesores impositivos sobre la disponibilidad de créditos fiscales extranjeros y el tratamiento de montos adicionales.
Venta o Disposición de Obligaciones Un Tenedor estadounidenses generalmente reconocerá las ganancias o pérdidas de capital sobre la venta, canje, retiro u otro tipo de disposición de las obligaciones, por un monto equivalente a la diferencia entre el monto obtenido por la venta, canje, retiro u otro tipo de disposición (excepto los montos correspondientes a intereses establecidos calificados devengados, que serán gravados como tales) y la base imponible ajustada del Tenedor estadounidense en la obligación. La base imponible ajustada de un Tenedor estadounidense en la obligación en general será equivalente al costo de la obligación más todos los montos incluidos en la utilidad bruta por el Tenedor estadounidense en concepto de OID, si lo hubiera, menos todos los pagos excepto el pago de intereses establecidos calificados en relación con la obligación. Las pérdidas o ganancias obtenidas por un Tenedor estadounidense sobre la venta, canje, retiro u otro tipo de disposición de las obligaciones se considerarán, en general, ganancias o pérdidas de fuente de los EE.UU. a los fines del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos, a menos que correspondan a una oficina u otra sede social fija fuera de los Estados Unidos y se cumplan otras condiciones específicas. Las ganancias o pérdidas obtenidas por un Tenedor estadounidense serán ganancias o pérdidas de capital, y serán ganancias o pérdidas de capital a largo plazo si el inversor fuera propietario de las obligaciones durante más de un año. El monto neto de ganancia de capital a largo plazo reconocido por un tenedor individual en general está gravado a tarifas preferenciais. Las pérdidas de capital pueden deducirse de las ganancias imponibles, sujeto a ciertas limitaciones.
Retención de Respaldo (Backup Withholding) y Presentación de Información Un Tenedor estadounidenses puede, en determinadas circunstancias, estar sujeto a una “retención de respaldo” en relación con determinados pagos recibidos, a menos que el tenedor (i) sea un contribuyente exento, y pueda demostrarlo cuando le fuera requerido, o (ii) presente un número de contribuyente válido, certifique que no está sujeto a dicha retención de respaldo o cumpla de otra forma con los requisitos aplicables establecidos por las normas sobre retención de respaldo. Todo monto retenido con arreglo a esas normas en general será computado como pago a cuenta del impuesto a la renta federal de los Estados Unidos del Tenedor estadounidense. Los Tenedores no estadounidenses en general están exentos de las retenciones de respaldo, pero es posible que, en ciertos casos, deban realizar determinados trámites de certificación e identificación a fin de demostrar que tienen derecho a esa exención. Los Tenedores estadounidenses deben consultar a sus asesores impositivos acerca de los requisitos de información adicionales que pudieran ser aplicables como resultado de la compra, tenencia o disposición de las obligaciones.
Tenedores No Estadounidenses Un tenedor o titular beneficiario de obligaciones que no sea Tenedor estadounidense (Tenedor no estadounidense) en general no estará sujeto al impuesto a la renta federal de los Estados Unidos ni a la retención de impuestos sobre los intereses obtenidos de las obligaciones. Además, el Tenedor no estadounidense no estará sujeto al impuesto a la renta federal de los Estados Unidos ni a la retención de impuestos sobre las ganancias realizadas al vender obligaciones a menos que dicha ganancia esté efectivamente relacionada con una actividad o negocio en los Estados Unidos llevado a cabo por dicho tenedor o, en el caso de una ganancia obtenida por un individuo que es Tenedor no estadounidense, el Tenedor no estadounidense permanezca en los Estados Unidos durante 183 días o un período mayor durante el ejercicio fiscal de la venta y se cumplan determinadas condiciones. Documentos Presentados Estamos sujetos a la obligación de presentar información dispuesta por la Ley del Mercado de Valores de 1934, con sus correspondientes reformas y, en consecuencia, presentamos informes y otra clase de información ante la SEC. Los informes y toda otra información que presentamos ante la SEC pueden ser consultados y copiados 183
en la Sala de Referencia de la SEC en 100 F Street, N.E., Washington, D.C. 20549. Puede obtenerse información adicional acerca del funcionamiento de la Sala de Referencia comunicándose con la SEC al 1-800-SEC-0330. Los informes y otra información de Petrobras también pueden consultarse en las oficinas de la New York Stock Exchange ubicadas en 11 Wall Street, New York, New York 10005, en la que cotizan las ADSs de Petrobras. Las presentaciones de Petrobras ante la SEC también están a disposición del público en el sitio de la SEC: http://www.sec.gov. Sírvase comunicarse con el (212) 656-5060 para obtener información adicional en relación con la obtención de copias de las presentaciones públicas de Petrobras en la New York Stock Exchange. Petrobras también presenta estados financieros y otros informes periódicos ante la CVM. Item 11. Información Cualitativa y Cuantitativa sobre los Riesgos del Mercado
Gestión de Riesgos La compañía está expuesta a diversos riesgos inherentes a sus operaciones. Dichos riesgos incluyen la posibilidad de que las variaciones de los precios del petróleo y los derivados del petróleo, del tipo de cambio o de las tasas de interés que afecten en forma negativa el valor de los activos y pasivos financieros, los flujos de fondos futuros y las utilidades, y aumentar nuestros riesgos de liquidez. Dichos riesgos de liquidez se representan por la posibilidad de una escasez de efectivo u otros activos financieros, con el fin de liquidar nuestras obligaciones en las fechas acuerdadas. La compañía también está expuesta al riesgo crediticio de clientes y entidades financieras, inherente a operaciones comerciales y administración de fondos. Dichos riesgos incluyen la posibilidad de no recibir compensación por las ventas realizadas y montos invertidos, depositados o garantizados por entidades financieras. Adoptamos a las prácticas de gestión de riesgo integrada. Los riesgos son considerados en todo proceso de toma de decisión, y nosotros los gestionamos de un modo integrado. Así que no estamos con el foco en los riesgos individuales de las operaciones o unidades de negocios, pero, al revés, tomamos una amplia visión de nuestras actividades consolidadas, capturando posibles hedges naturales, donde disponibles. Con el foco en las mejorías futuras de las prácticas de gobernanza de gestión de riesgo, nuestro Consejo de Administración ha establecido una estructura organizacional para la gestión de riesgo compuesta por (i) el Gerente Ejecutivo para los Riesgos Corporativos, que está bajo supervisión de nuestro Director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad, y (ii) unidades para la gestión de riesgo en cada área de negocios de Petrobras. El Gerente Ejecutivo de Petrobras para los Riesgos Corporativos es responsable por: •
identificar, monitorear y reportar periódicamente para nuestra Junta Directiva y para nuestro Consejo de Administración sobre el efecto de riesgos principales para nuestros resultados integrados.
•
encorajar a la integración y la captura de la sinergia de las acciones de gestión de riesgos tomadas en las unidades organizacionales, así como en otros procesos de negocios, suporte y gestión.
•
establecer una metodología corporativa para la gestión de riesgo guiada por una visión integrada y sistemática, lo que permite un ambiente de monitoreo continuo de riesgos en varios niveles jerárquicos;
•
diseminar el conocimiento en la gestión de riesgo; y
•
apoyar a los gestores en el desarrollo e implementación de las medidas necesarias para garantir la alineación de los niveles de riesgo expuestos y aceptables de Petrobras.
En junio de 2015, nuestro Consejo de Administración aprobó una Política de Gestión de Riesgos Empresariales revisada, que especifica las autoridades, responsabilidades, los cinco principios y las 10 directrices que deben nortear nuestras iniciativas relacionadas a la gestión de riesgo. Nuestra actual Política de Gestión de Riesgos Empresariales es totalmente adherente a las referencias metodológicas mundialmente reconocidas, tales 184
como COSO-ERM (Comité de Organizaciones patrocinadoras de la Comisión de Negocios - Estructura Integrada de Gestión de Riesgo de Compañía) y la ISO 31000. También, ellas están conformes con las directrices previstas por el guión para la Gestión de Riesgo Corporativo emitidas por el Instituto Brasileño de Gobernanza Corporativa - IBGC. Esta política tiene un abordaje más amplio para la gestión de riesgo corporativo, que combina el abordaje de gestión de riesgo económico y financiero tradicional con otras áreas relevantes de interés, tales como la protección de vida, salud y medio ambiente, protección de información de activos y negocios (seguridad de propiedad) y combate a la fraude y a la corrupción (conformidad legal) entre otros riesgos corporativos. Con en foco en la integración de las acciones de gestión de riesgo, esta política permite que todo empleado tenga acceso a los términos y conceptos comunes al asunto, así como las medidas tomadas e las partes responsables por la gestión de cada uno de los 21 riesgos corporativos a los cuales estamos expuestos. Estos riesgos corporativos se clasifican en cinco categorías: estratégicos, financieros, conformidad, negocios y operacionales. Para más informaciones con respecto a nuestra Política de Gestión de Riesgos Empresariales revisada, por favor, acceda a nuestro sitio web en el http://www.investidorpetrobras.com.br/es/gobierno-corporativo/instrumentos-degobernanza/politica-de-gestion-de-riesgos-empresariales-de-petrobras.
Riesgos Derivados del Precio de los Commodities Operamos en un modo integrado y a través de varios niveles de la industria petrolera. Una gran parte de nuestros resultados se relaciona directamente con la exploración y la producción de petróleo, refinaría y con la venta de gas natural, biocombustible y electricidad en Brasil. Como nuestras compras y ventas de petróleo bruto y derivados de petróleo se relacionan con los precios de las commodities internacional, estamos expuestos a las fluctuaciones de precio, lo que suele influenciar nuestra rentabilidad, nuestro flujo de efectivo de las operaciones y nuestra situación financiera. Con el fin de administrar la exposición de la compañía al riesgo derivado de fluctuaciones de precios, la compañía evita, cuando es posible y razonable, utilizar derivados para cubrir operaciones sistémicas (a saber, la compra y venta de petróleo y productos derivados del petróleo con el fin de satisfacer las necesidades operativas de nuestro sistema). Las operaciones de derivativos existentes se destinan a proteger los resultados esperados de las transacciones realizadas en el exterior. Nuestros contratos de derivativos proporcionan hedges económicos para compras anticipadas de petróleo bruto y derivados de petróleo y ventas en los mercados internacionales, generalmente esperados a ocurrir en un período de 30 a 360 días. Véase Nota 33 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para lograr más informaciones sobre nuestras transacciones de derivativos de commodities, incluyendo un análisis de sensibilidad demostrando la alteración neta en el valor justo de cambios desfavorables del 25% (o 50%) en el precio de la commodity subyacente para opciones y futuros.
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Riesgos Derivados de la Tasa de Interés y el Tipo de Cambio El siguiente cuadro presenta un resumen sobre la exposición de la compañía al riesgo de variación de las tasas de interés y los tipos de cambio de nuestra cartera de deuda total correspondiente a 2015 y 2014 incluye las deudas a corto plazo y a largo plazo. Total Cartera de Deuda (1) 2015 2014 (%) En reales: A tasa fija ...................................................................................................................................................... A tasa flotante .............................................................................................................................................. Subtotal ........................................................................................................................................................ En dólares norteamericanos: (1) A tasa fija ...................................................................................................................................................... A tasa flotante ............................................................................................................................................. Subtotal ........................................................................................................................................................ Otras monedas: A tasa fija ...................................................................................................................................................... A tasa flotante .............................................................................................................................................. Subtotal ........................................................................................................................................................ Total ..................................................................................................................................................................
2,8 13,5 16,3
4,0 13,8 17,8
38,5 35,6 74,1
36,6 35,3 71,9
9,2 0,4 9,6 100,0
9,8 0,5 10,3 100,0
Deuda a tasa flotante: En reales ....................................................................................................................................................... En moneda extranjera .................................................................................................................................. Deuda a tasa fija: En reales ....................................................................................................................................................... En moneda extranjera .................................................................................................................................. Total ..................................................................................................................................................................
13,5 36,0
13,8 35,8
2,8 47,7 100,0
4,0 46,4 100,0
Dólares norteamericanos (1)............................................................................................................................. Euros ................................................................................................................................................................. GBP ................................................................................................................................................................... Yenes................................................................................................................................................................. Reales ................................................................................................................................................................ Total..................................................................................................................................................................
74,1 6,9 2,1 0,6 16,3 100,0
71,9 7,4 2,1 0,8 17,8 100,0
__________________________ (1) Corto plazo y largo plazo
En general, nuestra deuda a tasa flotante en moneda extranjera está principalmente sujeta a las fluctuaciones de la tasa LIBOR. Nuestra deuda a tasa flotante en reales está principalmente sujeta a las variaciones del tasa de interés a largo plazo brasileña (Taxa de Juros de Longo Prazo o TJLP), fijada por el CMN. Nosotros generalmente no utilizamos instrumentos derivativos para administrar nuestra exposición a la fluctuación de la tasa de intereses. Sin embargo, consideramos continuamente varias formas de derivativos para reducir nuestra exposición a las fluctuaciones de las tasas de intereses y podremos utilizar estos instrumentos financieros en el futuro. El riesgo de tasa de cambio a que estamos expuestos tiene mayor impacto sobre el balance patrimonial y resulta principalmente de la incidencia de obligaciones denominadas no en reales en nuestra cartera de deuda. En lo que dice respeto a la gestión de los riesgos cambiales, buscamos identificarlos y tratarlos en un análisis integrado de protecciones naturales (hedges), beneficiándonos de la correlación entre la renta y gastos. Para el corto plazo, la gestión de nuestro riesgo cambial implica asignar nuestras inversiones entre el real y otras monedas extranjeras. Nuestra estrategia puede también implicar el uso de instrumentos financieros derivativos para protegernos contra la volatilidad de la tasa de cambio, lo que puede impactar el valor de algunas de nuestras obligaciones.
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Proyectamos relaciones de hedge de flujo de efectivo para administrar nuestro riesgo cambial en nuestras probables futuras exportaciones. Consulte el Ítem 5. "Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras Inflación y Variación Cambial" y Notas 4.3.6 y 33.2 (a) de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas para lograr más informaciones sobre nuestro hedge de flujo de efectivo. Consulte a la Nota 33 para las demostraciones financieras consolidadas para mayores informaciones sobre los riesgos en la tasa de interés y la tasa de cambio, incluyendo un análisis de sensibilidad demostrando el impacto potencial del 25% (o el 50%) en las variables subyacentes de 31 de diciembre de 2015. Para más informaciones con respecto al cronograma de madurez esperado y la moneda, principal y de interés, flujo de efectivo, tasas de interés promedia relacionada de nuestras obligaciones de débito, riesgo de crédito y riesgo de liquidez, véase las notas 17 y 33.6 de nuestras demostraciones financieras consolidadas auditadas. Item 12. Descripción de Títulos que no sean Acciones American Depositary Shares The Bank of New York Mellon es Depositario de ADSs que representan nuestras acciones ordinarias y preferidas. En carácter de Depositario, The Bank of New York Mellon registrará y entregará las ADSs, cada una de las cuales representa (i) dos acciones (o el derecho a recibir dos acciones) depositadas en la oficina central de São Paulo de Itaú Unibanco S.A., en carácter de custodio del Depositario, y (ii) cualquier otro título, fondo u otros bienes que puedan estar en poder del Depositario. La oficina de fideicomisos corporativos del Depositario en la cual se administrarán las ADSs está ubicada en 101 Barclay Street, 22 West, New York, New York 10286. Comisiones pagaderas por los tenedores de ADSs de Petrobras Los tenedores de ADS deben pagar comisiones al Depositario, y el Depositario puede negarse a prestar un servicio para el cual se ha fijado una comisión hasta tanto se haya pagado dicha comisión. Los tenedores de ADS deben pagar al Depositario: (i) una comisión anual de U$S0,02 (o menos) por ADS por la administración del programa de ADR, y (ii) el importe de los gastos incurridos por el Depositario o sus agentes en representación de los tenedores de ADR, incluyendo gastos derivados del cumplimiento de las leyes aplicables, impuestos u otras cargas gubernamentales, transmisiones de fax o conversión de moneda extranjera a dólares norteamericanos. En ambos casos, el Depositario podrá decidir, a su exclusivo criterio, efectuar el cobro facturando directamente a los tenedores, descontando el monto correspondiente de las distribuciones de fondos o imputándolo a las cuentas del sistema de registro escritural (book-entry system) de los tenedores de ADS o sus representantes. Los tenedores de ADS también pueden estar obligados a pagar otras comisiones por determinados servicios suministrados por el Depositario, conforme se indica en el siguiente cuadro. Servicio del Depositario
Comisión pagadera por los tenedores de ADS
Emisión y entrega de ADSs, incluyendo emisiones resultantes de una distribución de acciones o derechos u otros bienes ............................................................................... U$S5,00 por cada 100 ADSs (o fracción) Distribución de dividendos…………………………………………………………… ...................................U$S0,02 (o menos) por ADS por año Cancelación de ADSs a los fines de retiro ...........................................................................U$S5,00 por cada 100 ADSs (o fracción)
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Comisiones Pagaderas por el Depositario a Petrobras El Depositario le reembolsará a Petrobras determinados gastos en los que incurre en relación con la administración y el mantenimiento del programa de ADR. Estos gastos reembolsables incluirán gastos de relación con inversores, comisiones por cotización, honorarios de abogados y otros gastos relacionados con la administración y el mantenimiento del programa de ADR. Asimismo, el Depositario acordó proporcionar a Petrobras un reembolso adicional por año equivalente al 80% de la comisión por dividendos cobrada por el Depositario. Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015, el monto bruto de dichos reembolsos ascendió a aproximadamente US$ 15 millones. PARTE II Item 13. Incumplimientos, Dividendos Impagos e Incumplimiento de Pago Ninguno. Item 14. Modificaciones Substanciales de los Derechos de los Tenedores de Títulos y Destino de los Fondos Ninguno. Item 15. Controles y Procedimientos Identificamos debilidades materiales en nuestro control interno sobre los estados financieros, a las cuales describimos en el “Informe de la Administración en relación con el Control Interno sobre los Estados Financieros” a continuación. En 2015, tomamos medidas significativas para reparar esas debilidades materiales, tales como descrito en “Remediación” a continuación. Nuestra administración analizó estas debilidades materiales, hicimos todos los ajustes necesarios en nuestras demostraciones financieras consolidadas y concluimos que nuestras demostraciones financieras consolidadas se presentan bien, en relación en todo su aspecto material, nuestra condición financiera, resultados de las operaciones y flujos de caja en y para los períodos presentados, y el impacto de todos los factores conocidos por nuestra administración hasta el momento se reflectaran en las demostraciones financieras consolidadas. Controles y Procedimientos de Divulgación Nosotros evaluamos, con la participación de nuestro presidente y director financiero, la eficacia de nuestros controles y procedimientos de divulgación del 31 de diciembre de 2015. Con base en nuestra evaluación, nuestro presidente y director financiero concluyeron, como resultado de debilidades materiales en nuestros controles internos sobre los estados financieros el 31 de diciembre de 2015 descritos a continuación, que nuestros controles y procedimientos de divulgación no eran eficaces para prestar una garantía razonable de que las informaciones a ser divulgadas por nosotros en los informes que protocolamos o sometemos en los términos de la Ley de Mercado de Capitales ("Exchange Act"), estaban registradas, procesadas, resumidas y reportadas dentro de los plazos especificados en las normas y formularios aplicables y que fueron acumuladas y comunicadas a nuestra administración, incluyendo el presidente y el director financiero, de forma apropiada a permitir la tomada de decisiones oportunas con relación a la divulgación necesaria. Informe de la Administración en relación con el Control Interno sobre los Estados Financieros Nuestra administración es responsable de establecer y mantener controles internos adecuados sobre los estados financieros y para la evaluación de la eficacia de los controles internos sobre los estados financieros. Nuestro control interno sobre los estados financieros es un proceso elaborado o bajo la supervisión de nuestro presidente y director financiero, y validado por nuestro Consejo de Administración, por la administración y otros empleados, con el objetivo de proporcionar una garantía razonable con relación a la confiabilidad de los 188
estados financieros y de la elaboración de las demostraciones financieras consolidadas para fines externos de acuerdo con las normas IFRS, emitidas por IASB. Debido a sus limitaciones inherentes, el control interno sobre los estados financieros puede no impedir o detectar errores. Además, las proyecciones de cualquier evaluación de eficacia para períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles vengan a si volver inadecuados debido a que cambios circunstanciales, o de que el grado de conformidad con las políticas o procedimientos venga se deteriorar. Nuestra administración determinó la eficacia de nuestros controles internos sobre los estados financieros el 31 de diciembre de 2015, con base en los criterios establecidos en el Control Interno - Estructura Integrada (2013) emitidos por el Comité de las Organizaciones Patrocinadoras del Treadway (COSO). Con base en la evaluación y criterios, y debido a las debilidades materiales descritas a continuación, la nuestra administración concluyó que nuestro control interno sobre los estados financieros no fue efectivo el 31 de diciembre de 2015. Debilidades materiales del Control Interno sobre los Estados Financieros Una debilidad material es una deficiencia, o un conjunto de deficiencias, en los controles internos sobre los estados financieros, que implica una posibilidad razonable de que una distorsión significativa de las nuestras demostraciones financieras consolidadas anuales o intermediarias no sea prevenida o detectada en tiempo hábil. Durante la evaluación de los controles internos sobre estados financieros el 31 de diciembre de 2015 a nuestra administración identificó las debilidades materiales relevantes descritas a continuación.
Controles Anulados por la Administración Así como reportado en nuestro Informe Anual de 2014 en el Formulario 20-F, la administración identificó determinadas decisiones tomadas durante el período entre 2004 y abril de 2012, específicamente con relación a nuestros grandes proyectos de inversión en los segmentos de negocios Exploración y Producción, Refino, y Gas y Energía, que no estaban en conformidad con los controles internos existentes para el proceso de contratación de servicios en esos segmentos. Los controles internos para la contratación de servicios incluyen procedimientos como el Manual de Petrobras de Contratación (Manual da Petrobras de Contratação) y la Sistemática Corporativa de Proyectos de Inversión (Sistemática Corporativa de Projetos de Investimento). En algunos de nuestros procesos de contratación, uno o más administradores séniores, en conjunto con terceros (es decir, algunos de los proveedores implicados en proyectos de construcción), entraron en acuerdo para eliminar, incumplir, anular o burlar esos controles, lo que resultó en actos ilícitos contrarios a nuestros intereses y políticas. Nuestra administración identificó las siguientes deficiencias del control interno relacionadas con la incapacidad de detectar eses actos, que en conjunto, constituyen una debilidad material en nuestro ambiente de control: (i) posición ética en la dirección de la empresa ("tone at the top”) inadecuado con relación a los controles internos; (ii) no comunicación de los valores éticos prescritos en nuestro Código de Conducta; y (iii) la falta de un programa eficaz de denuncia de irregularidades. Esas deficiencias no tuvieron impacto en 2015, pero contribuyeron para una falla en nuestro control interno sobre los estados financieros, para evitar una evaluación a mayor de los activos fijos en 2014.
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Controles Relacionados con los Activos Fijos Así como reportado en nuestro Informe Anual de 2014 en el Formulario 20-F, nuestra administración identificó debilidades materiales concernientes a los activos fijos, como a continuación: •
•
deficiencias asociadas con el monitoreo de la necesidad de reclasificar determinados activos fijos de activos en construcción aunque completados. El fallo en no realizar la reclasificación cuando las circunstancias justifican podría llevar a una falta de consideración en tiempo hábil de la depreciación asociada al proyecto. Las deficiencias relacionadas con la identificación de posibles riesgos recurrentes de la condición económica y financiera de las contractadas y de los proveedores por la óptica de los aplazamientos de proyectos y de las garantías que no han sido plenamente satisfechas, lo que ha resuelto en una falla en la identificación de la necesidad de liquidar los pagos adelantados a las contractadas e a los proveedores que no resultaría en fututos beneficios económicos; y las deficiencias relacionadas con la identificación de las necesidades de reorganizar a las despensas relacionadas con la rescisión de estos contractos.
Estas deficiencias resultaron en una falla de nuestro control interno sobre los estados financieros para detectar una evaluación a mayor de los activos fijos y una evaluación a menor de nuestros gastos, sea en 2014 y en 2015. En 2015, nuestra administración identificó una deficiencia relacionada con la revisión de los cambios de algunos agrupamientos de exploración y producción de activos como Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs cash generating units) y sus conformidades con el IFRS, determinamos que no revisamos el suficiente, si algunos agrupamientos propuestos inicialmente alcanzaran la definición de GRU. También determinamos que no revisamos suficientemente el agrupamiento de activos de exploración y producción bajo la óptica de los cambios identificados en circunstancias que afectaran la manera que ellos generan los flujos de caja. Consecuentemente, se ha hecho necesario cambiar algunos grupos de activos identificados como UGEs en el 31 de diciembre de 2015. Esta deficiencia resultó en una falla de nuestro control interno sobre los estados financieros para detectar una evaluación a mayor de los activos fijos y una evaluación a menor de nuestros gastos en 2015.
Revisión y Aprobación de Lanzamientos Contables Manuales Así como reportado en nuestro Informe Anual de 2014 en el Formulario 20-F, nuestra administración identificó una falta de monitoreo oportuno de posibles cambios en los parámetros de control del ambiente de planificación de recursos empresariales (“ERP”), que son utilizados para apoyar los controles internos relacionados con la revisión y aprobación de lanzamientos manuales. Ese incumplimiento en monitorear en tiempo hábil los cambios en los parámetros de ERP podría nos sujetar al riesgo de no detección de la totalidad de los lanzamientos contables manuales a ser revistos o confirmados. Nuestra administración también identificó deficiencias en la concepción de nuestro control interno sobre el análisis y aprobación de lanzamientos manuales. Esta deficiencia no tuvo impacto en los estados financieros en 2014 o 2015.
Gestión de Accesos y Segregación de Deberes en los Procesos de Negocios y de Tecnología de la Información Así como reportado en nuestro Informe Anual de 2014 en el Formulario 20-F, nuestra administración identificó deficiencias en las operaciones de control asociadas con los procedimientos de concesión de acceso y segregación de deberes de análisis en el nivel del proceso de negocio que, cuando evaluadas en conjunto, constituía una debilidad material. Las debilidades de control identificadas relacionadas a la gestión, revisión y monitoreo del acceso mostraron excepciones, principalmente debilidades en el funcionamiento de controles asociados con la implantación de reglas específicas en materia de revisión de acceso. Cuanto a la gestión de acceso a las funciones 190
críticas de ERP y segregación de deberes en los procesos de negocios ERP, las debilidades en los controles operativos ocurrieron. Esta deficiencia no tuvo impacto en los estados financieros en 2014 o 2015.
Provisiones y Pasivos Contingentes para Procesos Judiciales En 2015, nuestra administración identificó deficiencias de concepciones relacionadas con los controles para la captura y registro en nuestros sistemas de monitoreo interno y proceso judicial para los cuales formamos parte. Además, una deficiencia fue identificada relacionada con la conclusión de contingencias legales y precisas de la clasificación de la posibilidad de un drenaje de recursos para cada contingencia como probable, posible o remota. En eventos específicos, las operaciones de control no clasifican precisamente la posibilidad de un drenaje de recursos para algunas contingencias como posible, probable o remota. Esta deficiencia resultó en una falla de nuestro control interno sobre los estados financieros para detectar una evaluación a menor de los pasivos y evaluación a menor de nuestros gastos en 2015.
Cálculo de los Pasivos Actuariales de la Compañía Descubrimos que había deficiencias en el proceso de la generación de datos usados para calcular nuestro pasivo actuarial con respecto a nuestro plan de salud (AMS) y el plan de pensión (Petros). Estas deficiencias se relacionan a la conclusión de los participantes y la precisión de nuestras informaciones individuales en las bases de datos generados para el cálculo actuarial. Estas deficiencias resultaron en una falla de nuestro control interno sobre los estados financieros para detectar una evaluación a mayor de los pasivos y a una evaluación a menor de los resultados integrales en 2015. Potencial Impacto de las Debilidades Materiales Esas debilidades materiales podrían resultar en distorsión de los saldos de cuentas o divulgaciones que presentan distorsiones relevantes en nuestras demostraciones financieras consolidadas anuales o intermediarias que no serían prevenidas o detectadas.
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Auditoría de la Eficacia de los Controles Internos sobre los Estados Financieros Nuestra empresa de auditoría independiente, PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes - PwC, auditó la eficacia de nuestros controles internos sobre los estados financieros, según indicado en sus estados financieros, el 31 de diciembre de 2015, que está incluido en este documento. Remediación Nuestra administración está activamente implicada en la concepción e implantación de esfuerzos de remediación para corregir las debilidades materiales identificadas, así como otras áreas identificadas como de riesgo. Los esfuerzos de remediación descritos a continuación, que fueron implantados o están en trámite, fueron destinados para abarcar tanto las debilidades materiales identificadas y áreas asociadas. La concepción e implantación de estos y de otros esfuerzos de remediación son de responsabilidad de nuestra administración. Controles Anulados por la Administración En 2015, como una respuesta a una debilidad material reportada en nuestro Informe Anual de 2014 en el Formulario 20-F nuestra administración adoptó medidas correctivas e iniciativas para reforzar el ambiente de control, que están actualmente en progreso. Estas acciones demuestran nuestros esfuerzos de la administración para mejorar la gobernanza corporativa, incluyendo el establecimiento de un modelo para el compartido de las decisiones dentro de nuestra administración. Además de eso, nuestra administración tomó medidas adicionales con el foco en el establecimiento de una estructura de controles sucesivos en varias etapas del proceso de toma de decisión, así como seguir difundiendo la cultura de comprometimiento con la ética y para, aún, la excelencia en los controles internos. Estas medidas correctivas son convergentes, e influencian nuestra comunicación de la administración sénior con respecto a los valores éticos, gestión y controles internos, y también difundiéndolos por toda Petrobras. El progreso del plan de acción se está monitorizando por el Director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad, y por el Comité de Auditoría. Para seguir con la estabilización y desarrollo de las acciones de mejoría, nuestra administración sigue en 2016 trabajando en la amplia implementación de las acciones propuestas para el desarrollo adecuado de nuestros controles internos. Implementamos un número de iniciativas para reforzar nuestros controles internos, incluso: I - Refuerzo de la gobernanza corporativa: 1. Adición de nuevos miembros al Consejo de Administración. 2. Modificación del Estatuto Social para crear nuevos comités y permitir la participación de miembros externos en el Consejo de Administración. 3. Mejora del foco del comité de Gobernanza, Riesgo y Conformidad en el complimiento de los procedimientos, mitigando los riesgos en nuestras actividades e en la conformidad con las leyes, normas y reglamentaciones, incluso las reglas de la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM) y la Comisión de Valores Mobiliarios Americana (SEC - Securities and Exchange Commission). 4. Revisión de las normas y procedimientos para la gestión de proyectos de investimentos y contratación de bienes y servicios. II - Comunicación de los valores expresos en el Código de Ética y el Guión de Conducta: Seguimos con un amplio esfuerzo corporativo, bajo el liderazgo de nuestro administración sénior, para comunicar los valores éticos regularmente por intermedio de nuestras comunicaciones internas, revisión de las reglas que apoyan estos valores, y aumento de nuestras acciones de entrenamiento, principalmente con respecto 192
al Código de Ética, el Guión de Conducta y el Programa para Prevención de la Corrupción de Petrobras para todos los empleados. III - Refuerzo del Programa para la Prevención de la Corrupción de Petrobras: Seguimos monitoreando a las actividades del Programa para la Prevención de la Corrupción de Petrobras, que fue implementado con el objetivo de garantir a la conformidad legal y de procedimiento, y mitigar los riesgos en nuestras actividades, con énfasis en las iniciativas a continuación (a) creación del Comité de Corrección; (b) mejoría del desempeño de la comisión de investigación interna; (c) revisión y ajuste de nuestras reglamentaciones internas; (d) inclusión de la “competencia de conformidad” como parte del desempeño de nuestro empleado y revisión de los resultados (Gerenciamiento de Desempeño y Resultado) (e) creación de los agentes de conformidad; (f) aumento en la diseminación para los empleados del Guía de Brindes, Presentes y Hospitalidad; y (g) Implementación de un procedimiento de Due Dilligence de Integridad, con base en la cual los proveedores de productos y servicios deben de proveer informaciones detalladas de sus estructuras, mecanismos financieros y de conformidad para que sean incluidos en la lista de proveedores de Petrobras. IV - Mejoría en el canal de denuncias: Nuestra administración hizo cambios en nuestro canal de denuncias, que se monitorea por la Oficina del Ombudsman, para promover a la efectividad de estos procesos, principalmente al reforzar las protecciones para la confidencialidad de la denuncia, el secreto y la integridad de toda información provista y la rastreabilidad de la información reportada y confirmada, además de acompañar y contestar a todas las quejas y registros de todos los resultados. Los cambios implementados incluirán: (a) compromiso de un canal de denuncias externo, especializado independiente y (b) nombramiento de un Ombudsman General por intermedio de un proceso llevado a cabo por una firma de contratación ejecutiva, como una etapa para la reestructuración del canal de denuncias. V - Persecución de acciones de investigación: En 2015, iniciamos las acciones investigativas continuas en relación a las alegaciones de acciones ilícitas cometidas por empleados y ex empleados de Petrobras, utilizando las Comisiones Investigativas Internas, además de las investigaciones conducidas por las oficinas de abogacía independientes reportando a un comité de nuestro Consejo de Administración. Los resultados han sido compartidos con el ministerio público brasileño y las autoridades de los países donde los factos relacionados con las investigaciones ocurrieran. Percibimos que, a lo largo de 2015 (a) las investigaciones llevadas a cabo por las oficinas de abogacía independientes siguieran; (b) mantuvimos un comité especial que é conformado por tres miembros con especialidad notable, dos de los cuales son independientes de Petrobras, y el tercero del mismo es Director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad que actúa como un vínculo entre la investigación y el Consejo de Administración; (c) seguimos nuestra lista negra preliminar de las compañías supuestamente involucradas en irregularidades; y (d) empleamos esfuerzos adicionales para recuperación de daños sufridos como resultado de actos ilícitos contrarios a nuestros intereses políticos referidos anteriormente. VI - Creación de la Política de Gestión de Riesgos Empresariales: Nuestra política de gestión de riesgos empresariales se aprobó en el 26 de junio de 2015 y establece directrices para la gestión de riesgo corporativo en Petrobras. Hemos identificado 21 categorías de riesgos corporativos, y nombramos gerentes responsables por implementar esta política por intermedio de reglas y procedimiento para cada riesgo específico. Nuestra evaluación de la administración para 2015 indica que, aunque un número de medidas han sido tomadas para minimizar a los riesgos relacionados con la substitución de estos controles, estas acciones tienen que alcanzar niveles más altos de madurez para que sean efectivas.
193
Activos fijos En el esfuerzo para reparar las debilidades materiales relacionadas con los activos fijos reportados en 2014, las etapas a continuación han sido seguidas en 2015: •
En 2014, nuestra administración identificó una deficiencia relacionada con la falla en reconocer las pérdidas por devaluación (impairment) en cinco proyectos de exploración y producción que estaban en sus etapas iniciales de planeamiento para los cuales no estimábamos flujos de caja futuros. En 2015, mejoramos a los procedimientos y los controles internos sobre la conclusión y la precisión del reconocimiento de las pérdidas por devaluación (impairment) y diseminamos ampliamente estas mejorías para los empleados involucrados en el proceso de cálculo de impairment. Basado en las medidas que adoptamos para reparar la deficiencia reportada en 2014 y en los resultados de nuestras pruebas de sus conclusiones, hemos concluido que esta deficiencia ha sido reparada desde el 31 de diciembre de 2015.
•
Hemos desarrollados una serie de mejoras para mitigar los riesgos de falla para transferir proyectos de activos en construcción para los activos operacionales, y la falla en liquidar en tiempo hábil a los proyectos. Dichas mejorías consisten en la implementación: (i) sistémica de validación de los registros y flujo de información; (ii) nuevas directrices con el foco en la expedición del reconocimiento de la necesidad de liquidación de proyectos y el tratamiento dispensado a los proyectos cancelados y adiados; y (iii) nuevos procedimiento para el control de gastos relacionados con los activos en construcción. A pesar del refuerzo significativo del monitoreo de los costes del proyecto en 2015, creemos que estas acciones necesitan de mayores desarrollos, y concluimos que estas deficiencias no han sido completamente reparadas en 2015.
•
Hemos mejorado a los procedimientos y a los controle relacionados con los adelantamientos concedidos y la recisión precoces de contractos con posibles costes de rescisión adicionales y diseminación extensiva de los conceptos de contabilidad aplicables con respectivo a estos procedimientos con el objetivo de mitigar las deficiencias relacionadas detectadas en 2014. A pesar de las medidas significativas que tomamos en 2015 para reparar a la deficiencia relacionada con los adelantamientos concedidos a los proveedores, concluimos que estas acciones no han sido suficientes para alcanzar niveles más altos de madurez con el objetivo de reparar totalmente esta deficiencia. Con respecto a las medidas que tomamos en 2015 para reparar a la deficiencia relacionada con la rescisión precoz de los contractos, nuestra administración ha determinado que los controles internos relacionados con esto tema serían capaces de capturar y reconocer adecuadamente estos eventos a lo largo del año. Sin embargo, a pesar del progreso, pruebas adicionales de estos controles se hacen necesarias, con el fin de concluir si las deficiencias relacionadas han sido reparadas.
En respuesta a las deficiencias remanecientes desde el 31 de diciembre de 2015, estamos implementado medidas correctivas en relación con nuestros controles de activos fijos, incluso: •
Mejoría de los controles y procedimientos internos, de modo que los cambios en las circunstancias que se han resuelto en los cambios a la exploración y producción identificadas y las unidades generadoras de efectivo sean reconocidas en tiempo hábil, revisadas con respecto a la conformidad con las normas de contabilidad aplicables y aprobadas por las autoridades de administración competentes.
•
Mejoría de los controles con el fin de evitar y detectar la transferencia inadecuada de activos en construcción para activos fijos concluidos.
•
Refuerzo de nuestros controles sobre la compensación regular y adecuada de adelantamientos a los proveedores; y
194
•
refuerzo de nuestros controles sobre los pagos relacionados con los contractos, tales como adelantamientos concedidos a los proveedores y los costes relacionados con la rescisión precoz del contracto.
Revisión y Aprobación de Lanzamientos Contables Manuales En respuesta a las debilidades materiales identificadas en 2014, hemos implementado un sistema mensual para monitorear posibles cambios en los parámetros del control del ambiente ERP con el fin de eliminar toda la posibilidad de recurrencia de los riesgos relacionados con el control en los lanzamientos contables manuales identificados en el año anterior. Además, automatizamos el proceso de revisión de las entradas en el lanzamiento contable manual en el ambiente ERP, por intermedio de una revisión mensual por los gerentes de las entradas en el lanzamiento contable manual, alcanzando, así, el tiempo requerido para la confirmación del criterio, integrando la concepción del control. En 2015, nuestra administración identificó inconsistencias operacionales mientras probamos la efectividad de nuestro controle de entradas en el lanzamiento contable manual. En respuesta, estamos mejorando el tratamiento para nuestros gerentes responsables por la revisión de las entradas en el lanzamiento contable manual con el fin de eliminar toda posibilidad de que las inconsistencias en tales procesos se materialicen. Gestión de Accesos y Segregación de Deberes en los Procesos de Negocios y de Tecnología de la Información Un número de acciones han sido tomadas en 2015 para reparar las deficiencias de control. Se han hecho mejorías al modelo de gobernanza, procedimientos de gestión y herramientas específicas en el ambiente ERP. Nuestra administración cree que ha habido progresos en la reparación de las deficiencias identificadas en 2014, que están en etapas diferentes de estabilización y niveles de desarrollo. Las acciones de reparación incluyen: •
Contratación de servicios de consultoría para mejorar a la gestión de segregación de deberes y restricciones de acceso crítico.
•
Mejoría en la calidad de la revisión por aquellos responsables por monitorear el riesgo de conflictos de segregación de deberes y restricción de acceso crítico, a través de entrenamiento, workshop y reuniones de alineación.
•
Mejoría de la concepción de los controles de restricción del acceso crítico y de segregación de deberes.
•
Refuerzo del monitoreo trimestral de conflictos de eventos de segregación de deberes.
•
Implementación de un nuevo sistema de aprobación para la concesión de acceso y revalidación anual, con validación cruzada en asociación para la administración sénior y previniendo el autoconcesión y auto-revalidación incluyendo aquellos usuarios que actúan como delegados.
•
Mejoría del sistema de gestión del perfil ERP, principalmente aquellos relacionados con la aprobación de solicitación de acceso y con la automatización de las revocaciones de acceso.
Nuestra administración cree que todavía hay la necesidad de mejorías en la concepción del control sobre el acceso al sistema, segregación de deberes y gestión de acceso crítico en los procesos de Tecnología de la Información y de negocios específicos, y que había fallas operacionales de control en la concesión, revocación y revisión de los accesos. Nuestra administración sigue comprometida con la mejoría continua de estos controles, implementando las acciones a continuación en 2016: 195
•
Con respecto a la operación de los controles de acceso crítico y segregación de deberes, nuestra administración ha realizado actividades con los gerentes responsables de cada proceso de negocios.
•
Concerniente a las deficiencias de concepción sobre los controles de acceso al sistema en los procesos de negocios, nuestra administración lo revisará cuanto a la concepción, alcance y frecuencia, de modo que todos los riesgos residuales existentes sean cubiertos.
•
Referente a la gestión del acceso, nuestra administración sigue mejorando las reglas de automatización, ya iniciada en 2015, con el objetivo de aumentar a la efectividad de la operación de control.
•
Nuestra administración sigue implementando las mejorías en los controles de compensación relacionados a la segregación de deberes en nuestros ambientes transaccionales y aumentando el número de controles de monitoreo automatizado.
•
Nuestra administración está comprometida con los procesos y proyectos internos de revisión continúa con el fin de mejorar el sistema de control interno y estar en línea con las mejores prácticas, incluso, si necesario, la contratación de consultora externa.
Provisiones y Pasivos Contingentes para Procesos Judiciales En respuesta a la debilidad material relacionada con los procedimientos legales y judiciales, nuestra administración sigue comprometida con las mejorías de estos controles, implementando las acciones a continuación: •
(i) contratamos una compañía especializada en colectar y consolidar informaciones del banco de datos de los tribunales brasileños y publicaciones oficiales (Diarios Oficiales), que reconciliamos con nuestros registros internos, y (ii) reconciliamos los bancos de datos relacionados con las contingencias tributarias. Estas medidas garantieron que ambas as contingencias se registran en nuestros sistemas de monitoreo interno para estimar mejor el drenaje de recursos requeridos para liquidarlos, y que nuestros registros están completos con respecto a los procesos legales y judiciales. Ningún ejemplo de contingencia no registrado ha sido identificado.
•
Hemos expandido el alcance de nuestro proceso de revisión periódica para dicha clasificación, aumentando la frecuencia (de trimestral a mensual) y reduciendo el límite de materialidad para los procesos que serán revisados. Adicionalmente, establecemos un comité para revisar mensualmente cualesquier cambio en los casos significativos.
•
En 2016, nuestra administración mantendrá las acciones ya implementadas en 2015, con el fin de desarrollar, estabilizar y alcanzar suficientemente los niveles de madurez.
•
Nuestra administración reforzará y revisará a sus procesos y controles, incuso la utilización de resultados de una pesquisa de mercado extensiva realizada en 2015 sobre las prácticas con respecto al control y contabilidad para procesos judiciales.
Estas medidas objetivan garantir la conclusión de nuestros registros y divulgaciones de procesos judiciales y que todo cambio en la posibilidad de un drenaje de recurso sea reflectado de manera adecuada. Cálculo de los Pasivos Actuariales de la Compañía En respuesta a la debilidad material relacionada con el cálculo de los pasivos actuariales, nuestra administración está implementando las medidas correctivas a continuación:
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•
Antes de la generación de los bancos de datos para realizar el cálculo actuarial, las recisiones analíticas serán reforzadas y el concepto y el criterio de la información requerida para el cálculo actuarial será cuidadosamente aclarado.
•
Generaremos un banco de datos interino de la revisión analítica individual y comparativa por criterio.
•
Con el fin de evitar todos los cambios inadecuados al banco de datos utilizado para el cálculo de pasivos actuariales, reforzaremos nuestro análisis para salvaguardar el uso adecuado de los campos de los datos aplicables en conformidad con el banco de datos original.
Cambios en los Controles Internos sobre los Estados Financieros Los cambios en nuestro control interno sobre los estados financieros que ocurrieron durante el año fiscal de 2015, que afectaron o puedan, dentro del admisible afectar significativamente nuestro control interno sobre los estados financieros son descritos en el ítem “Remediación”. Item 16A.
Experto Financiero del Comité de Auditoría
El 17 de junio de 2005, el Consejo de Administración de Petrobras aprobó la designación de un Comité de Auditoría para cumplir con los requisitos dispuestos por la Ley Sarbanes-Oxley de 2002. El Sr. Walter Mendes de Oliveira Filho y el Sr. Jerônimo Antunes son nuestros expertos financieros del Comité de Auditoría, y son ambos independientes, así como definido en el 17 CFR 240.10A-3. Ítem 16B.
Código de Ética
Nuestro negocio y nuestras relaciones con terceros se guían por principios éticos. En 1998, la Junta Directiva aprobó el Código de Ética de Petrobras, que se extendió a todas las subsidiarias de Petrobras y en 2002 al que se le dio el nuevo nombre de Código de Ética del Sistema Petrobras. En 2006, después de ser sometido a un proceso de revisión con amplia participación de nuestros segmentos de negocio, empleados y subsidiarias, la versión actual del Código de Ética fue aprobado por la Junta Directiva y el Consejo de Administración. El Código de Ética es aplicable a todos los personales y a los miembros de la Junta Directiva y del Consejo de Administración. Este documento se encuentra disponible en nuestro sitio web en http://www.investidorpetrobras.com.br/es/gobierno-corporativo/instrumentos-de-gobernanza/codigo-deetica. Además, nuestros directores desarrollarán nuestra gestión de ética mediante la creación de la Comisión de Ética de Petrobras en 2008, que desde entonces ha sido responsable de promover el cumplimiento corporativo con principios éticos, así como server como foro de debate de temas vinculados a la ética. En conexión con nuestros programas de conformidad, en julio de 2013, nuestra Junta Directiva aprobó el Programa Petrobras de Prevención de la Corrupción - PPPC, que centra en la prevención, detección y punición de actos de fraude y corrupción cometidos contra Petrobras. El programa es administrado en todas las áreas de Petrobras, y es proyectado para mejorar nuestra estructura de gobernanza y responsabilidad operacional y promover nuestro compromiso con la buena gobernanza. Este programa es actualmente administrado por nuestro director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad. Una copia de nuestro Manual del Programa de Prevención de la Corrupción está disponible en nuestro sitio web en http://www.investidorpetrobras.com.br/es/gobiernocorporativo/instrumentos-de-gobernanza/programa-petrobras-de-prevencion-de-la-corrupcion. En noviembre de 2014, nuestra Junta Directiva aprobó también el Guía de Conducta de Petrobras, que contiene las directrices para implementar el Código de Ética del Sistema Petrobras (Código de Ética) y otros reglamentos internos. El Guía de Conducta de Petrobras establece las reglas básicas para el comportamiento ético y la conducta profesional a ser adoptados en Petrobras. Una copia del Guía de Conducta está disponible en nuestro sitio web en http://www.investidorpetrobras.com.br/es/gobierno-corporativo/instrumentos-de-gobernanza/guiade-conducta-de-petrobras. En febrero de 2015, las directrices de Petrobras de adjudicación de contratos fueron 197
alteradas para someter todos los proveedores de Petrobras y prestadores de servicios al Guía de Conducta de Petrobras. Ítem 16C.
Principales Honorarios y Servicios Contables
Honorarios de Auditoría y de Otras Funciones El siguiente cuadro incluye los honorarios facturados a Petrobras por nuestros auditores independientes, PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, durante el ejercicio fiscal finalizado el 31 de diciembre de 2015 y el 31 de diciembre de 2014: Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 2014 (en miles de U$S) Honorarios de Auditoría .............................................................................................. Honorarios relacionados con la Auditoría ................................................................... Tasas Fiscales...............................................................................................................
17.444 2.553 348
9.418 154 328
Total ...........................................................................................................................
20.345
9.900
Los “Honorarios de Auditoría” presentados en el cuadro precedente corresponden al total de los honorarios facturados por PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes en relación con la auditoría de nuestras demostraciones financieras anuales y revisiones de períodos intermedios (todas según IFRS y de Brasil GAAP) y las auditorías de las subsidiarias (según los IFRS y de Brasil GAAP, entre otros) y la revisión de documentos periódicos presentados ante la SEC. En 2015 y 2014, los “Honorarios de Auditoría” incluyen los honorarios totales facturados por PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes por el monto de US$2.792 mil y U$S 636 mil respectivamente, en relación con la auditoría de los controles internos. Los “Honorarios Relacionados con la Auditoría” que figuran en el cuadro anterior corresponden al total de los honorarios facturados por PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes para servicios de garantía y otros servicios relacionados que están razonablemente relacionadas la ejecución de la auditoría o revisiones de nuestras demostraciones financieras y no están incluidos en el rubro “Honorarios de Auditoría”. Las “Tasas Fiscales” en la tabla arriba son honorarios cobrados por la PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes para servicios relacionados a revisiones de cumplimiento fiscal realizados en conexión con los procedimientos de auditoría sobre las demostraciones financieras para los años 2015 y 2014. Políticas y Procedimientos de Aprobación del Comité de Auditoría El Comité de Auditoría de Petrobras está autorizado a recomendar al Consejo de Administración políticas y procedimientos de aprobación previa para la contratación de los servicios de nuestros auditores independientes. En la actualidad, nuestro Consejo de Administración ha decidido no establecer dichas políticas y procedimientos de aprobación previa. Nuestro Consejo de Administración aprueba expresamente, caso por caso, cualquier contratación de los auditores independientes para todos los servicios a suministrarse a nuestras subsidiarias y a Petrobras. El Estatuto de la compañía prohíbe que los auditores independientes presten servicios de asesoramiento a nuestras subsidiarias o a Petrobras durante el período de contratación de los mismos. Item 16D.
Normas de Cotización Relativas a los Comités de Auditoría - Exención
De conformidad con las normas de la NYSE y la SEC relativas al Comité de Auditoría de sociedades que cotizan en bolsa, la compañía debe cumplir con la Norma 10A-3 de la Ley del Mercado de Valores, que exige la creación de un Comité de Auditoría compuesto por miembros del Consejo de Administración que cumplan con determinados requisitos. En función de la exención establecida en la Norma 10 A-3(b)(iv)(E), hemos designado un 198
miembro para nuestro Comité de Auditoría, Jerônimo Antunes, que es designado del gobierno federal brasileño, que es nuestro accionista mayoritario y, así, uno de nuestros afiliados. En nuestra evaluación, el Sr. Antunes actúan en forma independiente en el cumplimiento de sus responsabilidades en calidad de miembros del Comité de Auditoría de conformidad con la Ley Sarbanes-Oxley y cumplen con los demás requisitos establecidos en la Norma 10A-3 de la Ley del Mercado de Valores. Item 16E.
Adquisición de Acciones por parte del Emisor y Compradores Afiliados
Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015, ni Petrobras ni ningún “comprador afiliado”, según se define en la Norma 10b-18(a)(3) de La Ley del Mercado de Valores, adquirió ninguna de nuestras acciones. Ítem 16F.
Cambio del Contador Certificante del Declarante
No se aplica. Item 16G.
Gobierno Corporativo
Comparación de las Prácticas de Gobierno Corporativo de Petrobras con los Requisitos de Gobierno Corporativo de la NYSE aplicables a Sociedades constituidas en los EE.UU. De acuerdo con las normas de la Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE), los emisores privados extranjeros están sujetos a requerimientos más limitados en lo referente a las prácticas de gobierno corporativo que los emisores locales de EE.UU. En calidad de emisor privado extranjero, Petrobras debe cumplir con cuatro normas principales relativas a las prácticas de gobierno corporativo de la NYSE: (i) debe cumplir con los requerimientos establecidos en la Norma 10A-3 de la Ley del Mercado de Valores; (ii) nuestro Presidente debe notificar por escrito inmediatamente a la NYSE si un ejecutivo toma conocimiento de un incumplimiento substancial de las normas relativas a las prácticas de gobierno corporativo de la NYSE; (iii) Petrobras debe proporcionar a la NYSE declaraciones escritas anuales y por períodos intermedios conforme lo exigido en virtud de las normas de gobierno corporativo de la NYSE; y (iv) Petrobras debe proporcionar una breve descripción de las diferencias significativas entre nuestras prácticas de gobierno corporativo y las prácticas de sociedades constituidas en los EE.UU. en virtud de las normas de cotización de la NYSE.
199
El siguiente cuadro incluye una breve descripción de las diferencias significativas entre las nuestras prácticas de gobierno corporativo y las normas de gobierno corporativo de la NYSE.
Artículo 303A.01
303A.03
303A.04
303A.05
303A.06 303A.07
303A.08
Normas de Gobierno Corporativo de la Bolsa de Valores de Nueva York para Emisores Locales de Prácticas de Petrobras EE.UU. Independencia del Consejero En el caso de sociedades que cotizan en bolsa, la Petrobras es una sociedad controlada porque el Gobierno Federal mayoría de sus consejeros deben ser de Brasil tiene el control de la mayoría de las acciones con derecho independientes. a voto. Dada su condición de sociedad controlada, no se exigiría a Las “sociedades controladas” están exentas de este Petrobras cumplir con el requisito de que la mayoría de sus requisito. consejeros deban ser independientes si fuera un emisor local de los EE.UU. No existe una disposición legal ni una política que exija a Petrobras contar con consejeros independientes. Los consejeros no ejecutivos de cada sociedad que cotiza en bolsa deben reunirse en sesiones ejecutivas regularmente programadas sin los miembros ejecutivos.
Con la excepción del Presidente de Petrobras (que también es consejero), todos los consejeros de Petrobras son consejeros no ejecutivos. El reglamento interno del Consejo de Administración de Petrobras dispone la realización de una sesión ejecutiva sin la presencia del Presidente cuando una determinada cuestión pueda representar un conflicto de intereses.
Comité de Gobierno Corporativo/ de Nombramiento Las sociedades que cotizan en bolsa deben contar Petrobras no cuenta con un Comité de nombramiento. con un comité de gobierno corporativo/de Petrobras tampoco cuenta con un Comité de Gobierno nombramiento íntegramente compuesto por Corporativo compuesto por consejeros. consejeros independientes, con un reglamento escrito que incluya una serie de obligaciones El Consejo de Administración de Petrobras desarrolla, evalúa y mínimas específicas. aprueba principios de gobierno corporativo. Dada su condición de No se exige a las “sociedades controladas” cumplir sociedad controlada, no se exigiría a Petrobras cumplir con el con este requisito. requisito relativo al comité de gobierno corporativo/de nombramiento si fuera un emisor local de los EE.UU. Comité de Remuneración Las sociedades que cotizan en bolsa deben contar Petrobras cuenta con un comité que asesora al Consejo de con un comité de remuneración íntegramente Administración en temas de remuneraciones y nombramiento de compuesto por consejeros independientes, con un ejecutivos. No existe una disposición legal ni una política que exija reglamento escrito que incluya una serie de que los miembros de este comité sean independientes. obligaciones mínimas específicas. No se exige a las “sociedades controladas” cumplir Dada su condición de sociedad controlada, no se exigiría a con este requisito. Petrobras cumplir con el requisito relativo al comité de remuneración si fuera un emisor local de los EE.UU. Comité de Auditoría Las sociedades que cotizan en bolsa deben contar El Comité de Auditoría Estatutario de Petrobras es un comité con un Comité de Auditoría compuesto por un asesor del Consejo de Administración y es compuesto por mínimo de tres consejeros independientes que miembros que cumplen los requisitos de independencia cumplan con los requisitos de independencia establecidos en la Regla 10A-3 de la Ley del Mercado de Valores. establecidos por la Norma 10A-3 de la Ley del El Comité de Auditoría cuenta con un reglamento escrito que Mercado de Valores, con un reglamento escrito establece sus responsabilidades entre las que se incluyen las que incluya una serie de obligaciones mínimas siguientes: (i) fortalecer la relación con los auditores específicas. independientes, permitiendo una supervisión más detallada de su trabajo y de temas relacionados con su competencia e independencia, (ii) garantizar el cumplimiento de normas legales y regulatorias, incluso con respecto a los controles internos, procedimientos de cumplimiento y ética, y (iii) supervisar la situación financiera de la sociedad, especialmente en relación con riesgos, trabajos de auditoría interna y presentación de información financiera. Planes de Opciones de Acciones Los accionistas deben tener la oportunidad de En virtud de la Ley de Sociedades de Brasil, se requiere la votar en relación con los planes de opciones de aprobación de los accionistas para la adopción y revisión de los acciones y revisiones substanciales de los mismos, planes de opciones de acciones. Actualmente Petrobras no cuenta con limitadas excepciones establecidas en las con planes de opciones de acciones.
200
Artículo
303A.09
303A.10
303A.12
Normas de Gobierno Corporativo de la Bolsa de Valores de Nueva York para Emisores Locales de EE.UU. normas de la NYSE.
Prácticas de Petrobras
Directrices de Gobierno Corporativo Las sociedades que cotizan en bolsa deben adoptar Petrobras cuenta con Las Directrices del Gobierno Corporativo y difundir a las directrices de gobierno corporativo. (Diretrizes de Governança Corporativa) que abarcan normas de cualificación del consejero, responsabilidades, remuneración, orientación, auto evaluaciones y acceso de la información por la administración. Las directrices no reflejan los requisitos de independencia establecidos en las Secciones 303A.01 y 303A.02 de las normas de la NYSE. Determinadas partes de las directrices, incluyendo las secciones sobre responsabilidades y remuneración, no se analizan con el mismo nivel de detalle establecido en los comentarios relativos a las normas de la NYSE. Las directrices se encuentran disponibles en el sitio web de Petrobras.
Código de Etica para Consejeros, Ejecutivos y Empleados Las sociedades que cotizan en bolsa deben adoptar Petrobras cuenta con un Código de Ética y un Guía de Conducta y difundir un código de conducta y ética que se aplicam a sus consejeros, ejecutivos, alta gerencia, empresarial para consejeros, ejecutivos y empleados, practicantes y prestadores de servicios dentro del empleados, y difundir de inmediato toda exención Sistema Petrobras y un Código de Buenas Prácticas que se aplica a en relación con las disposiciones del código con sus consejeros, ejecutivos y alta gerencia. No está permitido respecto a consejeros o ejecutivos. renunciar a ninguna disposición del Código de Ética, Guía de Conducta y Código de Buenas Prácticas. Estos documentos están disponibles en el sitio web de Petrobras.
Requerimiento de Certificación El Presidente de cada sociedad que cotiza en bolsa El Presidente de Petrobras notificará inmediatamente a la NYSE debe certificar ante la NYSE cada año que no tiene por escrito si cualquer ejecutivo toma conocimiento de un conocimiento de violaciones por parte de la incumplimiento substancial de las disposiciones aplicables de las sociedad de las normas sobre prácticas de gobierno normas sobre prácticas de gobierno corporativo de la NYSE. corporativo de la NYSE.
PARTE III Item 17. Estados financieros No aplicable. Item 18. Estados financieros Véase páginas F-2 a F-113, incorporadas a este documento por referencia.
201
Item 19. Anexos
Nº
Descripción
1.1
Estatuto Modificado de Petróleo Brasileiro S.A.- Petrobras, con fecha de 1 de julio de 2015.
2.1
Contrato de Depósito Alterado y Reformulado, con fecha de 03 de enero de 2012, entre la Petrobras, el Bank of New York Mellon, como depositário, y los tenientes registrados y propietarios benéficos al largo del tiempo de las ADSs, representando las acciones ordinarias de la Petrobras, y el Formulario del ADR comprobando las ADSs representando las acciones ordinárias de la Petrobras (agregado por referencia al Anexo 2.1 del Reporte Anual en el Formulario 20-F de la Petrobras y la Petrobras International Finance Company, registrado con la SEC en el 02 abril de 2012 (Archivo nºs. 001-15106 y 001-33121).
2.2
Contrato de Depósito Alterado y Reformulado, con fecha de 03 de janeiro de 2012, entre a Petrobras, el Bank of New York Mellon, como depositário, y los tenientes registrados y propietarios benéficos al largo del tiempo de las ADSs, representando las acciones preferidas de la Petrobras, y el Formulario do ADR comprobando las ADSs representando las acciones preferidas de la Petrobras (incorporado por la referencia al Adjunto 2.2 del Reporte Anual en el Formulario 20-F de la Petrobras y la Petrobras International Finance Company, registrado con la SEC en el 02 de abril de 2012 (Archivo nºs. 00115106 y 001-33121)).
2.3
Escritura, con fecha del 19 de julio de 2002, entre Petrobras International Finance Company y JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciario (incorporada por referencia al Anexo 4.5 del Registro de Emisión de Petrobras International Finance Company y de Petrobras en el Formulario F-3, registrada ante la Comisión de Valores Mobiliarios el 5 de julio de 2002, y modificaciones posteriores registradas el 19 de julio de 2002 y 14 de agosto de 2002 (Archivo nºs. 333-92044 y 333-92044-01)).
2.4
Escritura, con fecha del 15 de diciembre de 2006, entre Petrobras International Finance Company y Bank of New York, como Agente Fiduciario (incorporada por referencia al Anexo 4.9 del Registro de Emisión de Petrobras y de la Petrobras International Finance Company en el Formulario F-3, registrada con la Comisión de Valores Mobiliarios el 18 de diciembre de 2006 (Archivo nºs. 333139459 e 333-139459-01)).
2.5
Segunda Escritura Suplementaria Alterada y Reformulada, con fecha del 11 de febrero de 2009, conforme alterada y reformulada el 9 de julio de 2009, entre Petrobras International Finance Company, Petrobras y Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, referente a las Notas Globales de 7,875% con vencimiento en 2019 (incorporada por referencia al Anexo 2.33 del Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras y de Petrobras International Finance Company, registrada ante la Comisión de Valores Mobiliarios el 20 de mayo de 2010 (Archivo nºs. 001-15106 y 001-33121).
2.6
Garantía Alterada y Reformulada para las Notas Globales de 7,875% con vencimiento en 2019 con fecha del 11 de febrero de 2009, conforme alterada y reformulada el 9 de julio de 2009, entre Petrobras y Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporada por referencia al Anexo 2.34 del Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras y de Petrobras International Finance Company, registrada ante la Comisión de Valores Mobiliarios el 20 de mayo de 2010 (Archivo nºs. 001-15106 y 001-33121)).
2.7
Tercera Escritura Suplementaria, con fecha del 30 de octubre de 2009, entre Petrobras International Finance Company, Petrobras y Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, referente a las Notas Globales de 5,75% con vencimiento en 2020 (incorporada por referencia al Anexo 2.35 del Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras y de Petrobras International Finance Company, registrada ante la Comisión de Valores Mobiliarios el 20 de mayo de 2010 (Archivo nºs. 001-15106 y 001-33121)).
202
Nº
Descripción
2.8
Cuarta Escritura Suplementaria, con fecha del 30 de octubre de 2009, entre Petrobras International Finance Company, Petrobras y Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, referente a las Notas Globales de 6,875% con vencimiento en 2040 (incorporada por referencia al Anexo 2.36 del Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras y de Petrobras International Finance Company, registrada ante la Comisión de Valores Mobiliarios el 20 de mayo de 2010 (Archivo nºs. 001-15106 y 001-33121)).
2.9
Garantía para las Notas Globales de 5,75% con vencimiento en 2020 con fecha del 30 de octubre de 2009, entre Petrobras y Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporada por referencia al Anexo 2.37 del Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras y de Petrobras International Finance Company, registrada ante la Comisión de Valores Mobiliarios el 20 de mayo de 2010 (Archivo nºs. 001-15106 y 001-33121)).
2.10
Garantía para las Notas Globales de 6,875% con vencimiento en 2040 con fecha del 30 de octubre de 2009, entre Petrobras y Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporada por referencia al Anexo 2.38 del Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras y de Petrobras International Finance Company, registrada ante la Comisión de Valores Mobiliarios el 20 de mayo de 2010 (Archivo nºs. 001-15106 y 001-33121)).
2.11
Primera Escritura Suplementaria Alterada y Reformulada, con fecha del 01 de noviembre de 2007, conforme alterada y reformulada el 11 de enero de 2008, y conforme alterada y reformulada el 31 de marzo de 2010, entre Petrobras International Finance Company, Petrobras y Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, referente a las Notas Globales de 5,875% con vencimiento en 2018 (incorporada por referencia al Anexo 2.15 del Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras y de Petrobras International Finance Company, registrada ante la Comisión de Valores Mobiliarios el 20 de mayo de 2010 (Archivo nºs. 001-15106 y 001-33121)).
2.12
Quinta Escritura Suplementaria Alterada y Reformulada, con fecha del 06 de octubre de 2006, conforme alterada y reformulada el 7 de febrero de 2007, y conforme alterada y reformulada el 31 de marzo de 2010, entre Petrobras International Finance Company, Petrobras y Bank of New York Mellon (como sucesor de JPMorgan Chase Bank), como Agente Fiduciario, referente a las Notas Globales de 6,125% con vencimiento en 2016 (incorporada por referencia al Anexo 2.14 del Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras y de Petrobras International Finance Company, registrada ante la Comisión de Valores Mobiliarios el 20 de mayo de 2010 (Archivo nºs. 001-15106 y 00133121)).
2.13
Ochava Escritura Suplementar, con fecha del 09 de diciembre de 2011, entre Petrobras International Finance Company, Petrobras, The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, The Bank of New York Mellon, Filial de London, como Agente Pagador Principal e The Bank of New York Mellon (Luxemburgo) S.A, como el Agente Pagador de Luxemburgo relativa a los 4,875% de las Notas Globales con vencimiento en 2018 (incorporado por referencia al Anexo 4.2 al Formulario 6-k de Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 09 de diciembre de 2011 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.14
Nona Escritura Suplementar, con fecha del 9 de diciembre de 2011, entre Petrobras International Finance Company, Petrobras, The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, The Bank of New York Mellon, Filial de London, como Agente Pagador Principal e The Bank of New York Mellon (Luxemburgo) S.A, como el Agente Pagador de Luxemburgo relativa a los 5,875% de las Notas Globales con vencimiento en 2022 (incorporado por referencia al Anexo 4.5 al Formulario 6-k de Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 9 de diciembre de 2011 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
203
Nº
Descripción
2.15
Garantía para las Notas Globales 4,875% con vencimiento en 2018, con fecha del 09 de diciembre de 2011, entre Petrobras y el The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.1 al Formulario 6-K da Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 9 de diciembre de 2011 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.16
Garantía para las Notas Globales 5,875% con vencimiento en 2022, con fecha del 9 de diciembre de 2011, entre Petrobras y el The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.4 al Formulario 6-K da Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 9 de diciembre de 2011 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.17
Décima Escritura Suplementar, con fecha del 12 de diciembre de 2011, entre Petrobras International Finance Company, Petrobras, The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, The Bank of New York Mellon, Filial de London, como Agente Pagador Principal e The Bank of New York Mellon (Luxemburgo) S.A, como el Agente Pagador de Luxemburgo relativa a los 6,250% de las Notas Globales con vencimiento en 2026 (incorporado por referencia al Anexo 4.2 al Formulario 6-k de Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 12 de diciembre de 2011 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.18
Garantía para las Notas Globales 6,250% con vencimiento en 2026, con fecha del 12 de diciembre de 2011, entre Petrobras y el The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.1 al Formulario 6-K da Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 12 de diciembre de 2011 (Archivo nºs. 00115106 e 001-33121)).
2.19
Alterada y Reformulada la Sexta Escritura Suplementar, con fecha del 06 de febrero de 2012 entre Petrobras International Finance Company, Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario relacionado como as Notas Globales 5,375% con vencimiento en 2021 (incorporado por referencia al Anexo 4.2 al Formulario 6-K de Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 06 de febrero de 2012 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.20
Alterada y Reformulada la Séptima Escritura Suplementar, con fecha del 6 de febrero de 2012 entre Petrobras International Finance Company, Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario relacionado como as Notas Globales 6,750% con vencimiento en 2041 (incorporado por referencia al Anexo 4.5 al Formulario 6-K de Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 6 de febrero de 2012 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.21
Décima Segunda Escritura Suplementar, con fecha del 6 de febrero de 2012 entre Petrobras International Finance Company, Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario relacionado como as Notas Globales 3,500% con vencimiento en 2017 (incorporado por referencia al Anexo 4.11 al Formulario 6-K de Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 6 de febrero de 2012 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.22
Alterada y Reformulada la Garantía para las Notas Globales 5,375% con vencimiento en 2021, con fecha del 6 de febrero de 2012, entre Petrobras y el The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.1 al Formulario 6-K da Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 6 de febrero de 2012 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
204
Nº
Descripción
2.23
Alterada y Reformulada la Garantía para las Notas Globales 6,750% con vencimiento en 2041, con fecha del 6 de febrero de 2012, entre Petrobras y el The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.4 al Formulario 6-K da Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 6 de febrero de 2012 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.24
Garantía para las Notas Globales 3,500% con vencimiento en 2017, con fecha del 6 de febrero de 2012, entre Petrobras y el The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.10 al Formulario 6-K da Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 6 de febrero de 2012 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.25
Sexta Escritura Suplementar, con fecha del 10 de febrero de 2012 entre Petrobras International Finance Company, Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 2.11 al Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras e Petrobras International Finance Company, depositado junto a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 2 de abril de 2012 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.26
Décima Tercera Escritura Suplementar, con fecha del 10 de febrero de 2012 entre Petrobras International Finance Company, Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 2.60 al Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras e Petrobras International Finance Company, depositado junto a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 2 de abril de 2012 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.27
Alterada y Reformulada la Garantía para las Notas Globales 6,125% con vencimiento en 2016, con fecha del 10 de febrero de 2012, entre Petrobras y el The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 2.31 al Informe Anual al Formulario 20-K da Petrobras y Petrobras International Finance Company, depositado junto a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 2 de febrero de 2012 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.28
Alterada y Reformulada la Garantía para las Notas Globales 8,375% con vencimiento en 2018, con fecha del 10 de febrero de 2012, entre Petrobras y el The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 2.16 al Informe Anual al Formulario 20-K da Petrobras y Petrobras International Finance Company, depositado junto a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 2 de febrero de 2012 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.29
Alterada y Reformulada la Garantía para las Notas Globales 5,875% con vencimiento en 2018, con fecha del 10 de febrero de 2012, entre Petrobras y el The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 2.33 al Informe Anual al Formulario 20-K da Petrobras y Petrobras International Finance Company, vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 2 de febrero de 2012 (Archivo nºs. 001-15106 e 001-33121)).
2.30
Alterada y Reformulada la Tercera Escritura Suplementar, con fecha del 10 de diciembre de 2003, según alterado y reformulado en el 31 de marzo de 2010, y, posteriormente alterado y reformulado en el 25 de marzo de 2013, entre Petrobras International Finance Company, Petrobras y The Bank of New York Mellon (como sucesor del JPMorgan Chase Bank), como Agente Fiduciario, relativa a los 8,375% de las Notas Globales con vencimiento en 2018 (incorporada por referencia al Anexo 2.41 al Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras, depositado junto a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 29 de abril de 2013 (Archivo nº 001-15106).
2.31
Escritura, con fecha del 29 de agosto de 2012, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como agente Fiduciario (incorporado por referencia en el Anexo 4.3 para la Declaración de Registro de Petrobras, Petrobras International Finance Company y Petrobras Global Finance B.V. en el Formulario F-3, depositado junto a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 29 de agosto de 2012 (Archivo nºs. 333-183618, 333-183618-01 y 333-183618-02))
205
Nº
Descripción
2.32
Escritura, con fecha del 29 de agosto de 2012, entre Petrobras Global Finance B.V. y The Bank of New York Mellon, como agente Fiduciario (incorporado por referencia en el Anexo 4.5 para la Declaración de Registro en el Formulario F-3 de Petrobras, Petrobras International Finance Company y Petrobras Global Finance B.V. depositado junto a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 29 de agosto de 2012 (Archivo nºs. 333-183618, 333-183618-01 y 333-183618-02))
2.33
Primera Escritura Suplementar, con fecha del 1 de octubre de 2012, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras, The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, The Bank of New York Mellon, Filial de London, como Agente Pagador Principal e The Bank of New York Mellon (Luxemburgo) S.A, como el Agente Pagador de Luxemburgo relativa a los 3,25% de las Notas Globales con vencimiento en 2019 (incorporado por referencia al Anexo 4.2 al Formulario 6-k de Petrobras vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 1 de octubre de 2012 (Archivo nº 001-15106).
2.34
Segunda Escritura Suplementar, con fecha del 1 de octubre de 2012, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras, The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, The Bank of New York Mellon, Filial de London, como Agente Pagador Principal e The Bank of New York Mellon (Luxemburgo) S.A, como el Agente Pagador de Luxemburgo relativa a los 4,25% de las Notas Globales con vencimiento en 2023 (incorporado por referencia al Anexo 4.5 al Formulario 6-k de Petrobras vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 1 de octubre de 2012 (Archivo nº 001-15106).
2.35
Tercera Escritura Suplementar, con fecha del 1 de octubre de 2012, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras, The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, The Bank of New York Mellon, Filial de London, como Agente Pagador Principal e The Bank of New York Mellon (Luxemburgo) S.A, como el Agente Pagador de Luxemburgo relativa a los 5,375% de las Notas Globales con vencimiento en 2029 (incorporado por referencia al Anexo 4.8 al Formulario 6-k de Petrobras vinculados a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 1 de octubre de 2012 (Archivo nº 001-15106).
2.36
Garantía para las Notas Globales 3,25% con vencimiento en 2019, con fecha del 1 de octubre de 2012, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.1 al Formulario 6-K de Petrobras vinculado a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 1 de octubre de 2012 (Archivo nº 001-15106).
2.37
Garantía para las Notas Globales 4,25% con vencimiento en 2023, con fecha del 1 de octubre de 2012, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.4 al Formulario 6-K de Petrobras vinculado a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 1 de octubre de 2012 (Archivo nº 001-15106).
2.38
Garantía para las Notas Globales 5,375% con vencimiento en 2029, con fecha del 1 de octubre de 2012, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.7 al Formulario 6-K de Petrobras vinculado a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 1 de octubre de 2012 (Archivo nº 001-15106).
2.39
Cuarta Escritura Suplementar, con fecha de 20 de mayo de 2013, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, relacionado a 2.000% de los Títulos Globales con vencimiento en 2016 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.2 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 20 de mayo de 2013 (Archivo nº 001-15106)).
2.40
Quinta Escritura Suplementar, con fecha de 20 de mayo de 2013, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, relacionado a 3.000% de los Títulos Globales con vencimiento en 2019 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.5 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 20 de mayo de 2013 (Archivo nº 001-15106)).
206
Nº
Descripción
2.41
Sexta Escritura Suplementar, con fecha de 20 de mayo de 2013, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, relacionado a 4.375% de los Títulos Globales con vencimiento en 2023 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.8 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 20 de mayo de 2013 (Archivo nº 001-15106)).
2.42
Séptima Escritura Suplementar, con fecha de 20 de mayo de 2013, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, relacionado a 5.625% de los Títulos Globales con vencimiento en 2043 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.11 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 20 de mayo de 2013 (Archivo nº 001-15106)).
2.43
Octava Escritura Suplementar, con fecha de 20 de mayo de 2013, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, relacionada a los Títulos Globales de Renta Variable con vencimiento en 2016 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.14 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 20 de mayo de 2013 (Archivo nº 001-15106)).
2.44
Nona Escritura Suplementar, con fecha de 20 de mayo de 2013, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, relacionada a los Títulos Globales de Renta Variable con vencimiento en 2019 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.17 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 20 de mayo de 2013 (Archivo nº 001-15106)).
2.45
Garantía para el 2.000% de los Títulos Globales con vencimiento en 2016, con fecha de 20 de mayo de 2013, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.1 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 20 de mayo de 2013 (Archivo nº 001-15106)).
2.46
Garantía para el 3.000% de los Títulos Globales con vencimiento en 2019, con fecha de 20 de mayo de 2013, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.4 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 20 de mayo de 2013 (Archivo nº 001-15106)).
2.47
Garantía para el 4.375% de los Títulos Globales con vencimiento en 2023, con fecha de 20 de mayo de 2013, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.7 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 20 de mayo de 2013 (Archivo nº 001-15106)).
2.48
Garantía para el 5.625% de los Títulos Globales con vencimiento en 2043, con fecha de 20 de mayo de 2013, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.10 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 20 de mayo de 2013 (Archivo nº 001-15106)).
2.49
Garantía para Títulos Globales de Renta Variable con vencimiento en 2016, con fecha de 20 de mayo de 2013, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.13 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 20 de mayo de 2013 (Archivo nº 001-15106)).
207
Nº
Descripción
2.50
Garantía para Títulos Globales de Renta Variable con vencimiento en 2019, con fecha de 20 de mayo de 2013, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.16 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 20 de mayo de 2013 (Archivo nº 001-15106)).
2.51
Décima Escritura Suplementar, con fecha de 14 de enero de 2014, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras, The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, The Bank of New York Mellon, Filial de Londres, en la cualidad de principal agente pagador, y The Bank of New York Mellon (Luxemburgo) S.A., en la cualidad de agente pagador en Luxemburgo, relacionado a 2.750% de los Títulos Globales con vencimiento en 2018 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.2 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 14 de enero de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.52
Décima Primera Escritura Suplementar, con fecha de 14 de enero de 2014, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras, The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, The Bank of New York Mellon, Filial de Londres, en la cualidad de principal agente pagador, y The Bank of New York Mellon (Luxemburgo) S.A., en la cualidad de agente pagador en Luxemburgo, relacionado a 3.750% de los Títulos Globales con vencimiento en 2021 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.5 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 14 de enero de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.53
Décima Segunda Escritura Suplementar, con fecha de 14 de enero de 2014, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras, The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, The Bank of New York Mellon, Filial de Londres, en la cualidad de principal agente pagador, y The Bank of New York Mellon (Luxemburgo) S.A., en la cualidad de agente pagador en Luxemburgo, relacionado a 4.750% de los Títulos Globales con vencimiento en 2025 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.8 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 14 de enero de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.54
Décima Tercera Escritura Suplementar, con fecha de 14 de enero de 2014, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras, The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, The Bank of New York Mellon, Filial de Londres, en la cualidad de principal agente pagador, y The Bank of New York Mellon (Luxemburgo) S.A., en la cualidad de agente pagador en Luxemburgo, relacionado a 6.625% de los Títulos Globales con vencimiento en 2034 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.11 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 14 de enero de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.55
Garantía para el 2.750% de los Títulos Globales con vencimiento en 2018, con fecha de 14 de enero de 2014, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.1 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 14 de enero de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.56
Garantía para el 3.750% de los Títulos Globales con vencimiento en 2021, con fecha de 14 de enero de 2014, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.4 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 14 de enero de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
208
Nº
Descripción
2.57
Garantía para el 4.750% de los Títulos Globales con vencimiento en 2025, con fecha de 14 de enero de 2014, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.7 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 14 de enero de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.58
Garantía para el 6.625% de los Títulos Globales con vencimiento en 2034, con fecha de 14 de enero de 2014, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.10 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 14 de enero de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.59
Décima Quarta Escritura Suplementar, con fecha de 17 de marzo de 2014, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, relacionado a 3.250% de los Títulos Globales con vencimiento en 2017 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.2 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 17 de marzo de 2014 (Archivo nº 00115106)).
2.60
Décima Quinta Escritura Suplementar, con fecha de 17 de marzo de 2014, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, relacionado a 4.875% de los Títulos Globales con vencimiento en 2020 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.5 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 17 de marzo de 2014 (Archivo nº 00115106)).
2.61
Décima Sexta Escritura Suplementar, con fecha de 17 de marzo de 2014, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, relacionado a 6.250% de los Títulos Globales con vencimiento en 2024 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.8 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 17 de marzo de 2014 (Archivo nº 00115106)).
2.62
Décima Sétima Escritura Suplementar, con fecha de 17 de marzo de 2014, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, relacionado a 7.250% de los Títulos Globales con vencimiento en 2044 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.11 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 17 de marzo de 2014 (Archivo nº 00115106)).
2.63
Décima Octava Escritura Suplementar, con fecha de 17 de marzo de 2014, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, relacionada a los Títulos Globales de Renta Variable con vencimiento en 2017 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.14 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 17 de marzo de 2014 (Archivo nº 00115106)).
2.64
Décima Nona Escritura Suplementar, con fecha de 17 de marzo de 2014, entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario, relacionada a los Títulos Globales de Renta Variable con vencimiento en 2020 (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.17 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 17 de marzo de 2014 (Archivo nº 00115106)).
209
Nº
Descripción
2.65
Garantía para el 3.250% de los Títulos Globales con vencimiento en 2017, con fecha de 17 de marzo de 2014, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.1 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 17 de marzo de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.66
Garantía para el 4.875% de los Títulos Globales con vencimiento en 2020, con fecha de 17 de marzo de 2014, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.4 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 17 de marzo de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.67
Garantía para el 6.250% de los Títulos Globales con vencimiento en 2024, con fecha de 17 de marzo de 2014, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.7 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 17 de marzo de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.68
Garantía para el 7.250% de los Títulos Globales con vencimiento en 2044, con fecha de 17 de marzo de 2014, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.10 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 17 de marzo de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.69
Garantía para Títulos Globales de Renta Variable con vencimiento en 2017, con fecha de 17 de marzo de 2014, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.13 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 17 de marzo de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.70
Garantía para Títulos Globales de Renta Variable con vencimiento en 2020, con fecha de 17 de marzo de 2014, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, en la cualidade de Depositario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.16 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 17 de marzo de 2014 (Archivo nº 001-15106)).
2.71
Décima Segunda Escritura Suplementar, con fecha del 5 de junio de 2015 entre Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario relacionado como las Notas Globales 6,850% con vencimiento en 2115 (incorporado por referencia al Anexo 4.2 al Formulario 6-K da Petrobras vinculado a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 5 de junio de 2015 (Archivo nº 001-15106).
2.72
Garantía para las Notas Globales 6,850% con vencimiento en 2115, con fecha del 5 de junio de 2015, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.1 al Formulario 6-K de Petrobras vinculado a la Comisión de Valores Mobiliarios en el 5 de junio de 2015 (Archivo nº 001-15106).
2.73
Sétima Escritura Suplementar, con fecha de 28 de diciembre de 2014, entre Petrobras International Finance Company, Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.1 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 15 de enero de 2015 (Archivo nº 001-15106)).
210
Nº
Descripción
2.74
Décima cuarto Escritura Suplementar, con fecha de 28 de diciembre de 2014, entre Petrobras International Finance Company, Petrobras Global Finance B.V., Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.2 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 15 de enero de 2015 (Archivo nº 001-15106)).
2.75
Primera Alteración de las Garantías, con fecha de 28 de diciembre de 2014, entre Petrobras y The Bank of New York Mellon, como Agente Fiduciario (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 4.3 al Formulario 6-K de Petrobras, entregue a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 15 de enero de 2015 (Archivo nº 00115106)).
2.76
Contrato de Cesión Onerosa, con fecha de 3 de septiembre de 2010, entre Petrobras, el Gobierno Federal Brasileño y la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Adjunto 2.47 del Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras y Petrobras International Finance Company, protocolado junto a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 26 de mayo de 2011 (Archivo nºs. 001-15106 y 001-33121)).
2.77
Contrato de Reparto de Producción, con fecha de 2 de diciembre de 2013, entre Petrobras, Shell Brasil Petróleo Ltda., Total E&P do Brasil Ltda., CNODC Brasil Petróleo y Gás Ltda. y CNOOC Petroleum Brasil Ltda., el Gobierno Federal Brasileño, Pré-Sal Petróleo S.A. - PPSA y la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (pasa a hacer, mediante esta referencia, parte integrante del presente Informe Anual en el Formulario 20-F de Petrobras, protocolado junto a Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores Mobiliarios) el 30 de abril de 2014 (Archivo nº 00115106)). La cantidad de títulos de deuda de largo plazo de Petrobras autorizada en los términos de cualquier instrumento no excede el 10% de sus activos totales en una base consolidada. Petrobras se compromete a suministrar a SEC, a su pedido, una copia de cualquier instrumento definiendo los derechos de titulares de su deuda de largo plazo o de sus subsidiarias para quiénes los estados financieros consolidados o no consolidadas necesitan ser protocolados.
4.1
Formulario del Contrato de Concesión para la Exploración, Desarrollo y Producción de petróleo crudo y gas natural celebrado entre Petrobras y la ANP (incorporado por referencia al Anexo 10.1 de la Declaración de Registro de Petrobras contenida en el Formulario F-1 presentado ante la SEC el 14 de julio de 2000 (Archivo nº 333-12298)).
4.2
Contrato de Compra y Venta de Gas Natural celebrado entre Petrobras y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos—YPFB (junto con una versión en inglés) (incorporado por referencia al Anexo 10.2 de la Declaración de Registro de Petrobras contenida en el Formulario F-1 presentado ante la SEC el 14 de julio de 2000 (Archivo nº 333-12298)).
8.1
Lista de subsidiarias.
12.1
Certificaciones de Petrobras conforme al Artículo 302 de la Ley Sarbanes-Oxley de 2002.
13.1
Certificaciones de Petrobras conforme al Artículo 906 de la Ley Sarbanes-Oxley de 2002.
15.1
Carta de Consentimiento de PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes
15.2
Carta de Consentimiento de DeGolyer and MacNaughton.
99.1
Informes de Terceros de DeGolyer and MacNaughton..
211
FIRMAS De acuerdo con los requerimientos del Artículo 12 de la Ley del Mercado de Valores de 1934, el declarante por el presente certifica que cumple con todos los requisitos necesarios para la presentación del Formulario 20-F y ha dispuesto que los funcionarios debidamente autorizados que suscriben el presente, firmen este Informe Anual en la ciudad de Rio de Janeiro el 27 de abril de 2016. Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS
Firmado por: /f/ Aldemir Bendine Nombre: Aldemir Bendine Cargo: Presidente
Firmado por: /f/ Ivan de Souza Monteiro Nombre: Ivan de Souza Monteiro Cargo: Diretor Executivo Financeiro y de Relación con los inversores
212
ESTADOS FINANCIEROS — Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 con informe de los auditores independientes registrados (Traducción libre del original en inglés)
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Contenido
Informe de los auditores independientes registrados .................................................................................................................. F-3 Estados de Situación Financiera Consolidados .......................................................................................................................... F-4 Estados de Resultados Consolidados.......................................................................................................................................... F-5 Estados de los Resultados Integrales Consolidados ................................................................................................................... F-6 Estados de Flujos de Efectivos Consolidados ............................................................................................................................ F-7 Estados de los Cambios en el Patrimonio Neto Consolidados ................................................................................................... F-8 1. La Compañía y sus operaciones ........................................................................................................................................ F-9 2. Base de presentación de los estados financieros ................................................................................................................ F-9 3. “Operación Lava Jato” y sus reflejos en la Compañía ..................................................................................................... F-10 4. Resumen de las principales políticas contables ............................................................................................................... F-16 5. Estimaciones y juicios ..................................................................................................................................................... F-27 6. Adopción de nuevas normas y revisiones ........................................................................................................................ F-32 7. Efectivo y equivalentes al efectivo y Títulos y valores mobiliarios ................................................................................ F-34 8. Cuentas por cobrar ........................................................................................................................................................... F-35 9. Inventarios ....................................................................................................................................................................... F-38 10. Ventas e incorporaciones de activos ................................................................................................................................ F-38 11. Inversiones ....................................................................................................................................................................... F-40 12. Propiedad, Planta y Equipo ............................................................................................................................................. F-43 13. Activos Intangibles .......................................................................................................................................................... F-45 14. Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) ........................................................................................... F-47 15. Actividades de exploración y evaluación de reservas de petróleo y gas .......................................................................... F-52 16. Proveedores ..................................................................................................................................................................... F-54 17. Financiaciones ................................................................................................................................................................. F-54 18. Arrendamientos ............................................................................................................................................................... F-58 19. Partes relacionadas .......................................................................................................................................................... F-59 20. Provisiones para desmantelamiento de áreas ................................................................................................................... F-61 21. Impuestos......................................................................................................................................................................... F-61 22. Beneficios concedidos a los empleados ........................................................................................................................... F-66 23. Patrimonio neto ............................................................................................................................................................... F-75 24. Ingresos de ventas............................................................................................................................................................ F-77 25. Otros gastos operativos netos .......................................................................................................................................... F-78 26. Costo y Gastos por naturaleza ......................................................................................................................................... F-78 27. Resultado financiero, neto ............................................................................................................................................... F-79 28. Informaciones complementarias al estado de flujo de efectivo ....................................................................................... F-79 29. Informaciones por segmento............................................................................................................................................ F-80 30. Procesos judiciales y contingencias ................................................................................................................................. F-84 31. Compromisos de compra de gas natural .......................................................................................................................... F-91 32. Garantías a los contratos de concesión para exploración de petróleo .............................................................................. F-91 33. Gestión de riesgos............................................................................................................................................................ F-91 34. Valor razonable de los activos y pasivos financieros ...................................................................................................... F-99 35. Eventos subsecuentes .................................................................................................................................................... F-100 36. Informaciones Relativas a los Títulos Garantizados Emitidos por las Subsidiarias ...................................................... F-101 Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) ............. F-102
F-2
Informe de los auditores independientes registrados (Traducción libre del original en inglés)
Informe de los auditores independientes registrados Al Consejo de Administración y Accionistas de Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras En nuestra opinión, el estado de posición financiera consolidado y los correspondientes estados de resultados, de resultado integral, de evolución del patrimonio neto y flujos de efectivo que se adjuntan, presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la posición financiera de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobrás y sus subsidiarias (la "Compañía") al 31 de diciembre de 2015 y 2014, y el resultado de sus operaciones y sus flujos de efectivo por el período de tres años terminados el 31 de diciembre de 2015, , en conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera, emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (International Accounting Standards Board). En nuestra opinión, la Compañía no mantuvo, en todos los aspectos significativos, el control interno efectivo sobre la información financiera al 31 de diciembre de 2015, en base al criterio establecido en el Internal Control - Integrated Framework (2013), emitido por el Comité de las Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión Treadway (COSO - Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission) debido a las siguientes debilidades materiales de control interno sobre la información financiera que existían a esa fecha: • • • •
•
• •
•
Actitud inadecuada en los niveles superiores relacionada a controles internos, fallas en comunicar los valores éticos estipulados en el Código de Conducta de la Compañía, y falta de un efectivo programa de protección a los autores de denuncias; Deficiencias referentes a monitorear la necesidad de reclasificar determinadas propiedades, plantas y equipamiento de activos en construcción a propiedad, plantas y equipamiento terminados. Falla en identificar la necesidad de disminuir adelantos de pagos a los contratistas y proveedores que no resultarán en beneficios económicos futuros y falla en identificar la necesidad de reconocer los gastos referentes a la terminación de estos contratos; Deficiencias referentes a la revisión de cambios en algunas agrupaciones de bienes de explotación y producción como unidades generadoras de efectivo (“CGUs”), su cumplimiento con las Normas Internacionales de Información Financiera, y cambios en circunstancias que afectaron la forma en que las CGUs generan efectivo; Falla en verificar oportunamente posibles cambios en los parámetros de control en el ambiente de los sistemas de planificación de los recursos empresariales ("ERP”), que son utilizados para respaldar los controles internos referentes a la revisión y aprobación de los asientos manuales de diario, y deficiencias en el diseño del control interno sobre la revisión y aprobación de asientos manuales de diario; Deficiencias en operaciones de control relacionadas a procedimientos para conceder acceso y análisis de segregación de funciones a nivel de procesos de negocio; Deficiencias de control referentes a capturar y registrar, en los registros internos de verificación de la Compañía, los procedimientos legales de los cuales la Compañía es parte, la integridad de contingencias legales y la exactitud de clasificación de una posible salida de recursos para cada contingencia, como siendo probable, posible o remota; Deficiencias referentes a la integridad de participantes y a la exactitud de sus informaciones individuales en los datos generados para el cálculo actuarial.
Una debilidad material es una deficiencia, o una combinación de deficiencias, en el control interno sobre información financiera, de forma que hay una posibilidad razonable de que un error significativo de los estados financieros anuales o intermedios no se pueda prevenir o detectar oportunamente. Las debilidades materiales mencionadas anteriormente se describen en el Informe de la Administración de Control Interno sobre Información Financiera que aparece en el Ítem 15, en el Formulario 20-F de la Compañía de 2015. Consideramos estas debilidades materiales al determinar la naturaleza, oportunidad, y alcance de las pruebas de auditoría aplicadas en nuestra auditoría de los estados financieros consolidados de 2015, y nuestra opinión sobre la efectividad del control interno de la Compañía sobre la información financiera no afecta nuestra opinión sobre esos estados financieros consolidados. La administración de la Compañía es responsable por estos estados financieros, por mantener un control interno efectivo sobre la información financiera y por garantizar la efectividad del control interno sobre la información financiera incluida en el informe de la administración referido anteriormente. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre esos estados financieros y sobre el control interno de la Compañía sobre la información financiera en base a nuestras auditorías integradas. Efectuamos nuestra auditoría en conformidad con los estándares del Consejo de Vigilancia de Contabilidad de Compañías Públicas (Estados Unidos) - Public Company Accounting Oversight Board (United States). Esos estándares requieren que planifiquemos y efectuemos las auditorías para obtener seguridad razonable de que los estados financieros estén libres de errores significativos y si el control interno efectivo sobre la información financiera fue mantenido en todos sus aspectos significativos. Nuestra auditoría de los estados financieros incluyó el examen, a base de pruebas, de evidencia que respalda los montos y las revelaciones de los estados financieros, evaluando los principios contables utilizados y las estimaciones significativas efectuadas por la administración, evaluando la presentación general de los estados financieros. Nuestra auditoría de control interno sobre la información financiera incluyó la obtención de una comprensión del control interno sobre la información financiera, evaluando el riesgo de existencia de una debilidad material, y probando y evaluando el diseño y efectividad operativa del control interno en base al riesgo evaluado. Nuestra auditoría también incluyó la ejecución de otros procedimientos considerados necesarios a las circunstancias. Creemos que nuestra auditoría provee una base razonable para nuestras opiniones. Según se describe en la Nota 3 a los estados financieros, la Compañía, en 2014, anuló US$ 2,527 millones de pagos en exceso en la adquisición de propiedad, planta y equipamiento incorrectamente capitalizados de acuerdo con el testimonio obtenido de investigaciones criminales brasileras. El control interno de una compañía sobre la información financiera es un proceso que tiene como objetivo suministrar una seguridad razonable sobre la confiabilidad de los informes financieros y la preparación de estados financieros para propósitos externos en conformidad con los principios contables generalmente aceptados. El control interno de una compañía sobre la información financiera incluye las políticas y procedimientos que (i) se refieran al mantenimiento de registros que, con detalle razonable, reflejen en forma precisa y razonable las transacciones y disposiciones de los activos de la compañía; (ii) suministren seguridad razonable que las transacciones son registradas en la forma necesaria para permitir la preparación de los estados financieros en conformidad con los principios contables generalmente aceptados, y que las cobranzas y gastos de la compañía hayan sido efectuados solamente de acuerdo con autorizaciones de la administración y de los directores de la compañía; y (iii) suministren seguridad razonable con relación a la prevención o a la detección oportuna de una adquisición, uso o disposición no autorizada de los activos de la compañía que puedan tener un efecto significativo en los estados financieros. Debido a sus limitaciones inherentes, el control interno sobre la información financiera puede no prevenir o detectar errores. Además, las proyecciones de cualquier evaluación de efectividad para períodos futuros, están sujetas al riesgo de que los controles se conviertan en inadecuados por cambio en las condiciones, o que el grado de cumplimiento de las políticas o procedimiento se pueda deteriorar. Rio de Janeiro, 27 de Abril de 2016. PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes
F-3
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Estados de Situación Financiera Consolidados Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 (En millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) Activo Corriente Efectivo y equivalentes al efectivo Títulos y valores mobiliarios Cuentas por cobrar, netas Inventarios Impuestos a las ganancias Activos por otros impuestos Adelantos a proveedores Otros activos corrientes Activos mantenidos para la venta
No corriente Realizable a largo plazo Cuentas por cobrar, netas Títulos y valores mobiliarios Depósitos judiciales Impuestos a las ganancias diferidos Activos por otros impuestos Adelantos a proveedores Otros activos realizables a largo plazo
Nota
31.12.2015
31.12.2014
7 7 8 9 21.1 21.1
25.058 780 5.803 7.441 983 1.765 108 1.338 43.276 152 43.428
16.655 9.323 7.969 11.466 1.063 2.748 423 1.180 50.827 5 50.832
10.3
8 7 30.2 21.6 21.1
3.669 88 2.499 6.016 2.821 1.638 2.446 19.177
4.832 109 2.682 1.006 4.008 2.409 3.817 18.863
Pasivo Corriente Proveedores Financiaciones corrientes Arrendamientos financieros Impuestos a las ganancias Pasivos por otros impuestos Sueldos, vacaciones, cargas y participaciones Planes de pensión y salud Otras cuentas y gastos por pagar Pasivos sobre activos mantenidos para la venta
No Corriente Financiaciones a largo plazo Arrendamientos financieros Impuestos a las ganancias diferidos Planes de pensión y salud Provisión para procesos judiciales Provisión para desmantelamiento de áreas Otros pasivos no corrientes
Nota
31.12.2015
31.12.2014
16 17 18 21.1 21.1
6.380 14.683 12 105 3.365 1.302 655 1.946 28.448 125 28.573
9.760 11.868 16 247 4.064 2.066 796 2.301 31.118 − 31.118
111.482 39 232 12.195 2.247 9.150 548 135.893
120.218 56 3.031 16.491 1.540 8.267 988 150.591
164.466
181.709
107.101 321 57.977 (100.163) 65.236 819 66.055 230.521
107.101 148 66.423 (57.400) 116.272 706 116.978 298.687
22
10.3
17 18 21.6 22 30.1 20
Total de pasivos
Inversiones Propiedad, Planta y Equipo Activos Intangibles
Total de activos
11 12 13
3.527 161.297 3.092 187.093
230.521
5.753 218.730 4.509 247.855
298.687
Patrimonio neto Capital social desembolsado (neto de costos de emisión) Cambio de participación en controladas Reservas de ganancias Otros resultados integrales acumulados (déficit) Patrimonio neto de Petrobras Participación de los accionistas no controlantes Patrimonio Neto Total Total de pasivos y patrimonio neto
Las notas explicativas forman parte integrante de los estados financieros.
F-4
23.1 23.2 23.3 23.4 11.4
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Estados de Resultados Consolidados Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 (En millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Nota
2015
2014
2013
24
97.314 (67.485) 29.829
143.657 (109.477) 34.180
141.462 (108.834) 32.628
(4.627) (3.351) (1.911) (630) (2.796) (12.299) − (5.345) (30.959)
(6.827) (4.756) (3.058) (1.099) (760) (16.823) (2.527) (5.293) (41.143)
(4.904) (4.982) (2.959) (1.132) (780) (544) − (1.113) (16.414)
Ganancia neta antes del resultado financiero, participación e impuestos
(1.130)
(6.963)
16.214
Ingresos financieros Gastos financieros Variaciones cambiarias y monetarias Resultado financiero neto
27
1.412 (6.437) (3.416) (8.441)
1.949 (3.923) 339 (1.635)
1.815 (2.673) (1.933) (2.791)
Resultado de participaciones en inversiones
11.2
(177)
218
507
Participación en las utilidades o resultados
22.7
−
(444)
(520)
(9.748)
(8.824)
13.410
1.137
1.321
(2.578)
Ganancia neta
(8.611)
(7.503)
10.832
Ganancia (Pérdida) neta atribuible a: Accionistas de Petrobras Accionistas no controlantes
(8.450) (161)
(7.367) (136)
11.094 (262)
Ganancia neta
(8.611)
(7.503)
10.832
(0,65)
(0,56)
0,85
Ingresos de ventas Costo de ventas Ganancia bruta Ingresos (gastos) Gastos de ventas Gastos generales y de administración Gastos de exploración de petróleo y gas Gastos con investigación y desarrollo Otros gastos por impuestos Pérdida en el valor de recuperación de activos - Impairment Bajas por costos adicionales capitalizados indebidamente Otros gastos, netos
15
14 3 25
Ganancia antes de los impuestos a las ganancias Impuestos sobre la renta
21.7
Ganancia (Pérdida) básica y diluida por el promedio de las acciones ordinarias y preferidas (en US$) Las notas explicativas forman parte integrante de los estados financieros.
F-5
23.6
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Estados de los Resultados Integrales Consolidados Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 (En millones de dólares estadounidenses)
2015
2014
2013
(8.611)
(7.503)
10.832
(53) (14) (67)
(5.947) 1.157 (4.790)
7.248 (2.153) 5.095
− − − −
− − − −
1 (44) 15 (28)
(21.132) 2.057 6.486 (12.589)
(6.443) 702 1.953 (3.788)
(6.226) 303 2.012 (3.911)
10 − 10
6 1 7
9 9 18
(29.248)
(15.606)
(20.397)
(861)
(263)
(265)
Otros resultados integrales:
(42.755)
(24.440)
(19.488)
Resultado integral total
(51.366)
(31.943)
(8.656)
(51.209) (157) (51.366)
(31.729) (214) (31.943)
(8.263) (393) (8.656)
Ganancia (Perdida) neta Elementos que no serán reclasificados a la cuenta de resultados: Ganancias / (pérdidas) actuariales con planes de beneficios definidos Impuestos sobre la renta diferidos Elementos que pueden ser reclasificados a la cuenta de resultados: Ganancias/ (pérdidas) a realizar sobre activos financieros disponibles para venta Reconocido en el patrimonio neto Transferido para el resultado Impuestos sobre la renta diferidos Ganancias/ (pérdidas) a realizar en el hedge de flujo de efectivo - exportaciones Reconocido en el patrimonio neto Transferido para el resultado Impuestos sobre la renta diferidos Ganancias/ (pérdidas) a realizar en el hedge de flujo de efectivo - otros Reconocido en el patrimonio neto Transferido para el resultado
Ajustes acumulados de conversión (*) Resultados integrales de participaciones en inversiones
Resultado integral atribuible a los: Accionistas de Petrobras Accionistas no controlantes Resultado integral total
(*) Incluye US$ 1.002 de ajustes acumulados de conversión en asociadas y negocios conjuntos en los estados financieros consolidados (US$ 321 en 2014). Las notas explicativas forman parte integrante de los estados financieros.
F-6
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Estados de Flujos de Efectivos Consolidados Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 (En millones de dólares estadounidenses) 2015
2014
2013
Flujos de efectivo de las actividades operativas Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras
(8.611)
(7.503)
10.832
Ajustes: Resultados de participaciones en inversiones Depreciación, agotamiento y amortización Pérdida en la recuperación de activos Ajuste al valor de mercado de los inventarios Baja de pozos secos Bajas por costos capitalizados de forma incorrecta Pérdidas en créditos de liquidación dudosa Ganancias/(pérdidas) en la venta/baja de activos, regreso de campos y proyectos cancelados de E&P, netos Variaciones en las tasas de cambio, monetarias y cargas financieras sobre financiaciones Impuestos sobre las ganancias, netos diferidos Gastos actuariales - Planes de pensión y salud
177 11.591 12.299 431 1.441 − 941 758 9.172 (2.043) 1.960
(218) 13.023 16.823 1.015 2.178 2.527 2.378 481 3.571 (3.045) 2.022
(507) 13.188 544 580 1.892 − 73 (1.745) 3.167 402 2.566
(396) 291 (789) (819)
(2.507) 570 (506) (2.297)
(1.142) (2.128) (131) (172)
(1.226) 1.061 (709) 384 25.913
(1.211) (1.245) (834) 1.410 26.632
1.108 (1.517) (796) 75 26.289
(21.653) (108) 727 7.982 259 (12.793)
(34.808) (329) 3.744 (5.469) 387 (36.475)
(45.110) (199) 3.820 5.718 146 (35.625)
100
(98)
(70)
17.420 (14.809) (6.305) − (3.594)
31.050 (10.031) (5.995) (3.918) 11.008
39.542 (18.455) (5.066) (2.656) 13.295
(1.123)
(378)
(1.611)
8.403
787
2.348
Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del periodo
16.655
15.868
13.520
Efectivo y equivalentes al efectivo al final del periodo
25.058
16.655
15.868
Reducción / (Aumento) de activos Cuentas por cobrar, netas Inventarios Depósitos judiciales Otros activos Aumento/(Reducción) de pasivos Proveedores Impuestos por pagar Planes de Pensión y Salud Otros pasivos Efectivo neto generado por las actividades operativas Flujos de efectivo de las actividades de inversión Gastos de capital Adiciones de inversiones Ingresos por venta de activos (desinversión) Rescates (inversiones) en títulos y valores mobiliarios Dividendos recibidos Efectivo neto (utilizado) en las actividades de inversión Flujo de efectivo de las actividades de financiación Participación de accionistas no controlantes Financiaciones y préstamos, netos: Captaciones Amortizaciones de principal Amortizaciones de intereses Dividendos pagos Efectivo neto generado (utilizado) por las actividades de financiación Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre efectivo y equivalentes al efectivo Aumento neto de efectivo y equivalentes al efectivo en el periodo
Las notas explicativas forman parte integrante de los estados financieros.
F-7
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Estados de los Cambios en el Patrimonio Neto Consolidados Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 (En millones de dólares estadounidenses) Otros resultados integrales acumulados (déficit)
Capital social desembolsado (neto de costos de emisión)
Saldo al 31 de Diciembre de 2012 Aumento de capital con reservas Realización de costo atribuido Cambio de participación en controladas Ganancia neta Otros resultados integrales Destinos: Transferencias de reservas Dividendos
Capital social suscrito y desembolsado 107.362 9
Otros resultados integrales 102
Legal Estatutaria 7.364 1.645
Incentivos fiscales 729 (9)
Retención de ganancias 57.019
Ganancias acumuladas (82) 5 11.094
(20.266)
(279) 107.092
674 674
(26.440)
(3.911)
(3.911)
5.095
(2.505)
(275)
(178) (33.034)
555
537
9
5.946
7.919
2.182
729
62.965
9
(7.047) (3.970) − 73.795
(9) (4)
4
(526) (7.367) (15.528)
(279) 107.101
148 148
(41.968)
(3.788)
(7.699)
(4.790)
(7.295)
(256)
(438) (57.400)
7.919
2.182
−
720
(7.363)
7.363
55.602
− 66.423
− (4)
4
(851)
(8.450) −
173 (29.252)
107.380 Saldo al 31 de Diciembre de 2015
Hedge de flujo de efectivo Exportación −
(5)
107.380 Saldo al 31 de Diciembre de 2014 Aumento de capital con reservas Realización de costo atribuido Cambio de participación en controladas Pérdida del ejercicio Otros resultados integrales Destinos: Transferencias de reservas Dividendos
Ajuste acumulado de conversión (6.174)
46
107.371 Saldo al 31 de Diciembre de 2013 Aumento de capital con reservas Realización de costo atribuido Cambio de participación en controladas Pérdida del ejercicio Otros resultados integrales Destinos: Transferencias de reservas Dividendos
Gastos con Cambio de emisión participación de en acciones controladas (279) 628
Ganancias (pérdidas) con planes de beneficios definidos (7.600)
Reservas de ganancias
(279) 107.101
321 321
(71.220)
(12.589)
(20.288)
(67)
(7.362)
Las notas explicativas forman parte integrante de los estados financieros.
F-8
(1.293) (100.163)
7.919
2.182
720
(8.446)
8.446
47.156
− 57.977
Patrimonio neto atribuible a los accionistas de Petrobras 160.714 − − 46 11.094 (19.357) − − (3.970) 148.527 148.527 − − (526) (7.367) (24.362) − − − 116.272 116.272 − − 173 (8.450) (42.759) − − − 65.236 65.236
Participación de los accionistas no controlantes 1.152 − (102) (262) (131)
(61) 596 596
393 (136) (78)
(69) 706 706
338 (161) 4
(68) 819 819
Total del patrimonio neto consolidado 161.866 − − (56) 10.832 (19.488) − − (4.031) 149.123 149.123 − − (133) (7.503) (24.440) − − (69) 116.978 116.978 − − 511 (8.611) (42.755) − − (68) 66.055 66.055
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
1. La Compañía y sus operaciones Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, se dedica, directamente o por medio de sus subsidiarias y controladas (denominadas, en conjunto, "Petrobras" o la "Compañía"), a la investigación, labra, refinación, procesamiento, comercio y transporte de petróleo proveniente de pozo, de esquisto bituminoso o de otras rocas, de sus derivados, de gas natural y otros hidrocarburos fluidos, además de las actividades relacionadas a la energía, pudiendo también desarrollar investigación, desarrollo, producción, transporte, distribución y comercialización de todas las formas de energía, así como de otras actividades relacionadas o afines. La sede social de la Compañía está localizada en Rio de Janeiro - Estado de Rio de Janeiro, Brasil.
2. Base de presentación de los estados financieros 2.1. Declaración de cumplimiento y autorización de divulgación de los estados financieros Los estados financieros son presentados en conformidad con las normas internacionales de información financiera - NIIF (IFRS, por sus siglas en inglés) emitidas por el International Accounting Standards Board (IASB), y muestran toda la información pertinente a los estados financieros. Los estados financieros se presentan en dólares estadounidenses. Los estados financieros han sido preparados bajo la convención del costo histórico, excepto por los activos financieros disponibles para la venta, los activos y pasivos financieros medidos a valor razonable, y ciertos activos y pasivos corrientes y no corrientes, como se detalla en la nota explicativa que se refiere a las políticas contables. El Consejo de Administración de la Compañía, en reunión realizada al 21 de marzo de 2016, autorizó la divulgación de estos estados financieros.
2.2. Moneda funcional La moneda funcional de Petrobras, así como la de sus controladas brasileñas, es el real, que es la moneda de su principal ambiente económico de operación. La moneda funcional de la mayoría de las controladas que operan en ambiente económico internacional es el dólar estadounidense. La moneda funcional de Petrobras Argentina S.A. es el peso argentino. Petrobras ha seleccionado el dólar estadounidense como su moneda de presentación. Los montos en Dólares estadounidenses para los periodos presentados se han convertido a partir de los montos en Real, de acuerdo con NIC 21 “Los efectos de los cambios en tipos de cambio de divisas”. La Compañía ha convertido todos los activos y pasivos en Dólares estadounidenses al tipo de cambio actual y todas las cuentas en los estados de resultados y flujos de efectivo a los tipos de cambio promedio prevalecientes durante el periodo. Las cuentas del patrimonio neto se convierten utilizando los tipos de cambio vigentes en las fechas de las transacciones. La pérdida o ganancia neta de conversión resultante de este proceso de re-mensuración se excluyó de las ganancias y se presentó como un ajuste acumulado de conversión (“CTA”) dentro de “Otros resultados integrales acumulados” en los estados de los cambios en el patrimonio neto consolidados. Real x Dólar estadunidense Tasa promedio trimestral Tasa al final del periodo
Mar 2015
Jun 2015
Sep 2015
Dic 2015
Mar 2014
Jun 2014
Sep 2014
Dic 2014
2,86 3,21
3,07 3,10
3,55 3,97
3,84 3,90
2,36 2,26
2,23 2,20
2,28 2,45
2,55 2,66
F-9
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
2.3. Reclasificaciones La Compañía reclasificó algunos valores relativos a períodos anteriores para una mejor comparabilidad con el periodo actual. Bono por desempeño para los clientes, en el valor de US$ 605, pasó a ser clasificado en otros activos a largo plazo, en el consolidado, (antes presentado en las cuentas por cobrar netas en los activos no corrientes), con el fin de proporcionar una mejor presentación de las cuentas por cobrar. Estas reclasificaciones no impactan la ganancia neta del período y el patrimonio neto de la Compañía.
3. “Operación Lava Jato” y sus reflejos en la Compañía En 2009, la Policía Federal brasileña empezó una investigación denominada “Operación Lava Jato”, con el fin de apurar prácticas de blanqueo de dinero por organizaciones criminosas en diversos estados brasileños. La “Operación Lava Jato” es una investigación extremamente amplia a respecto de diversas prácticas criminosas, y viene siendo realizada a través de varias frentes de trabajo, cuyo alcance involucra crímenes cometidos por agentes actuando en varias partes del país y en diferentes sectores de la economía. A lo largo de los años de 2014 y 2015, el Ministerio Público Federal concentró parte de sus investigaciones en irregularidades cometidas por contratistas y proveedores de Petrobras, y descubrió un amplio esquema de pagos indebidos, que involucraba un gran número de participantes, incluyendo exempleados de Petrobras. Basado en las informaciones disponibles a la Compañía, el dicho esquema consistía en un conjunto de empresas que, entre 2004 y abril de 2012, se organizaron en cártel para obtener contratos con Petrobras, imponiendo gastos adicionales en estos contratos y utilizando estos valores adicionales para financiar pagos indebidos a partidos políticos, políticos elegidos u otros agentes políticos, empleados de contratistas y proveedores, exempleados de Petrobras y otros involucrados en el esquema de pagos indebidos. Este esquema ha sido tratado como esquema de pagos indebidos y las referidas empresas como “miembros del cártel”. Además del esquema de pagos indebidos arriba descrito, las investigaciones evidenciaron casos específicos en que otras empresas también impusieron gastos adicionales y supuestamente utilizaron estos valores para financiar pagos a determinados exempleados de Petrobras. Estas empresas no son miembros del cártel y actuaban de modo individualizado. Estos casos específicos han sido llamados de “pagos no relacionados al cártel”. Determinados exejecutivos de Petrobras fueron presos y/o denunciados por blanqueo de dinero y corrupción pasiva. Otros de nuestros exejecutivos y executivos de empresas proveedoras de bienes y servicios para Petrobras fueron o podrán ser denunciados como resultado de la investigación. Los valores pagos por Petrobras en el ámbito de los contratos con los proveedores y contratistas involucrados en el esquema descrito anteriormente fueron integralmente incluidos en el costo histórico de propiedad, planta y equipo de la Compañía. Sin embargo, la Administración entendió, de acuerdo con la NIC 16 (Property, plant and Equipment), que la parcela de los pagos que realizó a estas empresas y que por ellas fue utilizada para realizar pagos indebidos, lo que representa gastos adicionales incurridos en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos, no debería haber sido capitalizada. Así, en el tercer trimestre de 2014, la Compañía reconoció una baja el monto de US$ 2.527 de gastos capitalizados, referente a valores que Petrobras pagó adicionalmente en la adquisición de activos de propiedad, planta y equipo en períodos anteriores. Como descrito a continuación, la Compañía ha monitorizado continuamente las investigaciones para obtener informaciones adicionales y evaluar su potencial impacto sobre los ajustes realizados en 2014, no habiendo identificado, en el preparo de los estados contables del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015, cualquier información adicional que impactase la metodología de cálculo adoptada, y consecuentemente el registro contable de bajas complementares.
F-10
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Petrobras seguirá acompañando los resultados de las investigaciones y la disponibilidad de otras informaciones relativas al esquema de pagos indebidos y, se hay vuelto disponible información que indique con suficiente precisión que las estimativas arriba descritas deberían ser ajustadas, la Compañía evaluará la eventual necesidad de haber un reconocimiento contable.
3.1
Respuesta de la Compañía a las cuestiones descubiertas en las investigaciones en curso
Seguimos acompañando las investigaciones y colaborando efectivamente con los trabajos de la Policía Federal, del Ministerio Público Federal, del Poder Judiciario, del Tribunal de Cuentas de la Unión (TCU) y de la Contraloría General de la Unión (CGU), para que todos los crímenes e irregularidades sean apurados. Ya atendimos cientos de pedidos de documentos e informaciones hechos por los investigadores. También cooperamos plenamente con la investigación de U. S. Securities and Exchange Commission (SEC), que investiga, desde noviembre de 2014, potenciales violaciones a leyes estadounidenses en consecuencia de las informaciones apuradas en el ámbito de la “Operación Lava Jato”, así como el U. S. United States Department of Justice (DoJ). Somos oficialmente reconocidos como víctima de los crímenes apurados en la “Operación Lava Jato” por el Ministerio Público Federal y por el juez competente para juzgar los procesos relacionados al caso. Por ese motivo, ingresamos en las acciones penales como asistentes de acusación y renovamos nuestro compromiso de continuar cooperando para la elucidación de los hechos y comunicarlos regularmente a nuestros inversores y al público en general. No toleramos cualquier práctica de corrupción y consideramos inadmisibles prácticas de actos ilegales involucrando nuestros empleados. De este modo, en 2015 tomamos diversas medidas como respuesta a las ocurrencias reveladas en la “Operación Lava Jato”, como mencionado a continuación. Con respecto a la Gobernanza Corporativa, el Estatuto Social de la Compañía fue reformado. Así, los comités de asesoramiento al Consejo de Administración se transformaron en estatutarios, incluyendo el Comité de Auditoria, que fue instaurado como Comité de Auditoria Estatutario, y el Comité de Remuneración y Sucesión, responsable por establecer los criterios mínimos a ser atendidos para nombramientos de Consejeros, Directores y Gerentes Executivos. Además, dos nuevos comités fueron creados, el Comité Estratégico y el Comité Financiero. Importante mencionar también la nueva forma de representación de la Compañía, siempre por dos directores en conjunto. En el proceso de fortalecimiento de la estructura de controles internos, la Compañía continuó a implementar medidas para perfeccionar su gobernanza corporativa y los sistemas de conformidad (compliance). Cuanto a los sistemas de conformidad (compliance), la Compañía, entre otras iniciativas, optó por: reestructurar su servicio de Ombudsman, implementando un canal único de denuncias, recibidas por empresa independiente; revisar y actualizar el Manual del Programa Petrobras de Prevención de Corrupción (PPPC), así como sus instrumentos contractuales y el Manual de Petrobras para Contratación; desarrollar la implementación, en todas sus contrataciones, de procedimientos corporativos de cualificación relacionados al requisito de integridad. Este procedimiento prevé la aplicación de un proceso de revisión (Due Diligence) de Integridad e identificación de puntos de atención (red flags); el bloqueo cautelar, una importante medida preventiva adoptada por Petrobras, continúa vigente, impidiendo que empresas investigadas participen de procesos licitatorios y vengan a firmar nuevos contratos; constituir, en la estructura organizacional formal de la Compañía, un Comité de Corrección, con la finalidad de orientar, homogeneizar y acompañar la aplicación de sanciones disciplinares en casos relacionados a fraude o corrupción. En junio de 2015, la Compañía aprobó la Política de Gestión de Riesgos Empresariales, en junio de 2015, que explicita autoridades, responsabilidades, los principios y las directrices que deben nortear las iniciativas asociadas a la gestión de riesgos en el Sistema Petrobras.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Sigue en marcha la investigación interna realizada por dos oficinas independientes contratadas en octubre de 2014, que tienen como interlocutor un Comité Especial que responde directamente al Consejo de Administración de la Compañía. El Comité es compuesto por el director de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, João Adalberto Elek Junior, y por otros dos representantes independientes y con notorio conocimiento técnico: la brasileña Ellen Gracie Northfleet, ministra jubilada del Supremo Tribunal Federal, reconocida internacionalmente como jurista con amplia experiencia en el análisis de cuestiones complejas; y el alemán Andreas Pohlmann, Chief Compliance Officer de Siemens AG de 2007 a 2010, que actúa en las áreas de cumplimiento y gobernanza corporativa. Para averiguar indicios u ocurrencias que puedan ser caracterizados como no conformidades relativas a normas, procedimientos o reglamentos corporativos, constituimos comisiones internas de apuración, cuyos resultados presentamos a las autoridades brasileñas, a medida que las comisiones son concluidas. Además, hemos tomado las medidas necesarias para recuperar daños sufridos en función del esquema de pagamentos indebidos, incluso los relacionados a nuestra imagen corporativa. Con esta finalidad, ingresamos cinco acciones civiles públicas por actos de improbidad administrativa, interpuestas por el Ministerio Público Federal el 20 de febrero de 2015, así como en otra acción de mismo objeto interpuesta por la Unión Federal, incluyendo pedido de indemnización por daños morales. Para cada acción de improbidad, fue distribuida una acción cautelar, con objetivo de bloqueo de bienes de los demandados para garantir el futuro resarcimiento de Petrobras, lo que ya fue deferido por los respectivos Juicios. A la medida que las investigaciones de la “Operación Lava Jato” resulten en acuerdos de clemencia con los miembros del cártel o acuerdos de colaboración con individuos que acepten devolver recursos, Petrobras puede ter derecho a recibir una parte de tales recursos. Así, en 2015, Petrobras recibió, como resarcimiento de daños, el monto de US$ 72, referente a parte del monto repatriado de Pedro José Barusco Filho (exgerente Executivo de Servicios) a través del acuerdo de colaboración premiada por él firmado. Sin embargo, la Compañía no puede estimar de forma fiable cualquier valor recuperable adicional en este momento. Valores recibidos, o cuando su realización se tornar prácticamente cierta, serán reconocidos en el resultado del ejercicio.
3.2
Abordaje adoptado para ajuste de activos afectados por los gastos adicionales
No es posible identificar específicamente los valores de cada pago realizado en el alcance de los contratos con las contratistas y los proveedores que tienen gastos adicionales, o los períodos en que tales pagos adicionales ocurrieron. Por lo tanto, Petrobras desarrolló una metodología para estimar el monto total de gastos adicionales incurridos en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos para determinar el valor de las bajas realizadas, representando en cuanto sus activos fueron sobrevalorados como resultado de gastos adicionales cobrados por proveedores y contratistas, y utilizados por ellos para realizar pagos indebidos. Identificar la fecha y el monto exactos de los gastos adicionales impuestos por proveedores y contratistas a la Compañía sigue siendo impracticable en función de las limitaciones descritas a continuación: - Las informaciones disponibles para la Compañía a través de los testimonios identifican las empresas envueltas en el esquema de pagos indebidos, el periodo de tiempo en que el esquema funcionó e indican diversos contratos en que ocurrieron actos ilícitos, pero no especifican los pagos realizados en el ámbito de los contratos y que incorporaban gastos adicionales, así como los períodos en que los pagos que incorporaron gastos adicionales ocurrieron.
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- Petrobras no hizo ningún pago indebido. Como estos pagos fueron hechos por contratistas y proveedores, los valores exactos que fueron gastos adicionalmente por la Compañía, y usados para financiar pagos indebidos, no pueden ser identificados. Informaciones que determinen el monto que fue cobrado adicionalmente de Petrobras por los miembros del cártel no se encuentran en los registros contables de la Compañía, que reflejan los términos de los contratos firmados por ella junto a sus proveedores. Estos contratos tuvieron sus precios elevados en función de la actuación en colusión de los miembros del cártel y exempleados de Petrobras arriba indicados. Como la Compañía no consigue identificar el monto de gastos adicionales incluidos en cada pago en el ámbito de los contratos de suministro, o el período específico en que los gastos adicionales ocurrieron, no es posible determinar el período en que el activo de propiedad, planta y equipo debería ser ajustado. - Dos oficinas de abogacía están conduciendo una investigación interna independiente, bajo la dirección del Comité Especial mencionado en el ítem 3.1, sin embargo la investigación interna independiente sigue en marcha, y no se espera que presente informaciones cuantitativas cuya naturaleza sea suficiente para basar un ajuste en los estados financieros. Esto ocurre pues las informaciones disponibles a los investigadores son limitadas a informaciones internas de Petrobras y, de este modo, no será posible identificar informaciones específicas sobre el monto que fue cobrado adicionalmente de la Compañía. Como las supuestas actividades de blanqueo de dinero tenían el intuito de ocultar el origen de los recursos y el monto envuelto, no se espera la existencia de registros específicos de estas actividades. - Las investigaciones en curso por las autoridades brasileiras tienen como foco determinar la responsabilidad penal de los investigados y no de obtener de modo detallado el monto exacto de los gastos adicionales que fueron cobrados de Petrobras por los miembros del cártel o los valores utilizados por estas empresas para hacer los pagos indebidos. Además, el proceso de investigación y evaluación de todas las pruebas y alegaciones puede durar varios años. - Las autoridades brasileñas instauraron acciones contra las contratistas y los proveedores y sus respectivos representantes, en las cuales buscan reparación por improbidad administrativa. En estas acciones, las autoridades aplicaron el porcentaje del 3% sobre el valor de los contratos con las contratistas y los proveedores para mensurar los daños materiales atribuibles al esquema de pagos indebidos, de modo consistente con la metodología utilizada por la Compañía para contabilizar los impactos. En el alcance de estas acciones también no es esperado que se produzca un detalle completo de todos los pagos indebidos, mismo después del largo período de tiempo que las investigaciones conducidas por las autoridades brasileñas pueden llevar. Adicionalmente, la legislación brasileña no permite, de forma amplia, acceso a registros y documentos internos de los proveedores en acciones civiles y, por lo tanto, no es esperado que estas acciones produzcan nuevas informaciones en relación con aquellas obtenidas en las investigaciones y acciones criminales. Debido a la impracticabilidad de identificación de los periodos y montos de gastos adicionales incurridos por la Compañía, Petrobras desarrolló una metodología para estimar el ajuste que fue hecho en el activo de propiedad, planta y equipo en el tercer trimestre de 2014, que comprende los cinco pasos descritos a continuación: 1) Identificación de la contraparte del contrato: fueron listadas todas las Compañías citadas como miembros del cártel y, basado en esta información, fueron listadas las compañías involucradas y las entidades relacionadas a estas compañías. 2) Identificación del período: fue concluido, basado en los testimonios, que el período de actuación del esquema de pagos indebidos fue de 2004 a abril de 2012. 3) Identificación de los contratos: fueron identificados todos los contratos firmados con las contrapartes mencionadas en el paso (1) durante el período del paso (2), incluyendo también los aditivos a los contratos originalmente firmados entre 2004 y abril de 2012. En seguida, fueron identificados los activos de propiedad, planta y equipo a los cuales estos contratos se relacionan.
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4) Identificación de los pagos: fue calculado el valor total de los contratos referidos en el paso (3). 5) Aplicación de un porcentaje fijo sobre el valor total de contratos definido en el paso (4): el porcentaje del 3%, indicado en los testimonios, fue utilizado para estimar los gastos adicionales impuestos sobre el monto total de los contratos identificados. El cálculo consideró todos los valores verificados en los registros contables de la Compañía entre 2004 y septiembre de 2014, referentes a los contratos inicialmente firmados entre 2004 y abril de 2012, así como cualesquiera aditivos firmados entre las empresas del sistema Petrobras y los miembros del cártel (individualmente o en consorcio). Este alcance amplio de contratos fue adoptado para generar la mejor estimativa de los gastos adicionales, mismo no habiendo evidencia de que todos los contratos firmados con las empresas en cuestión hubieran sido objetivo del esquema de pagos indebidos. Cabe aclarar que aditivos en contratos con empresas involucradas en la metodología para estimar el ajuste que fue hecho en el activo de propiedad, planta y equipo en el tercer trimestre de 2014, solamente pueden ser firmados a partir de 2015, de modo excepcional, después de analizar si el aditivo es imprescindible para los negocios de Petrobras y después de la aplicación de rigorosos mecanismos de conformidad que mitiguen los riscos de fraude y corrupción. Esta evaluación incluye un análisis de aspectos financieros y comerciales de modo independiente del contrato original, con el fin de garantizar que los valores sean ventajosos para Petrobras y no estén contaminados por pagos indebidos. Por esta razón, no se vislumbra la necesidad de ajustes adicionales en función de aditivos firmados a partir de 2015. La Compañía también identificó montos verificados en sus registros contables, referentes a los contratos y proyectos específicos con empresas que no eran miembros del cártel para contabilizar los gastos adicionales impuestos por estas empresas para financiar pagos indebidos, realizados por ellas, no relacionados al esquema de pagos indebidos o al cártel. En el caso específico de los valores cobrados adicionalmente por empresas fuera del ámbito del cártel, la Compañía consideró como parte de la baja de gastos adicionales capitalizados indebidamente los valores específicos de pagos indebidos o el porcentaje sobre el contrato, citados en los testimonios de las colaboraciones premiadas, pues también fueran utilizados por estas empresas para financiar pagos indebidos. La Compañía tiene diversos proyectos en construcción cuyo contrato original fue firmado entre 2004 y abril de 2012. El abordaje adoptado para realizar los ajustes considera que los valores cobrados adicionalmente por las contratistas y proveedores fueran aplicados sobre el valor total del contrato, o sea, incluyendo pagos que todavía serán incurridos en períodos futuros. Como es impracticable alocar los gastos adicionales impuestos por estas empresas a periodos específicos en el tiempo, la parcela de gastos adicionales referentes a pagos que serán realizados en el futuro por la Compañía ya puede haber sido cobrada anticipadamente. De esta forma, la baja de gastos adicionales capitalizados indebidamente incorporó el valor total de los contratos firmados, no solamente los valores referentes a pagamentos ya efectuados. Sin embargo, conforme mencionado anteriormente, con base en las informaciones disponibles, la Compañía cree que la actuación del cártel, asociada al esquema de pagos indebidos, tenga sido interrumpida después de abril de 2012 y que, considerando la marcha reciente de las investigaciones criminales, los pagos indebidos relacionados al esquema de pagos indebidos tengan sido interrumpidos.
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La Compañía considera haber adoptado una metodología que produce la mejor estimativa de cuanto sus activos de propiedad, planta y equipo estaban sobrevalorados como resultado del esquema de pagos indebidos, una vez que utilizó como base un valor limítrofe entre las estimativas consideradas razonables. En su estimativa, la Compañía consideró que todos los contratos con las contrapartes identificadas fueron impactados y el porcentaje del 3% representa los valores adicionales impuestos por las contratistas y los proveedores, utilizados por estas empresas para realizar pagos indebidos. Las dos premisas son corroboradas por los testimonios, sin embargo algunos testimonios indican porcentajes inferiores en ciertos contratos, períodos menores de actuación del cártel (2006 a 2011), así como la participación de un número menor de proveedores y contratistas. En el preparo de los estados financieros del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015, la Compañía consideró toda la información disponible, no habiendo identificado ninguna información adicional que impactara la metodología de cálculo adoptada y, consecuentemente, el registro contable de bajas complementares: - Testimonios prestados en el ámbito de los acuerdos de colaboración premiada celebrados por el Ministerio Público Federal que no están mantenidos em sigilo; - Acciones de improbidad administrativa presentadas por el Ministerio Público Federal contra miembros del cártel por los daños materiales atribuibles al esquema de pagos indebidos; - Acciones criminales presentadas por el Ministerio Público Federal contra individuos envueltos en el esquema de pagos indebidos, como representantes de las contratistas, intermediarios o exempleados de Petrobras; - Decisiones del Judiciario en las acciones de improbidad administrativa y acciones penales presentadas por el Ministerio Público Federal: determinación de indisponibilidad de bienes de los demandados, aceptación de pedidos de encarcelamiento provisorio de investigados, recepción de denuncias, entre otras; - Sentencias de primera instancia proferidas en parte de las acciones criminales presentadas por el Ministerio Público Federal; - Acuerdo de clemencia de la empresa Setal Engenharia e Construções, participante del cártel, con las autoridades brasileñas; - Término de Cesación de Conducta de la empresa Construções e Comércio Camargo Corrêa, participante del cártel, con las autoridades brasileñas; - Nota Técnica nº 38/2015 del Consejo Administrativo de Defensa Económica – CADE, que fundamentó la instauración del Proceso Administrativo a la luz de los miembros do cartel. Petrobras monitora las investigaciones de la “Operación Lava Jato” efectuadas por las autoridades brasileñas y pela investigación interna independiente conducida por oficinas de abogacía, obteniendo progresos satisfactorios. Como resultado, no fueron identificadas nuevas informaciones que cambiasen el ajuste realizado de gastos adicionales capitalizados indebidamente, o impactasen de modo relevante la metodología adoptada por la Compañía. Petrobras seguirá monitorizando las investigaciones para obtener informaciones adicionales y evaluar su potencial impacto sobre los ajustes realizados.
3.3
Investigaciones involucrando la Compañía
Petrobras no es un de los objetivos de las investigaciones de la “Operación Lava Jato” y es reconocida formalmente como víctima en el esquema de pagos indebidos.
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El 21 de noviembre de 2014, Petrobras recibió una intimación (subpoena) de la Securities and Exchange Commission (SEC) requiriendo documentos relativos a la Compañía. La Compañía ha atendido a las solicitaciones oriundas de la intimación (subpoena) y pretende continuar contribuyendo, en conjunto con las oficinas de abogacía brasileño y estadunidense contratados para realizar una investigación interna independiente. El 15 de diciembre de 2015, fue editada la Circular de Investigación Civil nº 01/2015, por el Ministerio Público del Estado de São Paulo, instaurando Investigación Civil para apuración de los potenciales daños causados a los inversores en el mercado de valores mobiliarios, que tiene Petrobras como Representada. La Compañía proporcionará toda la información pertinente.
3.4
Acciones judiciales involucrando la Compañía
La nota explicativa 30 presenta informaciones sobre acciones colectivas (class actions) y otros procesos judiciales de la Compañía.
4. Resumen de las principales políticas contables Las políticas contables que se describen a continuación se han aplicado uniformemente por la Compañía en los estados contables.
4.1. Base de consolidación Los estados financieros consolidados incluyen información de Petrobras y sus subsidiarias, operaciones conjuntas y entidades estructuradas. El control se logra donde Petrobras tiene: i) poder sobre la participada; ii) la exposición, o derechos, a los rendimientos variables procedentes de su implicación en la participada, y iii) la capacidad de utilizar su poder sobre la participada para influir en el valor de sus rendimientos. Filiales y subsidiarias se consolidan desde la fecha en que se obtiene el control hasta la fecha en que cesa, utilizando prácticas contables uniformes adoptados por Petrobras. La nota explicativa 11 presenta las empresas consolidadas, junto con las otras inversiones directas. Petrobras no tiene participación accionaria en las entidades estructuradas consolidadas, sin embargo el control es determinado por el poder que la Compañía tiene sobre las actividades operativas relevantes de estas entidades. Las entidades estructuradas consolidadas son:
Entidades estructuradas consolidadas Charter Development LLC – CDC Companhia de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais – CDMPI PDET Offshore S.A. Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-padronizados do Sistema Petrobras Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Padronizados do Sistema Petrobras
País
Principal segmento de actuación
E.U.A Brasil Brasil Brasil Brasil
E&P Abast E&P Corporativo Corporativo
El proceso de consolidación de los balances y de resultado es la suma de los saldos de activos, pasivos, ingresos y gastos, de acuerdo con su función, complementada con las eliminaciones de las transacciones entre las sociedades consolidadas, así como los saldos y resultados no realizados entre estas empresas.
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4.2. Informes por segmento de negocio La información relacionada por segmento operativo (área de negocio) de la Compañía es preparada basada en elementos directamente atribuibles al segmento, así como elementos que se pueden asignar de forma razonable. En la verificación de los resultados segmentados se consideran las transacciones realizadas con terceros y las transferencias entre áreas de negocio, siendo estas evaluadas por precios internos de transferencia definidos entre las áreas y con metodologías de verificación basadas en parámetros de mercado. La información por área de negocio está segmentada de acuerdo con la gestión de los negocios de la Compañía. Con la extinción de la posición de Director del Área Internacional, la gestión de los negocios internacionales de la Compañía se trasladó para las áreas de negocio de E&P, Abastecimiento y Gas y Energía, asegurando las características específicas de cada área de negocio en que el Sistema Petrobras opera. a) Exploración y Producción: incluye las actividades de exploración, desarrollo y producción de petróleo crudo, GNL (gas natural líquido) y gas natural en Brasil y en el exterior, con el fin de suministrar, principalmente, nuestras refinerías nacionales y también comercializar en los mercados interno y externo el excedente de petróleo, así como derivados producidos en sus plantas de procesamiento de gas natural, trabajando también en asociaciones con otras empresas. b) Abastecimiento: incluye las actividades de refinación, logística, transporte y comercialización de derivados y petróleo en Brasil y en el exterior, exportación de etanol, extracción y procesamiento de esquisto, además de las participaciones en empresas del sector petroquímico en Brasil. c) Gas y Energía: incluye las actividades de transporte y comercialización de gas natural producido en Brasil y en el exterior o importado, transporte y comercio de GNL, generación y comercialización de energía eléctrica, así como mantiene participaciones societarias en transportadores y distribuidores de gas natural y en centrales termoeléctricas en Brasil, además de ser responsable por los negocios con fertilizantes. d) Biocombustible: incluye las actividades de producción de biodiesel y sus co-productos y las actividades de etanol, por medio de participaciones accionarias, de la producción y de la comercialización de etanol, azúcar y el excedente de energía eléctrica generado a partir del bagazo de la caña de azúcar. e) Distribución: responsable por la distribución de derivados, etanol y gas natural vehicular en Brasil, representada principalmente por las operaciones de Petrobras Distribuidora S.A. Así como las operaciones de distribución de derivados en el exterior (América del Sur). El segmento corporativo comprende los elementos que no pueden ser atribuidos a los otros sectores, en particular las relacionadas con la gestión financiera corporativa, el overhead relativo a la Administración Central y otros gastos, incluso gastos actuariales relacionados con los planes de pensión y salud para jubilados y sus dependientes. La nota 29 presenta el estado de resultados y los activos por área de negocio.
4.3. Instrumentos financieros 4.3.1. Efectivo y equivalentes al efectivo Comprenden el efectivo en la mano, depósitos a plazo con bancos e inversiones a corto plazo de alta liquidez que son fácilmente convertibles en efectivo, están sujetos a un riesgo insignificante de cambios en valor y tienen un plazo de tres meses o menos desde la fecha de adquisición.
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4.3.2. Activos financieros Las inversiones en activos financieros incluyen inversiones en deuda y capital. Estos instrumentos se valoran inicialmente por su valor razonable y posteriormente se clasifican según la intención y capacidad de la Compañía y valoran como sigue: - Títulos para negociación – incluye activos financieros adquiridos y mantenidos con fines de venta o de reventa a corto plazo. Están posteriormente valorados a su valor razonable a la adquisición. Los cambios en el valor razonable se reconocen en resultados, en ingresos (gastos) financieros. - Títulos mantenidos hasta el vencimiento – incluye activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables y vencimiento fijo para los cuales la Compañía tiene la intención y la capacidad de mantener hasta su vencimiento. Títulos mantenidos hasta el vencimiento son reconocidos y son registrados al costo amortizado utilizando el método de tasa de interés efectiva. - Títulos disponibles para la venta – incluye activos financieros no derivados clasificados como disponibles para la venta o no se clasifican en cualquier otra categoría. Títulos disponibles para la venta son medidos a valor razonable cuyas ganancias o pérdidas son reconocidas en ajustes de evaluación patrimonial en el patrimonio neto, y reclasificadas como ganancia o pérdida cuando se da baja o se realiza. Los cambios posteriores atribuibles al interés, variación monetaria y la inflación se reconocen en resultados para todas las categorías, en su caso.
4.3.3. Cuentas por cobrar Cuentas por cobrar se miden inicialmente al valor razonable de la contraprestación para ser recibido y, posteriormente, al costo amortizado utilizando el método de tasa de interés efectiva y afectada por pérdida en el valor de recuperación de activos (Impairment) o pérdidas en créditos de liquidación dudosa. La Compañía reconoce una provisión por las pérdidas en créditos de liquidación dudosa cuando hay evidencia de deterioro como resultado de uno o más eventos que hayan ocurrido después del reconocimiento inicial del activo, que afectan los flujos de efectivo futuros estimados y que puedan ser estimadas de forma confiable. La pérdida es reconocida en resultados como gastos de ventas.
4.3.4. Financiaciones Son inicialmente reconocidas a su valor razonable, neto de los costes de transacción y son, en la secuencia, demostrados por el costo amortizado usando el método de intereses efectivos.
4.3.5. Instrumentos financieros derivados Instrumentos financieros derivados son reconocidos en el estado de situación financiera como activos o pasivos y se valoran a valor razonable. Los cambios en el valor razonable de los derivados se registran cada año como ganancias o pérdidas en el resultado financiero del ejercicio, excepto cuando la transacción es elegible y se caracteriza como un hedge efectivo de flujo de efectivo.
4.3.6. Operaciones de hedge de flujos de efectivo La Compañía utiliza instrumentos derivados y no derivados como instrumentos de cobertura y aplica la contabilidad de hedge de flujos de efectivo para determinadas operaciones.
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Las relaciones de hedge de flujos de efectivo se refieren a hedge de exposición a la variabilidad de los flujos de efectivo atribuibles a un riesgo particular asociado con un activo o pasivo reconocido o a una transacción prevista altamente probable, que podrían afectar el resultado del ejercicio. En tales relaciones de hedge, la porción eficaz de las ganancias o pérdidas de los instrumentos de cobertura se reconocen en el patrimonio neto, en otros resultados integrales, y transferida para el resultado financiero cuando el ítem protegido sea efectivamente realizado. La parte ineficaz se registra en el resultado financiero del ejercicio. Cuando un instrumento de hedge vence o es liquidado anticipadamente, cuando una operación de hedge deja de cumplir los requisitos para la contabilidad de hedge, o cuando la Administración decide revocar la designación de contabilidad de hedge (hedge accounting), la ganancia o pérdida acumulada permanece reconocida en el patrimonio neto. La reclasificación de la ganancia o pérdida para el resultado es realizada cuando la transacción prevista ocurrir. Cuando no se espera más que ocurra una transacción prevista, la ganancia o pérdida acumulada en el patrimonio es transferida inmediatamente al estado de resultado.
4.4. Inventarios Los inventarios son determinados por el costo promedio de adquisición o producción (método de promedio ponderado) y comprende principalmente petróleo crudo, productos intermedios y derivados del petróleo, así como gas natural y gas natural licuado (GNL), fertilizantes y los biocombustibles que están demostrados por el valor promedio de los costos de producción o de importación, ajustados, cuando sea aplicable, a su valor neto de realización. Los inventarios de petróleo y GNL pueden ser comercializados en estado natural, así como consumidos en la producción de derivados y/o utilizados para la generación de energía, respectivamente. Los intermedios están formados por cadenas de productos que han sido objeto de al menos una unidad de procesamiento, pero todavía necesitan ser procesados, tratados o convertidos a estar disponible para la venta. Los biocombustibles comprenden principalmente los saldos de inventarios de etanol y biodiesel. Los materiales y suministros para mantenimiento y otros representan los insumos de producción y materiales de operación y el consumo que se utilizarán en las actividades de la Compañía, excepto las materias primas, y se presentan al costo promedio de compra, que no exceda el costo de reposición. El valor realizable neto es el precio estimado de venta de los inventarios en el curso ordinario del negocio, menos los costos estimados de terminación y los gastos estimados para completar la venta. Las importaciones en curso se presentan al costo identificado.
4.5. Inversiones en otras Compañías Asociado es una entidad sobre la cual la Compañía tiene influencia significativa, definida como la capacidad de participar en la preparación de las decisiones sobre las políticas financieras y operativas de una entidad participada, pero sin ningún tipo de control individual o conjunto de esas políticas. La definición de control se presenta en la nota 4.1. Negocio en conjunto es uno en que dos o más partes tengan el control conjunto acordado contractualmente, puede ser clasificado como una operación conjunta o un negocio conjunto, en función de los derechos y obligaciones de las partes.
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Mientras que en una operación conjunta, las partes componentes tienen derechos a los activos y obligaciones por los pasivos relacionados con el negocio de una entidad controlada conjuntamente, las partes tienen derecho a los activos netos de la empresa. En los estados financieros individuales, las inversiones en entidades asociadas, controladas y entidades controladas conjuntamente se valúan por el método de la participación (MEP) a partir de la fecha en que se convierten en sus asociadas, controladas y entidades controladas conjuntamente. En los estados financieros individuales, sólo las operaciones en conjunto (joint operations) constituidas por entidad vehículo con personalidad jurídica propia deben ser evaluadas por el MEP. Para las otras operaciones en conjunto (joint operations), la Compañía reconoce la participación de sus activos, pasivos y los ingresos y gastos relacionados en estas operaciones. Las políticas contables de los negocios conjuntos y asociadas se han modificado, en caso necesario, para asegurar la consistencia con las políticas adoptadas por Petrobras. Los dividendos percibidos de estas inversiones de capital se registran como reducción en el valor de las respectivas inversiones.
4.6. Combinación de negocios y plusvalía (goodwill) Adquisiciones de negocios se reconocen utilizando el método de adquisición cuando se logra el control. Combinaciones de entidades bajo control común no se contabilizan como combinaciones de negocios. Este método requiere que los activos adquiridos y pasivos asumidos en una combinación de negocios se valoran por sus valores razonables. Todos los excesos del costo de adquisición sobre el valor razonable de los activos netos adquiridos se reconocen como como plusvalía (goodwill). Si el costo de adquisición fuera menor que el valor razonable de los activos netos adquiridos, se reconoce como una ganancia procedente de una compra ventajosa en el estado de resultados. Los cambios en las participaciones en controladas que no resulten en cambios de control no se consideran una combinación de negocios y, por lo tanto, se reconocen directamente en el patrimonio neto, como transacciones de capital, por la diferencia entre el precio pagado/recibido y el valor contable de la participación adquirida/vendida.
4.7. Gastos de exploración y desarrollo de petróleo y gas Los costos incurridos en relación con la exploración y desarrollo de producción de petróleo y gas se contabilizan utilizando el método de los esfuerzos exitosos, de la siguiente manera: - Los costos relacionados con las actividades geológicas y geofísicas actividades se reconocen como gastos cuando se incurren. - Los montos pagados para la obtención de derechos y concesiones para la exploración de petróleo y gas natural inicialmente se capitalizan. - Los costos de los pozos exploratorios directamente asociados con la perforación de pozos, son inicialmente capitalizados y permanecen de esa manera hasta que se encuentren o no reservas probadas relacionadas al pozo. Los costos posteriores a la perforación del pozo continúan activados en la medida en que el volumen de reservas descubiertas justifican su reconocimiento futuro como pozo productor, así como estudios sobre las reservas y la viabilidad económica y operativa del proyecto están en curso. Una Comisión interna de ejecutivos técnicos de Petrobras revisa mensualmente las condiciones de cada pozo, mediante el análisis de datos geológicos, geofísicos y de ingeniería, las condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales.
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- Los costos de exploración de pozos secos o sin viabilidad económica y otros vinculados a las reservas no comerciales se reconocen como gastos del período, una vez que se identifican como tales. - Todos los costos incurridos en el esfuerzo para desarrollar la producción de un área declarada comercial (con reservas probadas y económicamente viables) se capitalizan en propiedad, planta y equipo. Se incluyen en esta categoría os costos con pozos de desarrollo; con la construcción de plataformas y plantas de procesamiento de gas; con la construcción de equipos e instalaciones necesarios para la extracción, manipulación, almacenamiento, procesamiento o tratamiento de petróleo y gas; y la construcción de los sistemas del flujo de petróleo y gas (tuberías), almacenamiento y eliminación de residuos.
4.8. Propiedad, planta y equipo Propiedad, planta y equipo son reconocidos al costo para adquirir o construir, incluyendo todos los gastos directamente atribuibles para poner el activo en condiciones de trabajo para su uso previsto, así como, cuando sea aplicable, los gastos estimados para desmantelar y trasladar el activo para restaurar el sitio, reducido por la amortización acumulada y las pérdidas por deterioro (impairment). Los gastos relevantes con los mantenimientos planificados hechos para restaurar o mantener los estándares de desempeño originales de plantas industriales, unidades marítimas de producción y navíos están registrados en propiedad, planta y equipo, si los criterios de reconocimiento se cumplen. Estos gastos se amortizan en el período hasta la próxima mantención planificada. Los gastos en mantenimiento que no cumplan con estos requisitos se reconocen como resultado del ejercicio (costo o gasto). Las piezas de repuesto y reemplazo con vida útil superior a un año y que sólo pueden ser utilizados en conexión con propiedad, planta y equipo se reconocen y se deprecian con el activo principal. Los cargos financieros de los préstamos directamente obtenidos cuando atribuibles a la adquisición o construcción de activos cualificados se capitalizan como parte de los costos de estos activos. Los cargos financieros de los fondos recaudados sin destino específico, que se utiliza con el propósito de obtener un activo cualificado se capitalizan a la tasa promedio de los préstamos vigentes durante el período, aplicada al saldo de los activos en construcción. Costos de los préstamos se amortizan durante la vida útil o aplicando el método de unidad de producción con respecto a los activos relacionados. La Compañía cesa la capitalización de los costos financieros de los activos cualificados cuyo desarrollo está interrumpido por largos períodos. Los activos depreciados por el método de las unidades producidas son aquellos relacionados directamente con la producción de petróleo y gas, cuya vida útil es igual o mayor que la vida del campo (tiempo del agotamiento de las reservas). Los activos depreciados utilizando el método lineal son: (i) aquellos vinculados directamente con la producción de petróleo y gas, cuya vida útil es inferior a la vida del campo (tiempo del agotamiento de las reservas); (ii) las plataformas móviles; y (iii) otros activos no relacionados directamente con la producción de petróleo y gas. La tasa de agotamiento de los activos depreciados por el método de unidad de producción se calcula en base a la producción mensual del campo de producción en relación con sus respectivas reservas desarrolladas probadas. Derechos y concesiones, tales como bonos de suscripción y cesión onerosa de derechos de exploración en bloques del área del pre-sal, se amortizan de acuerdo con el método de unidad de producción, teniendo en cuenta el volumen de producción mensual en relación a las reservas probadas totales de cada campo productor. Con excepción de los terrenos, que no se deprecian, las demás propiedades, planta y equipo se deprecian en forma lineal. Véase la nota explicativa 12.3 para obtener más información acerca de la vida útil estimada por clase de activos.
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4.9. Activos intangibles Se demuestra por el costo de adquisición, deducido de la amortización acumulada y de pérdidas por deterioro (impairment). Se compone de derechos y concesiones que incluyen, principalmente, bonos de suscripción pagados por la obtención de concesiones para la exploración de petróleo o gas natural, concesiones de servicios públicos, además de marcas y patentes, softwares y plusvalía por expectativa de rentabilidad futura (goodwill) proveniente de la adquisición de participación con control. En los estados financieros individuales este goodwill se presenta en las Inversiones. Los derechos y concesiones correspondientes a los bonos de suscripción relacionadas a concesiones, cuando la declaración de comercialidad de los campos se reclasifican a la propiedad, planta y equipo, por lo tanto, las cifras relativas a la cesión onerosa de derechos de exploración en el área del pre-sal eran clasificados en el Activo Intangible hasta la declaración de comercialidad, el 29 de diciembre de 2014. Los bonos de suscripción y de concesiones, mientras que en los activos intangibles no son amortizados, y los otros intangibles de vida útil definida, se amortizan linealmente por la vida útil estimada. Los activos intangibles generados internamente no se capitalizan, son reconocidos como gasto en el período cuando se incurren, excepto los gastos con desarrollo que cumplen todos los criterios reglamentarios, relacionadas con la conclusión y el uso de los activos, la generación de beneficios económicos futuros, entre otros. Activos intangibles con vida útil indefinida no se amortizan, pero se prueban anualmente por pérdida por deterioro considerando activos individuales o unidades generadoras de efectivo. La evaluación de vida útil indefinida se revisa anualmente para determinar si esta evaluación continúa para justificarse. De lo contrario, el cambio de vida indefinida para definida se hace de forma prospectiva.
4.10. Deterioro del valor de los activos (Impairment) La Compañía evalúa los activos de propiedad, planta y equipo y los activos intangibles cuando hay indicativos de no recuperación de su valor contable. Los activos relacionados con el desarrollo y producción de petróleo y gas natural y los activos que tienen vida útil indefinida, como la plusvalía por expectativa de rentabilidad futura (goodwill) tienen la recuperación de su valor comprobada anualmente, independientemente de que haya indicativos de pérdida de valor. En la aplicación del test de reducción al valor recuperable de activos, el valor contable de un activo o unidad generadora de efectivo se compara con su valor recuperable. El valor recuperable es el mayor valor entre el valor neto de venta de un activo y su valor en uso. Considerándose las particularidades de los activos de la Compañía, las sinergias del sistema Petrobras y la expectativa de utilización de los activos hasta el final de su vida útil, el valor recuperable utilizado para evaluación del test es el valor en uso, excepto cuando específicamente indicado. Este valor de uso se estima con base en el valor presente de flujos de efectivo futuros, resultado de las mejores estimaciones de la Compañía. Los flujos de efectivo consecuencia del uso continuo de los activos relacionados, se ajustan por los riesgos específicos y utilizan la tasa de descuento pre-impuesto. Esta tasa deriva de la tasa postimpuesto estructurada en el Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC, por sus siglas en inglés). Las principales premisas de los flujos de efectivo son: precios basados en el último plan estratégico divulgado, curvas de producción asociadas a los proyectos existentes en la cartera de la Compañía, costos operativos de mercado e inversiones necesarias para la realización de los proyectos. Tales evaluaciones se efectúan al menor grupo identificable de activos que genera entradas de efectivo, entradas esas que son en gran medida independientes de las entradas de efectivo de otros activos u otros grupos de activos (unidad generadora de efectivo - UGE).
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Los activos vinculados al desarrollo y la producción de petróleo y gas se revisan a cada año (o cuando hay indicativos de no recuperación de su valor contable), campo a campo o polo a polo, para identificación de posibles pérdidas en la recuperación, con base en el flujo de efectivo futuro estimado. Se permite la reversión de pérdidas reconocidas anteriormente, excepto en relación a la reducción en el valor de la plusvalía (goodwill).
4.11. Arrendamientos Arrendamientos en los que asume sustancialmente todos los riesgos, beneficios y control de bienes se reconocen en el pasivo como arrendamientos financieros. Para los arrendamientos financieros que la Compañía es arrendadora, los activos y pasivos se registren a su valor razonable del bien arrendado, o si fuera menor, al valor presente de los pagos de arrendamiento valor mínimo, ambos determinaron al inicio del contrato de arrendamiento. Activos arrendados capitalizados son depreciados sobre la misma base que la Compañía utiliza los activos que posee la propiedad. Cuando no hay una certeza razonable de que la Compañía obtendrá la propiedad del activo al final del contrato, los activos arrendados se amortizan en el período menor entre la vida útil estimada del activo y el plazo del arrendamiento. En los casos de que la Compañía es arrendadora, estos contratos son reconocidos como cuentas por cobrar en el activo. Los arrendamientos en los que una parte importante de los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad son para el arrendador, se clasifican como arrendamientos operativos y los pagos se reconocen como un gasto en resultados durante el plazo del arrendamiento. Pagos contingentes se reconocen como gastos cuando se incurren.
4.12. Activos clasificados como mantenidos para la venta Activos no corrientes y posibles pasivos asociados son clasificados como mantenidos para la venta si su valor contable se recuperará fundamentalmente a través de la venta. La Compañía ha aprobado un plan de desinversión y está considerando oportunidades de desinversión en sus diversas áreas de actuación. La cartera de desinversiones es dinámica, porque el desarrollo de las transacciones depende de las condiciones de negociación y de mercado y puede cambiar dependiendo de los cambios en el ambiente externo y el análisis continuo de los negocios de la Compañía. Para la Compañía, la condición para la clasificación como mantenidos para la venta solamente se logra cuando la venta es aprobada por la Administración, el activo está disponible para la venta inmediata en su condición actual y existe la expectativa de que la venta se produce dentro de los 12 meses después de la clasificación como disponible para la venta. Sin embargo, en casos en que el incumplimiento con el período de hasta 12 meses, es comprobado que el retaso es causado por hechos o circunstancias fuera del control de la Compañía y si aún hay suficiente evidencia de la alienación, la clasificación se puede mantener. Estos activos y sus pasivos asociados deben ser medidos al menor valor entre el valor contable y el valor razonable neto de los gastos de ventas. Los activos y pasivos relacionados se muestran en forma separada en el balance general.
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4.13. Desmantelamiento de áreas Los costos de desmantelamiento de áreas representan los gastos futuros estimados relacionados con la obligación legal de realizar la restauración ambiental, desmantelar y remover una instalación porque se cierra las operaciones debido al agotamiento de la zona o las condiciones económicas. Cuando una obligación legal futura existe y puede estimarse de confianza, los costos relacionados con el abandono y desmantelamiento de áreas se reconocen como parte del costo de los activos fijos que les dieron origen por su valor presente, obtenido a través de una tasa de descuento ajustada al riesgo. Una prestación equivalente es reconocida como un pasivo de la Compañía. Las estimativas de los costos de desmantelamiento de las áreas se revisan anualmente y se amortizan sobre la misma base de los activos principales. Los intereses incurridos para la actualización de la provisión se clasifican como gastos financieros. Las obligaciones futuras con el desmantelamiento de las áreas de producción de petróleo y gas natural se registran en el momento de la declaración de comercialidad de cada campo de producción, con la revisión anual de las estimaciones.
4.14. Provisiones, activos y pasivos contingentes Las provisiones se reconocen cuando se tiene una obligación presente como resultado de un evento pasado y es probable que vaya a ser necesaria una salida de recursos que incorporen beneficios económicos para liquidar la obligación, cuyo monto puede estimarse con fiabilidad. Los activos contingentes no se reconocen en los estados financieros excepto cuando la realización del ingreso es virtualmente segura. Los pasivos contingentes no son reconocidos en el balance, pero están sujetos a la revelación en las notas explicativas cuando es posible la probabilidad de salida de recursos, incluyendo aquellos cuyos valores no puede estimarse.
4.15. Impuesto sobre la renta y contribución social Los gastos por impuesto a la renta y contribución social para el período comprenden los impuestos corrientes y diferidos.
Impuesto sobre la renta y contribución social corrientes Para fines de verificación del impuesto a las ganancias y de la contribución social sobre la ganancia corriente, la Compañía adoptó y aplicó las disposiciones de la Ley 12.973/14 a partir del año 2015. La dicha ley revocó el Régimen Tributario de Transición (RTT), y sus efectos se presentan en la nota 21. Impuesto a la renta y contribución social corrientes se calculan en base a la renta imponible en tasas vigentes el final del período que se informa. Impuesto sobre la renta y contribución social corrientes se presentan netos, por contribuyente, cuando existe el derecho de compensar los importes reconocidos y cuando hay intención de liquidar los valores netos, o de realizar el activo y liquidar el pasivo simultáneamente.
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Impuesto a la renta y contribución social diferidos El impuesto sobre la renta y la contribución social diferidos son calculados sobre las diferencias temporales apuradas entre las bases fiscales de activos y pasivos y sus valores contables, en la fecha del período que se está siendo reportado. Los impuestos diferidos activos sólo se reconocen en proporción a la probabilidad de que habrá ganancias fiscales futuras, contra el que se pueden utilizar las diferencias temporales. Cuando hay activo por impuesto diferido neto, una situación que se ocurre cuando el valor de los activos por impuestos diferidos es superior al importe reconocido como un pasivo por impuesto diferido, relacionados a la misma entidad tributaria, el reconocimiento se basa en estudio técnico de rentabilidad futura aprobado por la Administración de la Compañía. El impuesto sobre la renta y contribución social diferidos son calculados aplicando las tasas (y legislación fiscal) que se encontran en vigor al cierre del período reportado, aplicadas cuando los respectivos activos y pasivos diferidos se realizan o se liquidan. El impuesto sobre la renta y la contribución social diferidos se presentan netos, por contribuyente, cuando existe el derecho de compensar los activos fiscales corrientes con los pasivos fiscales corrientes, y los activos fiscales diferidos y los pasivos fiscales diferidos están relacionados con tributos sobre la renta lanzados por la misma autoridad fiscal en la misma entidad tributable.
4.16. Beneficios a los empleados Los compromisos actuariales con los planes de pensiones y jubilación de beneficios definidos y la asistencia médica se acumulan con base en el cálculo actuarial elaborado anualmente por un actuario independiente, de acuerdo con el método de crédito unitario proyectado, neto de los activos del plan, cuando aplicable. Las premisas actuariales incluyen estimaciones demográficas y económicas, las estimaciones de los gastos médicos, así como los datos históricos sobre los costos y contribuciones de los empleados. El método de crédito unitario proyectado considera cada período de servicio como un hecho generador de una unidad adicional de beneficio, que se acumulan para el cálculo de la obligación final. Cambios en el pasivo de beneficio definido neto se reconocen cuando se incurre de la siguiente manera: i) el costo del servicio y el interés neto, en los ingresos del ejercicio, y ii) las nuevas mediciones en otros resultados integrales. El coste del servicio comprende: i) el costo de servicio corriente, que es el aumento en el valor actual de las obligaciones por beneficios definidos del servicio del empleado en el período actual, ii) el costo de servicio pasado, que es el cambio en el valor actual de obligación por beneficios definidos por los servicios prestados por los empleados en periodos anteriores , resultantes del cambio (introducción, modificación o cancelación de un plan de beneficios definidos) o reducción (una reducción significativa, por la entidad, en el número de empleados cubiertos por un plan), y iii) cualquier ganancia o pérdida en la liquidación (settlement) . Intereses netos sobre el importe neto de pasivo de beneficio definido es el cambio, en el periodo, del valor neto de los pasivos de beneficios definidos resultante del pasar del tiempo. Nuevas mediciones del valor neto del pasivo de beneficio definido reconocidas en el patrimonio neto, en otros resultados integrales, comprenden: i) las ganancias y pérdidas actuariales, y ii) rendimiento de los activos del plan, menos los ingresos por intereses devengados por estos activos. La Compañía contribuye para los planes con características de contribución definida, cuyos porcentajes se basan en la nómina de pagos, siendo estas contribuciones llevadas al resultado cuando realizadas.
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4.17. Capital Social y Compensación de Accionistas Nuestro capital social comprende acciones ordinarias y preferidas. Los costos incrementales directamente atribuibles a la emisión de acciones se clasifican como transacciones de capital y se muestra (neto de impuestos) en el patrimonio como una deducción de los ingresos. Cuando propuesta por la Compañía, la remuneración a los accionistas se da en forma de dividendos y/o intereses sobre el capital propio, de acuerdo con los límites establecidos en ley y en el estatuto social de la Compañía. El beneficio fiscal de los intereses sobre el capital propio es reconocido en los resultados del ejercicio.
4.18. Otros resultados integrales Se clasifican como otros resultados integrales los ajustes resultantes de cambios en el valor razonable sobre activos financieros disponibles para la venta, el hedge de flujo de efectivo y las ganancias y pérdidas actuariales en planes de pensión y salud con beneficio definido, así como el ajuste acumulado de conversión.
4.19. Subvenciones del gobierno Una subvención del gobierno se reconoce cuando hay garantías razonables de que se recibirá la concesión y la Compañía cumplirá con las condiciones para su concesión. Cuando se hace referencia a un elemento de gasto, el beneficio es reconocido como ingresos durante el período de disfrute, de manera sistemática, en relación con los costos que beneficien pretende compensar. Cuando se refiere a un activo, el beneficio se reconoce como en el pasivo como ingresos diferidos, se reconocen a resultados valores iguales a lo largo de la vida útil esperada de la partida correspondiente
4.20. Reconocimiento de ingresos, costos y gastos Los ingresos se reconocen cuando es probable que se generaran los beneficios económicos para la Compañía y cuando su valor puede ser valorado de forma fiable, incluyendo el valor razonable de la contraprestación recibida o por recibir para la venta de bienes y servicios, netos de devoluciones, descuentos, y los impuestos sobre las ventas. Los ingresos procedentes de ventas de petróleo, derivados, gas natural, biocombustibles y otros productos relacionados, se reconocen en el resultado cuando los riesgos y beneficios más significativos inherentes al producto se transfiere al comprador, que generalmente ocurre en cuando pasa título legal al cliente, conforme a los términos de los contratos de venta. Los ingresos por ventas de mercancías y otros servicios prestados son reconocidos basados en la etapa de realización de la transacción. Gastos e ingresos financieros incluyen principalmente los ingresos de interés en inversiones financieras y los títulos públicos, los costes por intereses de financiación, valoración de ganancias y pérdidas con el valor razonable, según la clasificación del título, además de divisas y las variaciones monetarias, netas. Gastos financieros excluyen los costos de préstamos que son capitalizados como parte del coste del activo. Los ingresos, costos y los gastos se contabilizan por el régimen de competencia.
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5. Estimaciones y juicios En la elaboración de los estados financieros consolidados es necesario utilizar estimaciones y juicios para ciertas operaciones y su impacto en los activos, pasivos, ingresos y gastos. Las hipótesis utilizadas son basadas en la experiencia histórica y otros factores considerados relevantes, revisados periódicamente por la Administración, cuyos resultados reales pueden diferir de los valores estimados. A continuación son presentadas informaciones solamente sobre prácticas contables y estimativas que requieren un alto grado de juicio o complejidad en su aplicación y que pueden afectar materialmente la situación financiera y los resultados de la Compañía:
5.1. Reservas de petróleo y gas natural Las reservas de petróleo y gas natural se calculan teniendo por base informaciones económicas, geológicas y de ingeniería, tales como registros de pozos, datos de presión y datos de las muestras de los fluidos de perforación. Los volúmenes de reservas son utilizados para el cálculo de las tasas de depreciación, depleción y amortización en el método de unidades producidas y en el teste de recuperación de activos (impairment). La determinación de la estimativa del volumen de reservas requiere juicio significativo y está sujeta a revisiones, al menos anualmente, realizadas a partir de la reevaluación de datos existentes y/o nueva información disponible relativa a la producción y la geología de los yacimientos, así como cambios en los precios y costos utilizados. Las revisiones también pueden resultar de cambios significativos en la estrategia de desarrollo de la Compañía, o de la capacidad de producción de equipos e instalaciones. La Compañía determina las reservas de acuerdo con los criterios SEC (Securities and Exchange Commission) y ANP/SPE (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural e Biocombustibles-ANP/Society of Petroleum Engineers-SPE). Las principales diferencias entre los criterios ANP/SPE y SEC son: los precios de venta, ya que en el criterio ANP/SPE se utilizan precios de proyección de la empresa, mientras para el criterio SEC debe ser considerado el precio medio del primer día laboral de los últimos doce meses; y el permiso de ANP de considerar volúmenes allá del plazo de concesión, para el criterio ANP/SPE. Por el criterio SEC, sólo se estiman las reservas probadas, mientras que en el criterio SPE son estimadas las reservas probadas y no probadas. De acuerdo con las definiciones establecidas por SEC, reservas probadas son las cantidades estimadas cuyos datos de ingeniería y geológicos demuestran, con razonable certeza, su recuperación en el futuro, a partir de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas y operativas existentes (precios y costos en la fecha que la estimación se hace). Reservas probadas se dividen en desarrolladas y no desarrolladas. Reservas probadas desarrolladas son las que se pueden recuperar a través de pozos existentes, con equipos y métodos presentes. Aunque la Compañía entienda que las reservas probadas serán producidas, las cantidades y los plazos de recuperación pueden ser afectados por varios factores, incluyendo la conclusión de los proyectos de desarrollo, la performance de los embalses, aspectos regulatorios y cambios significativos en los niveles de precio de petróleo y gas natural a largo plazo. Más información sobre las reservas es presentada en las informaciones complementarias a la exploración y producción de petróleo y gas natural.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
a)
Impacto de las reservas de petróleo y gas natural en la depreciación, depleción y amortización
Depreciación, depleción y amortización se miden con base en estimaciones de reservas elaboradas por profesionales especializados de la Compañía, de acuerdo con las definiciones establecidas por la SEC. Revisiones de las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de la Compañía impactan de modo prospectivo los valores de depreciación, depleción y amortización alocados en los resultados y los valores contables de activos de petróleo y gas natural. Por lo tanto, mantenidas las demás variables constantes, una reducción en la estimativa de reservas probadas aumentaría, de forma prospectiva, el valor de gastos con depreciación, depleción y amortización, mientras que un aumento en las reservas resultaría, de forma prospectiva, en una reducción en el valor de gastos con depreciación, depleción y amortización. Más información sobre depreciación, amortización y agotamiento se presentan en notas explicativas 4.8 y 12.
b)
Impacto de las reservas de petróleo y gas y de los precios en la realización del análisis de pérdida de valor
Para evaluar la recuperabilidad de los activos relacionados con la exploración y desarrollo de petróleo y gas natural, la Compañía utiliza el valor en uso, de acuerdo con la nota explicativa 4.10. En general, los análisis se basan en reservas probadas y reservas probables de acuerdo con los criterios establecidos por la ANP/SPE. La gestión de la Compañía realiza evaluaciones continuas de los activos, analizando su recuperabilidad, para las cuales utiliza estimativa de volúmenes de reservas de petróleo y gas natural, además de los precios futuros estimados de petróleo y gas natural. Exploración y producción de petróleo y gas de los activos se prueban por deterioro anualmente, independientemente de si existe algún indicio de deterioro. Los mercados de petróleo y gas natural tienen una significativa historia volatilidad de los precios y, aunque en ocasiones puede haber una disminución significativa, los precios en el largo plazo, tienden a permanecer dictado por la oferta del mercado y fundamentos de la demanda. Por lo tanto, las pruebas de deterioro de activos (impairment) no sólo utilizan los precios a largo plazo según lo previsto en la planificación, el presupuesto y en las decisiones de inversión de capital de la Compañía, que se consideran estimaciones razonables en relación con los indicadores del mercado y las experiencias pasadas, sino también en cuenta la volatilidad a corto plazo en los precios del petróleo para determinar los primeros años del valor de uso. Reducciones en los precios futuros de petróleo y gas natural, que sean consideradas tendencia de largo plazo, así como los efectos negativos provenientes de cambios significativos en los volúmenes de las reservas, en la curva de producción esperada, en los costos de extracción o en las tasas de descuento, pueden ser indicios de la necesidad de realización de un teste de recuperabilidad de los activos (impairment). Más información acerca de los activos relacionados con la exploración y desarrollo de petróleo y gas natural son presentadas en las notas explicativas 4.8 y 12.
5.2. Definición de las unidades generadoras de efectivo para los testes de recuperabilidad de los activos (impairment) La definición de las unidades generadoras de efectivo - UGEs implica juicios y evaluación por parte de la Administración, con base en su modelo de negocio y gestión.
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Cambios en las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) identificadas por la Compañía pueden resultar en pérdidas o reversiones adicionales en la recuperación de activos. Esto puede ocurrir una vez que la revisión de factores de inversiones, estratégicos u operacionales puede resultar en cambios en las interdependencias entre activos y, consecuentemente, en la agregación o desagregación de activos que pertenecían a determinadas UGEs. Las premisas utilizadas fueron: a)
b)
UGEs del área de Exploración y Producción: i)
UGE - campo o polo de producción de petróleo y gas, compuesto por un conjunto de activos vinculados a la exploración y al desarrollo de la producción en el área en Brasil y el exterior. El 31 de diciembre de 2015, la Compañía revisó la composición del polo Centro-Sul, vinculado a la Unidad Operacional de la Cuenca de Campos (UO-BC), productor de petróleo con gas asociado, excluyendo algunos campos que pasaron a ser testados en separado. Esta exclusión se debe: i) al inicio de la fase de interrupción de producción del Campo de Bicudo; (ii) al proceso de enajenación de los Campos de Bijupirá y Salema; y iii) la revisión de la planificación del flujo de gas del polo, desconsiderando la necesidad de inyección de gas para garantizar la producción de petróleo, debido a la gran demanda del producto por parte del mercado de generación termoeléctrica, con la consecuente exclusión de los Campos de Espadarte, Linguado, Badejo, Pampo, Trilha, Tartaruga Verde y Tartaruga Mestiça; y
ii)
UGE Plataforma de perforación, cada equipo de perforación representa una unidad generadora de efectivo.
UGEs del área de Abastecimiento: i)
UGE Abastecimiento: conjunto de activos que comprende las refinerías, terminales y ductos, así como los activos logísticos operados por Transpetro. La definición de la UGE Abastecimiento es basada en el concepto de integración y optimización de resultados. Así que las indicaciones de la planificación y las operaciones de los activos pueden privilegiar una determinada refinería frente otra, buscando maximizar el desempeño global de la UGE, siendo los oleoductos y terminales partes complementarias e interdependientes de los activos de refinación, con el objetivo común de atender al mercado. Durante el trimestre finalizado el 31 de diciembre 2014, ante de una serie de condiciones que incluyen: a) postergación de los proyectos do Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (Comperj) y 2º tren de refino de Refinería Abreu e Lima (RNEST); c) la reducción de los ingresos operacionales debido a la disminución de los precios del petróleo en el mercado internacional; c) la depreciación del real; d) las dificultades de acceso a los mercados de capitales; y e) la insolvencia de contratistas y proveedores, la Compañía excluyó los activos en construcción en el ámbito de los proyectos de Comperj y 2º tren de refinación de RNEST de esta UGE, pasando a tratar estos activos como dos UGEs aislados;
ii)
UGE Petroquímica: activos de las plantas petroquímicas de las empresas Petroquímica Suape y Citepe;
iii)
UGE Transporte: la unidad generadora de efectivo de este segmento es definida por los activos de la flota de buques de Transpetro;
iv)
UGE SIX - planta de procesamiento de esquisto; y
v)
Otras operaciones definidas en el nivel más bajo de los activos para los cuales no hay flujos de efectivo identificables en Brasil y en el extranjero.
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c)
UGE del área de Gas y Energía: i)
UGE Gas Natural: conjunto de activos que comprende la malla comercial de gas natural (gasoductos), unidades de procesamiento de gas natural (UPGN), y conjunto de activos de fertilizantes y nitrogenados (plantas industriales). Durante el trimestre terminado en 31 de diciembre de 2014, después de la interrupción de las obras de la Unidad de Fertilizantes Nitrogenados III (MS), la Compañía rescindió el contrato debido al bajo rendimiento del Consorcio UFN III. Después de esta paralización, la Compañía decidió reevaluar su calendario de implantación, postergando las acciones necesarias para la contratación de nueva empresa para la ejecución del proyecto restante, mientras las medidas de preservación de efectivo de la Compañía son necesarias. Además, durante el año fiscal 2015, el nuevo Plan de Negocios y Gestión de la Compañía - PNG 2015-2019 excluyó del horizonte el proyecto de la Unidad de Fertilizantes Nitrogenados V (UFN V). Como resultado, la Compañía excluyó los activos en construcción del alcance del proyecto de la Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN III) y la Unidade de Fertilizantes Nitrogenados V (UFN V), de esta UGE, que pasaron a ser tratados como UGEs aisladas;
ii)
UGE Energía: conjunto de activos que componen el portfolio de usinas termoeléctricas (UTE); y
iii)
Otras operaciones definidas en el nivel más bajo de los activos para los cuales no hay flujos de efectivo identificables en Brasil y en el extranjero.
d)
UGE del área de Distribución: conjunto de activos de distribución, principalmente las actividades operativas de Petrobras Distribuidora S.A.
e)
UGE del área de Biocombustible (UGE Biodiesel): conjunto de activos que comprende las usinas de biodiesel. La definición de la UGE, con evaluación conjunta de las usinas, refleja el proceso de planificación y realización de la producción, teniendo en cuenta las condiciones del mercado nacional y la capacidad de suministro de cada usina, así como los resultados alcanzados en las subastas y la oferta de materias prima.
Las inversiones en empresas asociadas y negocios conjuntos, incluyendo la plusvalía (goodwill), son testadas individualmente para fines de evaluación de su recuperabilidad. Más informaciones sobre la reducción al valor recuperable de activos son presentadas en las notas explicativas 4.10 y 14.
5.3. Plan de pensión y otros beneficios posteriores Las obligaciones actuariales y los costos con los planes de prestación definida de pensiones de jubilación y de atención de la salud dependen de una serie de supuestos económicos y demográficos. Entre las principales utilizadas están: - Tasa de descuento – comprende la curva de inflación proyectada, basada en el mercado, más intereses reales determinados por medio de una tasa equivalente que combina el perfil de vencimientos de las obligaciones de pensiones y de salud con el futuro de la curva de rendimiento de los bonos de plazo más largo del gobierno brasileño. - Tasa de variación de los gastos médicos y hospitalarios - representada por la proyección de tasa de crecimiento de los costos médicos y hospitalarios, basada en el histórico de desembolsos para cada individuo (per capita) de la Compañía en los últimos cinco años, que se iguala a la tasa de inflación general de la economía en el plazo de 30 años.
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Éstas y otras estimaciones se revisan anualmente y pueden diferir de los resultados reales debido a los cambios en las condiciones económicas y de mercado, además del comportamiento de las premisas actuariales. El análisis de sensibilidad de las tasas de descuento y de los cambios en los costos médicos y hospitalarios, así como información adicional de las premisas, se describen en la nota explicativa 22.
5.4. Estimaciones relativas a los litigios y contingencias La Compañía es parte demandada en numerosas acciones judiciales y administrativas, involucrando cuestiones civiles, tributarias, laborales y ambientales provenientes del curso normal de la actividad operativa, cuyas estimaciones para determinar los importes de las obligaciones y la probabilidad de salida de recursos son realizadas por Petrobras, con base en asesoramiento de nuestros asesores legales y en los juzgamientos de la Administración. Información acerca de los procesos y contingencias aprovisionados se presentan en la nota explicativa 30.
5.5. Estimaciones de los costes de las obligaciones de desmantelamiento de áreas Petrobras tiene obligaciones legales de remover equipos y restaurar áreas terrestres o marítimas, al término de las operaciones en los emplazamientos de producción. Las obligaciones más significativas de retiro de activos están relacionadas con la remoción y descarte de las instalaciones en alta mar (offshore) de producción de petróleo y gas natural en Brasil y en el exterior. Las estimativas de costos de futuras remociones y recuperaciones ambientales son realizadas con base en las informaciones actuales sobre costos y planes de saneamiento esperados. Los cálculos de estas estimativas son complejos e involucran juzgamientos significativos, pues las obligaciones ocurrirán en el largo plazo; los contratos y reglamentos tienen descripciones subjetivas acerca de las prácticas de remoción y restauro, y de los criterios a ser atendidos en el exacto momento de la remoción y restauro; y, además, las tecnologías y los costos de remoción de activos cambian constantemente, así como los reglamentos ambientales y de seguridad. La compañía está constantemente conduciendo estudios para incorporar tecnologías y procedimientos para optimizar las operaciones de abandono, considerando las mejores prácticas de la industria. Sin embargo, los plazos y los flujos de efectivo futuros están sujetos a incertidumbres significativas. Más información acerca de las áreas de desmantelamiento se exponen en las notas explicativa 4.13 y 20.
5.6. Impuestos sobre la renta diferidos La Compañía usa juicios para determinar el reconocimiento y el valor de los impuestos diferidos en los estados contables. Los activos por impuestos diferidos se reconocen cuando es probable el ingreso tributable futuro. El impuesto diferido pasivo se reconoce en su totalidad. La determinación del reconocimiento de activos por impuestos diferidos requiere el uso de estimaciones en el Plan de Negocios y Gestión de la Compañía (PNG) para el sistema Petrobras, que es aprobado a cada año por el Consejo de Administración. Este plan contiene las principales hipótesis que apoyan la medición de los ingresos futuros tributables que son: i) el precio del petróleo de tipo Brent; ii) el tipo de cambio; ii) el resultado financiero neto. El movimiento del impuesto sobre la renta diferido y la contribución social diferida se presentan en la nota 21.6.
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5.7. Contabilidad de hedge de flujos de efectivo de las exportaciones El cálculo de las "exportaciones futuras altamente probables" se basa en las exportaciones previstas en el Plan de Negocios y Gestión (PNG) y el Plan Estratégico (PE), lo que representa una parte de las cantidades proyectadas en el PNG, siendo determinadas por la aplicación de porcentaje obtenido cuando se compara la serie histórica de los valores proyectados y la realización efectiva de las exportaciones. Los valores de las exportaciones futuras se recalculan a cada cambio en premisa en la proyección del PNG y el PE. El porcentaje que se aplica a los valores proyectados de exportación es revisado al menos una vez al año. La estimación de los valores proyectados de exportación utilizados en los planes de negocio es resultado de un modelo de optimización de las operaciones y las inversiones de la Compañía, siendo influenciados por varios factores, entre los que podemos destacar las proyecciones de los precios del petróleo y sus derivados, la producción de Petrobras y el consumo en el mercado interno en Brasil. Otras informaciones y análisis de sensibilidades de la contabilidad de hedge de flujos de efectivo de las exportaciones se describen en la nota 33.2.
5.8. Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente Como se describe en la nota explicativa 3, la Compañía bajó US$ 2.527 en el tercer trimestre de 2014, referente a costos capitalizados representando montos pagos en la adquisición de propiedad, planta y equipo en períodos anteriores. Para dar cuenta de estos ajustes, la Compañía desarrolló una metodología que se describe en la nota explicativa 3. Petrobras admite la incertidumbre involucrada en esa metodología de estimación y continuará monitoreando los resultados de las investigaciones en curso y de la disponibilidad de otra información relacionada con el esquema de pagos indebidos y, si se tornar disponible información fidedigna que indique con suficiente precisión que las estimaciones que la Compañía utilizó deberían ser ajustadas, la Compañía evaluará si el ajuste es material y, caso sea, lo reconocerá. Sin embargo, como ya hemos comentado, la Compañía considera que utilizó la metodología más apropiada para determinar los valores de los pagos indebidos capitalizados, y no hay evidencia que indica la posibilidad de un cambio material en los montos bajados.
5.9. Pérdidas en créditos de liquidación dudosa Son monitorizadas regularmente por la Administración, siendo constituidas en monto considerado suficiente para cubrir pérdidas en la realización de cuentas por cobrar. Las evidencias de pérdidas consideradas en la evaluación incluyen: casos de dificultades financieras significativas, incluyendo sectores específicos, cobranza judicial, bancarrota o recuperación judicial, y otros. Más información sobre pérdidas en créditos de liquidación dudosas se presentan en la nota explicativa 8.
6. Adopción de nuevas normas y revisiones a)
IASB – International Accounting Standards Board
Las principales normas emitidas por el IASB que aún no están en vigor y no han tenido la adopción temprana por la Compañía hasta el 31 de diciembre de 2015 son los siguientes:
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) Normas Enmienda al NIIF 11 “Acuerdos Conjuntos”
Enmienda al NIIF 10 “Estados Financieros Consolidados” y al NIC 28 “Inversiones en Empresas Asociadas, en Controlada y en Negocio Conjunto”
NIIF 15 – “Los ingresos procedentes de contratos con clientes”
NIIF 9 - "Instrumentos Financieros"
Descripción
Fecha de vigencia
Determina que la entidad que adquiere una participación en una operación conjunta (NIIF 11 / CPC 19) que cumple con la definición de un negocio (NIIF 3 / CPC 15), registre la adquisición utilizando los mismos principios utilizados en las combinaciones de negocios. Establecen que cuando se vende un activo para, o se contribuye un activo para una asociada o un negocio conjunto, y el activo cumple con la definición de negocio (NIIF 3/CPC 15), la ganancia o pérdida debe ser reconocida en su totalidad por el inversor (con independencia de participación de terceros en la asociada o negocio conjunto). Sin embargo, si la venta o contribución no cumple con la definición de negocio tal como se define en la NIIF 3/CPC 15, cualquier ganancia o pérdida se reconocerá por el inversor en proporción a la participación de terceros en la asociada o negocio conjunto. Establece nuevos principios para el reconocimiento, valoración e información de los ingresos de clientes. Los requerimientos de la NIIF 15 establecen que el ingreso se reconoce cuando el cliente obtiene el control sobre los bienes o servicios vendidos, lo que cambia el modelo actual que se basa en la transferencia de riesgos y beneficios. Además, la nueva norma trae más aclaraciones sobre el reconocimiento de ingresos en los casos complejos. Establece un nuevo modelo de clasificación de los activos financieros, basado en las características de los flujos de efectivo contractuales y en el modelo de negocio de la entidad del activo financiero. Cambia los principios para el reconocimiento de las pérdidas por deterioro (impairment) sufridas para un modelo basado en pérdidas esperadas. Establece nuevos requisitos relacionados con la contabilidad de hedge.
1 de enero de 2016
Pospuesta indefinidamente.
1 de enero de 2018
1 de enero de 2018
Con relación a las enmiendas y nuevas normas listadas anteriormente, la Compañía está evaluando el impacto de la implementación en sus estados financieros consolidados en los próximos años. NIIF 16 - Arrendamientos El 13 de enero de 2016, el IASB emitió la NIIF 16 "Arrendamientos", que será efectiva para los ejercicios que comiencen en o después del 1 de enero de 2019 y sustituirá a la NIC 17 "Arrendamientos" y las interpretaciones correspondientes. La NIIF 16 contiene principios para la identificación, el reconocimiento, la medición, la presentación y la divulgación de arrendamientos, tanto por parte de los inquilinos como de los arrendadores. Entre los cambios para los arrendatarios, la NIIF 16 eliminará la clasificación entre arrendamientos financieros y operativos, requerida por la NIC 17. Así, habrá un único modelo en el que todos los arrendamientos resultarán en el reconocimiento de activos referentes a los derechos de uso de los activos arrendados. Si los pagos previstos en los arrendamientos fueren debidos a lo largo del tiempo, también deberán ser reconocidos pasivos financieros. Para los arrendadores, NIIF 16 mantendrá la clasificación como arrendamientos financieros u operativos, como requiere la NIC 17. En consecuencia, la NIIF 16 no deberá cambiar sustancialmente la forma como se contabilizan los arrendamientos por los arrendadores, en comparación con la NIC 17. La Compañía estima que la adopción de la NIIF 16 puede causar un aumento significativo en los activos y pasivos en su balance general consolidado. Esta evaluación, cuando razonablemente estimada, puede resultar en la necesidad de la Compañía negociar, en ciertos contratos de deuda con el BNDES, cláusulas relacionadas con el nivel de endeudamiento (covenants).
b)
Legislación Tributaria
El 30 de diciembre de 2015, el Estado de Río de Janeiro publicó dos nuevas Leyes que elevan, a partir de marzo de 2016, la presión fiscal sobre todo el sector de petróleo, tal como se define a continuación:
F-33
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
• Ley N ° 7182 - crea la Tasa de Control, Seguimiento y Fiscalización de las actividades de Investigación, de Labra, Exploración y Utilización de Petróleo y Gas (Taxa de Controle, Monitoramento e Fiscalização das Atividades de Pesquisa, Lavra, Exploração e Aproveitamento de Petróleo e Gás - TFPG) que se grava por barril de petróleo o unidad equivalente de gas natural extraído en el estado de Río de Janeiro; y • Ley N ° 7183 - establece el cobro de IVA a la tasa del 18% en operaciones de movimiento de petróleo desde los pozos de extracción. La Compañía considera que las dos Leyes no son jurídicamente sostenibles y por esta razón cuestionará, ante el Supremo Tribunal Federal, la inconstitucionalidad de estas Leyes.
7. Efectivo y equivalentes al efectivo y Títulos y valores mobiliarios Efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y bancos Inversiones financieras de corto plazo - En Brasil Fondos de inversión DI y transacciones compromisadas Otros fondos de inversión - En el Exterior Time deposits Auto Invest Otras inversiones Total de las inversiones financieras de corto plazo Total de efectivo y equivalentes al efectivo
31.12.2015
31.12.2014
808
709
922 11 933
1.999 41 2.040
13.276 8.828 1.213 23.317 24.250 25.058
8.700 3.573 1.633 13.906 15.946 16.655
Los fondos de inversión en Brasil tienen sus fondos invertidos en títulos públicos brasileños y tienen liquidez inmediata. Las inversiones extranjeras consisten en depósitos a plazo con plazos de hasta tres meses, en otras aplicaciones con liquidez diaria llamada Auto Invest, y otros instrumentos de renta fija de corto plazo, realizados con las principales instituciones. Títulos y valores mobiliarios 31.12.2015
Para negociación Disponibles para la venta Mantenidos hasta el vencimiento Corriente No corriente
31.12.2014
En Brasil
En el exterior
Total
En Brasil
En el exterior
Total
779 5 69 853 779 74
− 1 14 15 1 14
779 6 83 868 780 88
2.690 2 102 2.794 2.690 104
− 19 6.619 6.638 6.633 5
2.690 21 6.721 9.432 9.323 109
Los títulos para negociar se refieren principalmente a inversiones en Bonos del Gobierno brasileño y los valores mantenidos hasta el vencimiento se compone de depósitos a plazo con las instituciones financieras de alta calificación. Estas inversiones financieras tienen vencimientos de más de 3 meses e se clasifican como activos corrientes debido a la expectativa de su realización o vencimiento en el corto plazo.
F-34
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
8.
Cuentas por cobrar
8.1. Cuentas por cobrar, netas Clientes Terceros (*) Partes relacionadas Cuentas por cobrar con empresas participadas (19.1) Cuentas por cobrar del sector eléctrico (nota 8.4) Cuentas petróleo y alcohol - Gobierno Federal (nota 19.2) Otras Pérdidas en créditos de liquidación dudosa Corriente No corriente
31.12.2015
31.12.2014
7.262
10.022
533 3.415 219 1.699 13.128 (3.656) 9.472 5.803 3.669
863 2.966 317 2.005 16.173 (3.372) 12.801 7.969 4.832
31.12.2015
31.12.2014
315 180 803 1.735 3.033
823 178 181 1.832 3.014
(*) Reclasificación en 31 de diciembre de 2014 de US$ 605 tal como se detalla en la nota 2.3.
8.2. Cuentas por cobrar vencidas – Terceros Hasta 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 12 meses Más de 12 meses
8.3. Movimiento de las pérdidas en créditos de liquidación dudosa 31.12.2015
31.12.2014
Saldo inicial Adiciones (*) Bajas Reversiones Ajuste acumulado de conversión Saldo final
3.372 2.060 (17) (788) (971) 3.656
1.406 2.484 (2) (128) (388) 3.372
Corriente No corriente
1.690 1.966
1.448 1.924
(*) En 2015, incluye adiciones relativas al: sector eléctrico US$ 1.218 (nota 8.4); pérdidas con multas US$ 374 (nota 25); y sistema térmico interconectado US$ 70.
F-35
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
8.4. Cuentas por cobrar - Sector Eléctrico (Sistema Aislado de Energía) Estimación por deterioro de cuentas por cobrar El 31.12.2014
Recibos
Constitución
Reversión
48
796 77
(662) (114)
(431) −
90 −
654 −
471 130
407 108
(226) (64)
(274) (81)
14 6
2.638
1.388
(1.066)
(786)
427 35
714 211
(437) (230)
−
65
− 6
Partes relacionadas (Sistema Eletrobras) Amazonas Distribuidora 1.989 De Energia Centrais Elétricas do Norte Centrais Elétricas de Rondônia
Otros Cuentas por cobrar, netas Sistema Eletrobras
Transferen- Actualización cias (*) Monetaria
Ventas
CTA
El 31.12.2015
307 −
(747) (10)
1.996 1
− −
37 15
(144) (39)
285 75
110
654
359
(940)
2.357
(290) (42)
459 59
(654) −
36 4
(112) (11)
143 26
(27)
(89)
14
−
47
(1)
9
95 90
(93) (88)
− (11)
− 12
− −
− −
− (3)
2 6
Terceros Cigás Centrais Elétricas do Pará Cia de Eletricidade do Amapá Cia de Energia de Pernambuco - CELPE
Otros Cuentas por cobrar, netas Terceros
468
1.175
(875)
(432)
544
(654)
87
(127)
186
Cuentas por cobrar, netas - Total
3.106
2.563
(1.941)
(1.218)
654
−
446
(1.067)
2.543
Cuentas por cobrar Sistema Eletrobras
2.966
1.388
(1.066)
−
−
956
359
(1.188)
3.415
(-)Estimación por deterioro de cuentas por cobrar
(328)
−
−
(786)
110
(302)
−
248
(1.058)
Cuentas por cobrar, netas Sistema Eletrobras
2.638
1.388
(1.066)
(786)
110
654
359
(940)
2.357
Cuentas por cobrar Terceros
1.851
1.175
(875)
−
−
(956)
87
(509)
773
(1.383)
−
−
(432)
544
302
−
382
(587)
(-)Estimación por deterioro de cuentas por cobrar Cuentas por cobrar, netas Terceros Cuentas por cobrar - Total
(-)Estimación por deterioro de cuentas por cobrar Cuentas por cobrar, netas - Total
468
1.175
(875)
(432)
544
(654)
87
(127)
186
4.817
2.563
(1.941)
−
−
−
446
(1.697)
4.188
(1.711)
−
−
(1.218)
654
−
−
630
(1.645)
3.106
2.563
(1.941)
(1.218)
654
−
446
(1.067)
2.543
(*) Cigas cedió a Petrobras créditos vencidos por el Amazonas Distribuidora de Energia, de acuerdo con contrato comercial.
El 31 de diciembre de 2015, la Compañía tenía cuentas por cobrar del sector eléctrico, neto de pérdidas en créditos de liquidación dudosa, relativos al suministro de oleo combustible, gas natural, energía, entre otros productos, a centrales termoeléctricas (controladas de Eletrobras), concesionarias estatales y productores independientes de energía (PIE), ubicados en el norte de Brasil, por un total de US$ 2.543 (US$ 3.106 el 31 de diciembre de 2014), de los cuales US$ 1.919 fueron clasificados como activos no corrientes. Una parte significativa de los fondos utilizados para la liquidación financiera de estos activos es derivada del fondo del sector denominado Cuenta de Consumo de Combustibles (CCC), que tiene como uno de sus propósitos principales el reembolso parcial de los costos de adquisición de los combustibles utilizados para generar electricidad en el sistema aislado de energía. Sin embargo, varios cambios en la legislación, con el tiempo, imponen restricciones que han reducido las cantidades reembolsadas por la CCC a las plantas termoeléctricas de del sistema aislado que, a su vez, comenzaron a hacer pagos más pequeños que aquellos debidos a la Compañía por el suministro de combustibles para generación de energía eléctrica.
F-36
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
En 2013, la nueva legislación introdujo ajustes significativos en las fuentes de fondos utilizados para subsidiar la generación de energía por las plantas del sistema aislado. La cobertura de los subsidios comenzó a ocurrir a través del fondo del sector de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE), y no sólo por la recaudación directa de cuotas de la CCC. Con esto, el Tesoro Nacional de Brasil debería hacer aportes para cubrir los gastos que antes eran suministrados únicamente por la CCC. Estos aportes, sin embargo, se mostraron insuficientes frente al monto necesario para cubrir los costos de generación térmica de los sistemas aislados de la Región Norte de Brasil. A partir de 2013, el flujo de pagos antes existente de la transferencia de los recursos de la CCC, ya insuficiente para cubrir los costos de adquisición de los combustibles, fue reducido significativamente. Con el crecente aumento de las deudas de las térmicas del sistema aislado, la Compañía intensificó las negociaciones con empresas de servicios públicos estatales, productores independientes de energía (PIE), empresas privadas y filiales de Eletrobras. Delante de este escenario, el 31 de diciembre de 2014, la Compañía y las empresas del Sistema Eletrobras firmaron contratos de reconocimiento de deuda en un monto de US$ 2.202, incluyendo las deudas vencidas hasta el 30 de noviembre 2014, actualizadas por la tasa SELIC, con pagos hechos en 120 cuotas mensuales y sucesivas a partir de febrero de 2015, de los cuales US$ 1.889 tenían garantía real el 7 de mayo de 2015. Esta confesión no estaba en atraso al 31 de diciembre de 2015. A principios de 2015, con el cambio legal y la introducción de la nueva política de tarifas para el sector eléctrico, incluidos los aumentos ya implementados en el primer trimestre, se esperaba una mayor equilibrio financiero de las empresas del sector y por lo tanto la reducción del incumplimiento relativa al suministro de combustibles a partir del segundo trimestre, lo que de hecho no ocurrió. En función del tiempo necesario para que el aumento del valor de las facturas de los consumidores finales de los distribuidores de energía eléctrica proporcione la estabilidad financiera de esas empresas, el flujo de recomposición de fondos de la CCC está ocurriendo más lentamente, lo que viene retrasando los reembolsos por los costos de adquisición de los combustibles suministrados por Petrobras, lo que agrava el incumplimiento de los clientes ante a la Compañía. Con la publicación el 01 de septiembre 2015 de la Resolución Normativa nº 679, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), se esperaba más rápida liberación de fondos, debido a la posibilidad de pago directo por la CCC a la Compañía, relativo al suministro de combustibles realizado en el mes inmediatamente anterior y hasta el 75% del promedio de desembolsos de la CCC de los últimos tres meses, que de hecho no ocurrió, agravando el incumplimiento de esos clientes ante a la Compañía. La Compañía esperaba concluir la firma de los contratos de reconocimiento de deuda y la celebración de nuevos contratos de prenda en garantía de créditos oriundos de la CDE, con base en la autorización gubernamental para la renegociación de la deuda de la CDE con las empresas acreedoras de la CCC, teniendo en cuenta las deudas vencidas en el período comprendido entre el 1 de diciembre de 2014 hasta el 30 de junio de 2015. Sin embargo, dada la imposibilidad de concluir las negociaciones en el tiempo esperado, la Compañía reconoció una provisión para pérdidas en cuentas incobrables, en el estado de resultados del cuarto trimestre de 2015, en el valor de US$ 682, equivalentes a las garantías en proceso de negociación. Delante del expuesto y con base en el juicio de la Administración, la Compañía reconoció en el estado de resultados de 2015, provisión para pérdidas en cuentas incobrables, en el valor de US$ 564 (US$ 1.696 en 2014) como a continuación: - Constitución de provisión para pérdidas en cuentas incobrables, en el monto de US$ 1.218 que incluyen US$ 682 de garantías en negociación, considerando suministros vencidos o a vencer al 31 de diciembre de 2015, sin garantía real, cuyos recibos no ocurrieron; y - Reversión de provisión para pérdidas en cuentas incobrables en el monto de US$ 654, mediante la firma, el 7 de mayo de 2015, de contrato de prenda en garantía de crédito derivado de la CDE, debido a la existencia de un respaldo financiero retenido en cuenta vinculada a contrato comercial.
F-37
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Las negociaciones con Eletrobras para obtener nuevas garantías se mantienen, así como las medidas restrictivas para evitar el crecimiento de los créditos como, por ejemplo, el suministro de productos con pago anticipado, excepto cuando impedido judicialmente.
9. Inventarios Óleo Crudo Derivados del petróleo Intermediarios Gas Natural y GNL (*) Biocombustibles Fertilizantes Materiales, suministros y otros Corriente No Corriente
31.12.2015
31.12.2014
2.895 2.206 612 253 158 61 6.185 1.272 7.457 7.441 16
3.977 4.333 854 358 150 34 9.706 1.806 11.512 11.466 46
(*) Gas Natural Licuado
Los inventarios consolidados se presentan netos de una provisión por el monto de US$ 155 para el ajuste a su valor neto de realización (US$ 150 al 31 de diciembre de 2014), y estos ajustes se derivan principalmente de las fluctuaciones en los precios internacionales del óleo crudo y derivados. Los importes acumulados reconocidos en resultados como costo de ventas fueron de US$ 430 en 2015 (US$ 1.015 en 2014). Una porción de los inventarios de oleo crudo y/o derivados del petróleo fue dada como garantía de los Términos de Compromiso Financiero - TCF, firmados por Petrobras y Petros, en el valor de US$ 1.719 (US$ 2.316 al 31 de diciembre de 2014), como se describe en la nota explicativa 22.1.
10. Ventas e incorporaciones de activos 10.1. Ventas de activos Venta de activos en Argentina El 30 de marzo de 2015, Petrobras Argentina S.A., PESA, vendió todos sus activos situados en la Cuenca Austral, en la provincia de Santa Cruz, a la Compañía General de Combustibles S.A. (CGC) por un monto de US$ 101 millones, recibido en esa fecha, y registró una ganancia de US$ 77 millones, reconocida en otros ingresos. Innova S.A. El 16 de agosto de 2013, el Consejo de Administración de Petrobras aprobó la enajenación del 100% de las acciones de emisión de Innova S.A. para Videolar S.A. y su accionista mayoritario, por el valor de US$ 369, siendo la finalización de la transacción sujeta a ciertas condiciones precedentes, incluyendo la aprobación del Consejo Administrativo de Defensa Económica – CADE. El 30 de octubre de 2014 se completó la operación, según lo dispuesto en el contrato de compra y venta de acciones, y una ganancia de US$ 57 fue registrada en otros ingresos. El 31 de marzo de 2015, ocurrió un pago del ajuste de precio final, conforme establecido contractualmente. En esta fecha, la Compañía recibió el monto de US$ 78, reconocido en otros gastos netos.
F-38
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Venta de Participación en Gaspetro El 28 de diciembre de 2015 Petrobras celebró el cierre de la operación de venta de la participación del 49% en Petrobras Gás S.A. (Gaspetro) a Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda (Mitsui-Gás). El 23 de octubre de 2015, la operación fue concluida con el pago de US$ 495 realizado por Mitsui-Gás, después del cumplimiento de todas las condiciones precedentes previstas en el Contrato de Compra y Venta de Acciones, incluyendo la aprobación definitiva y sin restricciones del Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE), con el registro de US$ 257 (US$ 170 neto de impuestos) como aporte adicional de capital, ya que Petrobras mantiene el control accionario. Fueron propuestas acciones judiciales cuestionando la transacción, todavía no habiendo, sin embargo, cualquier decisión definitiva que comprometa la conclusión de la operación. Petrobras aclara que está promoviendo su defensa en la forma de la ley.
10.2. Incorporaciones El 30 de enero de 2015, la Asamblea General Extraordinaria de Petrobras aprobó la incorporación de controladas a su patrimonio, sin aumento de capital: Arembepe Energia S.A. y Energética Camaçari Muricy S.A. La incorporación de esas empresas tiene como objetivo simplificar la estructura societaria de la Compañía, minimizar costos y capturar sinergias. Estas operaciones no afectaron a los estados financieros consolidados de la Compañía.
10.3. Activos clasificados como mantenidos para venda El 31 de diciembre de 2015, la Compañía clasificó el monto de US$ 152 como activos mantenidos para venta (US$ 5 en 2014), incluyendo US$ 150 referentes a los campos de producción Bijupirá y Salema, y US$ 2 a sondas de perforación PI, PIII y PIV (US$ 5 en 2014). En adición, el monto de US$ 125 clasificado como pasivos asociados a activos mantenidos para venta se refiere a la provisión para desmantelamiento de los campos Bijupirá y Salema. La evaluación de estos activos resultó en el reconocimiento de Impairment, conforme divulgado en la nota explicativa 14.3. El 26 de febrero de 2016, los contratos de venta de las concesiones de los campos de Bijupirá y Salema fueron rescindidos conforme divulgado en la nota explicativa 35. Así, los valores referentes a estos campos serán reclasificados para el activo de propiedad, planta y equipo, y para provisión de desmantelamiento de áreas el ejercicio de 2016.
F-39
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
11. Inversiones 11.1. Informaciones sobre las subsidiarias directas, negocios conjuntos y asociadas Principal segmento de % Participación negocios de Petrobras
% votante de capital
Patrimonio neto (pasivo a descubierto)
Ganancia (pérdida) neta del ejercicio
País
100,00 100,00
20.035 2.542
(1.017) (348)
Países Bajos Brasil
99,98 99,98 Petrobras Transporte S.A. - Transpetro 100,00 100,00 Petrobras Logística de Exploração e Produção S.A. - PB-LOG 100,00 100,00 Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG 100,00 100,00 Petrobras Gás S.A. - Gaspetro 51,00 51,00 Petrobras Biocombustível S.A. - PBIO 100,00 100,00 Petrobras Logística de Gás - Logigás 100,00 100,00 Liquigás Distribuidora S.A. 100,00 100,00 Araucária Nitrogenados S.A. 100,00 100,00 Termomacaé Ltda. 99,99 99,99 Braspetro Oil Services Company - Brasoil (i) 100,00 100,00 Breitener Energética S.A. 93,66 93,66 Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco S.A. - CITEPE 100,00 100,00 Termobahia S.A. 98,85 98,85 Companhia Petroquímica de Pernambuco S.A. - PetroquímicaSuape 100,00 100,00 Baixada Santista Energia S.A. 100,00 100,00 Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN 99,91 99,91 Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII 99,00 99,00 Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro 99,95 99,95 Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda 100,00 100,00 5283 Participações Ltda. 100,00 100,00 Downstream Participações Ltda. 99,99 99,99 Operaciones conjuntas Fábrica Carioca de Catalizadores S.A. - FCC Abastecimiento 50,00 50,00 Ibiritermo S.A. Gas & Energía 50,00 50,00 Empresas no consolidadas Negocios conjuntos Logum Logística S.A. Abastecimiento 20,00 20,00 Cia Energética Manauara S.A. Gas & Energía 40,00 40,00 Petrocoque S.A. Indústria e Comércio Abastecimiento 50,00 50,00 Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. Abastecimiento 33,20 33,33 Brasympe Energia S.A. Gas & Energía 20,00 20,00 Brentech Energia S.A. Gas & Energía 30,00 30,00 Metanol do Nordeste S.A. - Metanor Abastecimiento 34,54 34,54 Eólica Mangue Seco 4 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 49,00 49,00 Eólica Mangue Seco 3 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 49,00 49,00 Eólica Mangue Seco 1 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 49,00 49,00 Eólica Mangue Seco 2 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gas & Energía 51,00 51,00 Companhia de Coque Calcinado de Petróleo S.A. - Coquepar Abastecimiento 45,00 45,00 Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS Biocombustibles 50,00 50,00 Asociadas Sete Brasil Participações S.A. E&P 5,00 5,00 Fundo de Investimento em Participações de Sondas - FIP Sondas E&P 4,59 4,59 Braskem S.A. Abastecimiento 36,20 47,03 UEG Araucária Ltda. Gas & Energía 20,00 20,00 Deten Química S.A. Abastecimiento 27,88 27,88 Energética SUAPE II Gas & Energía 20,00 20,00 Termoelétrica Potiguar S.A. - TEP Gas & Energía 20,00 20,00 Nitroclor Ltda. Abastecimiento 38,80 38,80 Bioenergética Britarumã S.A. Gas & Energía 30,00 30,00 (i) Empresas con sede en el exterior con los estados financieros preparados en moneda extranjera. (ii) Participación del 0,0187% de 5283 Participações Ltda. (participación del 11,88%, en 2014, diluída por los aportes de Petrobras). (iii) Operaciones en el extranjero en las áreas de E&P, Abastecimiento, Gas & Energía y Distribución.
2.003 1.359 893 832 478 288 282 241 216 184 160 166 145 124 103 75 26 17 8 4 − (1)
(643) 310 232 (738) 147 (258) 13 34 24 45 10 26 (246) 25 (243) 7 8 (19) 1 2 103 −
Países Bajos Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Islas Caimán Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil
63 51
11 18
Brasil Brasil
81 38 35 23 20 20 13 11 10 9 9 2 −
(65) 10 10 5 2 3 (1) 1 − − − − −
Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil
887 867 518 220 88 60 17 − −
(1.485) (1.886) 943 73 31 26 1 − −
Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil Brasil
Subsidiarias y controladas Petrobras Netherlands B.V. - PNBV (i) Petrobras Distribuidora S.A. - BR Petrobras International Brasero - PIB BV (i) (ii)
E&P Distribución Varios segmentos (iii) Abastecimiento E&P Gas & Energía Gas & Energía Biocombustibles Gas & Energía Abastecimiento Gas & Energía Gas & Energía Corporativo Gas & Energía Abastecimiento Gas & Energía Abastecimiento Gas & Energía Gas & Energía E&P Corporativo Gas & Energía Corporativo Corporativo
F-40
100,00 100,00
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
11.2. Inversiones en asociadas y controladas en conjunto
Saldo al 31.12.2014
Petrobras Oil & Gas B.V. - PO&G Braskem S.A. Distribuidoras de gas natural de los estados Participadas en Venezuela Guarani S.A. Nova Fronteira Bionergia S.A. Otras participadas del sector petroquímico Compañia Mega S.A. - MEGA Compañia de Inversiones de Energia S.A. - CIESA UEG Araucária Ltda Sete Brasil Participações FIP - Sondas Otras asociadas Otras inversiones
Reorganizacio Resultados de Adquisición y nes, reducción participación contribución de capital y en inversiones de capital otros (*)
Otros resultados incluyentes
Dividendos e interés sobre el capital propio
Saldo al 31.12.2015
1.714 1.711
− −
− −
(32) 317
63 (458)
(104) (658)
(96) (107)
1.545 805
340 312 518 163
− − − −
− − − −
54 (101) (66) 9
(109) 19 (169) (53)
− (12) (84) −
(34) − (5) −
251 218 194 119
66 31
− 9
− −
12 27
(22) (22)
− −
(11) −
45 45
68 73 144 137 459 17 5.753
− 8 24 21 46 − 108
− − − − 7 − 7
(3) 1 (107) (111) (177) − (177)
(21) (20) (55) (43) (107) (5) (1.002)
− − (4) − 1 − (861)
− (19) (2) (4) (23) − (301)
44 43 − − 206 12 3.527
En el año de 2015, pérdidas en inversiones en el grupo Sete Brasil (Sete Brasil y FIP Sondas), en el monto de US$ 326, fueron reconocidas en el resultado de equivalencia patrimonial. Parte de estas pérdidas fue reconocida directamente por Petrobras en sus inversiones, conforme nota explicativa 14.2.2. Estas pérdidas reflejan el deterioro de la situación económica y financiera del grupo Sete Brasil, la interrupción de gran parte de las obras del proyecto, así como del escenario de incertidumbre sobre las alternativas de continuidad del proyecto.
11.3. Inversiones en empresas con acciones negociadas en las bolsas Cotización en la bolsa de valores (US$ por acción)
Lote de mil acciones
Empresa Controlada indirecta Petrobras Argentina S.A.
Asociada Braskem S.A. Braskem S.A.
Valor de mercado
31.12.2015
31.12.2014
Tipo
31.12.2015
31.12.2014
31.12.2015
31.12.2014
1.356.792
1.356.792
Ordinaria
0,61
0,65
827 827
879 879
212.427 75.793
212.427 75.793
Ordinaria Preferida A
4,07 7,07
4,07 6,59
866 536 1.402
864 499 1.363
El valor de mercado de esas acciones no refleja, necesariamente, el valor de realización de un lote representativo de acciones.
11.4. Accionistas no controlantes La participación total de los accionistas no controladores en el patrimonio de la Compañía es de US$ 819 (US$ 706 en 2014), de los cuales US$ 367 son atribuibles a los accionistas no controlantes de PESA – Petrobras Argentina S. A. y US$ 234 son atribuibles a los accionistas no controlantes de Gaspetro. A continuación están presentadas sus informaciones contables resumidas:
F-41
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) Petrobras Argentina S.A.
Activo Activo Realizable a largo plazo Inversiones Propiedad, Planta y Equipo Otros activos realizables a largo plazo Pasivo Pasivo no corriente Patrimonio neto Ingresos de ventas Ganancia neta Variación neta del efectivo y equivalentes de efectivo
Gaspetro
2015
2014
2015
795 72 276 1.084 3 2.230 541 571 1.118 2.230 243 119 71
1.008 83 408 1.355 2 2.856 689 692 1.475 2.856 145 43 118
81 59 303 1 80 524 18 27 479 524 208 147 (165)
Petrobras Argentina S.A. es una empresa integrada de energía con operaciones principales en Argentina, y una subsidiaria indirecta de Petrobras, a través de PIBBV, que posee el 67,19% de participación en esta compañía. Gaspetro es una controlada de Petrobras con participaciones societarias en varias distribuidoras estatales de gas natural. Petrobras concluyó la venta del 49% de su participación en Gaspetro el 28 de diciembre de 2015, como se describe en la Nota 10.1.
11.5. Información resumida de los negocios conjuntos y asociadas La Compañía invierte en controladas en conjunto y asociadas en Brasil y en el exterior, cuyas actividades están relacionadas a empresas petroquímicas, distribuidoras de gas, biocombustibles, termoeléctricas, refinerías y otras. Las informaciones financieras resumidas son las siguientes: 2015 Emprendimientos controlados en conjunto En el En Brasil PO&G (*) exterior
Activo corriente Activo no corriente Propiedad, planta y equipo Otros activos no corrientes Pasivo corriente Pasivo no corriente Patrimonio neto Participación de los accionistas no controlantes Ingresos operativos netos Ganancia (Perdida) neta del ejercicio Porcentaje de participación - %
2014 Emprendimientos controlados en conjunto En el En Brasil PO&G (*) exterior
En Brasil
Asociadas En el exterior
En Brasil
Asociadas En el exterior
1.106 343
934 50
327 21
5.358 2.697
2.240 199
1.474 438
1.033 17
314 23
10.701 2.695
2.241 210
1.206
2.790
488
9.599
1.815
1.598
2.527
487
12.207
3.600
554 3.209 1.331 640 1.108
4 3.778 228 1.327 2.223
4 840 213 303 178
2.831 20.485 4.880 12.522 3.268
78 4.332 3.607 1.057 (332)
753 4.263 1.841 732 1.681
14 3.591 288 1.134 2.169
4 4.828 215 304 159
4.342 29.945 6.795 13.425 9.779
79 6.130 3.482 992 1.656
130 3.209
− 3.778
146 840
(185) 20.485
− 4.332
9 4.263
− 3.591
150 4.828
(55) 29.945
− 6.130
3.825
1.928
284
15.805
167
5.583
2.175
316
22.540
189
155
209
47
1.036
(1.398)
144
236
16
769
331
20 a 83%
50%
34 a 50%
5 a 49%
11 a 49%
20 a 83%
50%
34 a 50%
5 a 49%
11 a 49%
(*) Petrobras Oil & Gas (PO&G) es un negocio conjunto con sede en los Países Bajos, con un 50% de participación de Petrobras International BV (PIBBV), para la exploración y producción de petróleo y gas en África.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
12. Propiedad, Planta y Equipo 12.1. Por tipo de activos
Saldo al 01 de enero de 2014 Adiciones Reconocimiento / revisión de los costos de desmantelamiento de áreas Intereses capitalizados Bajas Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente (nota 3) Transferencias (***) Depreciación, amortización y agotamiento “Impairment” - constitución “Impairment” - reversión Ajuste acumulado de conversión Saldo al 31 de diciembre 2014 Costo Depreciación, amortización y agotamiento acumulado Saldo al 31 de diciembre 2014 Adiciones Reconocimiento / revisión de los costos de desmantelamiento de áreas Intereses capitalizados Bajas Transferencias Depreciación, amortización y agotamiento “Impairment” - constitución “Impairment” - reversión Ajuste acumulado de conversión Saldo al 31 de diciembre de 2015 Costo Depreciación, amortización y agotamiento acumulado Saldo al 31 de diciembre de 2015
Tiempo de vida útil promedio ponderado en años
Terrenos, edificaciones y mejoras
Equipos y otros bienes
7.868 30 − − (9) (35) 2.685 (534) (899) − (1.071) 8.035 10.979 (2.944) 8.035 210 − − (8) 1.153 (468) (238) − (2.584) 6.100 8.595 (2.495) 6.100
90.405 2.031 − − (57) (1.160) 25.371 (7.381) (1.398) 17 (9.832) 97.996 142.030 (44.034) 97.996 1.296 − − (56) 8.726 (6.374) (3.837) 11 (23.869) 73.893 112.307 (38.414) 73.893
40 (25 a 50) (excepto terrenos)
20 (3 a 31) (**)
Gastos c/exploración y desarrollo. Producción de Activos en petróleo y gas construcción (campos (*) productores)
79.758 30.362 − 3.592 (4.024) (1.078) (36.178) − (11.670) − (7.819) 52.943 52.943 − 52.943 18.349 − 1.768 (1.797) (16.477) − (3.008) 5 (14.173) 37.610 37.610 − 37.610
49.870 580 1.999 − (196) (91) 23.078 (4.888) (2.839) 3 (7.760) 59.756 88.023 (28.267) 59.756 512 4.147 − (407) 8.468 (4.596) (5.220) 23 (18.989) 43.694 67.220 (23.526) 43.694
Total
227.901 33.003 1.999 3.592 (4.286) (2.364) 14.956 (12.803) (16.806) 20 (26.482) 218.730 293.975 (75.245) 218.730 20.367 4.147 1.768 (2.268) 1.870 (11.438) (12.303) 39 (59.615) 161.297 225.732 (64.435) 161.297
Método de la unidad producida
(*) Nota explicativa 29 presenta activos en construcción por área de negocio. (**) Incluye los activos de exploración y producción que se deprecian por el método de unidades producidas. (***) Incluye el monto de US$ 10.446, reclasificado de Activos Intangibles para Propiedad, planta y equipo en 2014, como consecuencia de la declaración de comercialidad de áreas vinculadas al Contrato de Cesión Onerosa.
Al 31 de diciembre de 2015, las propiedades, planta y equipo incluyen bienes provenientes de contratos de arrendamiento financiero por el monto de US$ 48 (US$ 72 al 31 de diciembre de 2015).
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12.2. Apertura por tiempo de vida útil estimada Edificaciones y mejoras, equipos y otros bienes Vida útil estimada hasta 5 años 6 - 10 años 11 - 15 años 16 - 20 años 21 - 25 años 25 - 30 años 30 años en delante Método de la Unidad Producida
Edificaciones y mejoras Equipos y otros bienes
Costo
Depreciación acumulada
Saldo al 2015
3.407 8.247 1.018 33.420 17.887 14.532 22.478 19.512 120.501
(2.289) (4.110) (543) (10.136) (5.631) (3.158) (5.293) (9.748) (40.908)
1.118 4.137 475 23.284 12.256 11.374 17.185 9.764 79.593
8.194 112.307
(2.494) (38.414)
5.700 73.893
12.3. Derecho de exploración de petróleo - Cesión onerosa El Contrato de Cesión Onerosa, firmado en 2010 entre Petrobras, el Gobierno Federal (cedente) y la Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP (reguladora e inspectora), otorga a la Compañía el derecho de ejercer actividades de investigación y extracción de petróleo, de gas natural y de otros hidrocarburos fluidos localizados en seis bloques en el área del Pre-Sal (Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Entorno de Iara, Sul de Guará y Sul de Tupi), limitado a la producción de cinco mil millones de barriles equivalentes de petróleo en un período máximo de 40 años, renovables por cinco años bajo ciertas condiciones. El Acuerdo establece que, inmediatamente después de la declaración de comercialidad de cada área, se inicia el proceso formal de revisión del Contrato de Cesión Onerosa, teniendo en cuenta los informes técnicos independientes. Actualmente, después de las declaraciones de comercialidad de los seis bloques, todas las áreas están bajo revisión. La conclusión de la revisión ocurrirá después de la revisión de todas las áreas, no habiendo establecida una fecha para su finalización. Para esta revisión, están siendo considerados los gastos ya realizados hasta la fecha en las áreas, y las previsiones de costo y de producción estimadas cuando fueron elaborados los informes técnicos independientes. Como resultado de esta etapa, podrán ser revisados: (i) el importe pago por este contrato (ii) el volumen máximo de barriles a ser producidos; (iii) duración del contrato; y (iv) porcentaje mínimo de contenido local. Caso la revisión determine que los derechos adquiridos alcanzan un valor mayor que el inicialmente pago, la Compañía podrá pagar la diferencia al Gobierno Federal o reducir proporcionalmente el volumen total de barriles adquiridos de acuerdo con los términos del contrato. Si la revisión determinar que los derechos adquiridos resultan en un valor menor que el inicialmente pago por la Compañía, el Gobierno Federal reembolsará la diferencia, en moneda corriente o en títulos, de acuerdo con las leyes presupuestarias. En ese momento, las actividades relacionadas con la revisión del Contrato de Cesión Onerosa están en marcha, incluyendo la preparación de informes por los certificadores y la realización de debates sobre el tema entre Petrobras y representantes del Gobierno Federal. La Compañía hará los ajustes correspondientes al precio de compra, cuando la revisión se haya completado. Así, el 31 de diciembre de 2015, Propiedad, Planta y Equipo de la Compañía incluye el valor de US$ 19.158 (US$ 28.164 el 31 de diciembre de 2014), referente a los valores pagos para adquirir los bloques del Contrato de Cesión Onerosa.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
12.4. Devolución a la ANP de campos de petróleo y gas natural operados por Petrobras Los siguientes campos se devolvieron a la ANP en el año 2015: Itaparica, Camaçari, Carapicú, Baúna Sul, Salema Branca, Nordeste Namorado, parte de Rio Preto, Pirapitanga, Piracucá, Catuá y parte de Mangangá. Estas devoluciones se deben principalmente a inviabilidad económica de los campos y, consecuentemente, a Compañía reconoció bajas de activos del monto de US$ 264 como otros gastos.
13. Activos Intangibles 13.1. Por tipo de activos Softwares
Saldo al 01 de enero de 2014 Adición Intereses capitalizados Bajas Transferencias (**) Amortización “Impairment” - constitución "Impairment" - reversión Ajuste acumulado de conversión Saldo al 31 de diciembre 2014 Costo Amortización acumulada Saldo al 31 de diciembre 2014 Adición Intereses capitalizados Bajas Transferencias Amortización “Impairment” - constitución Ajuste acumulado de conversión Saldo al 31 de diciembre de 2015 Costo Amortización acumulada Saldo al 31 de diciembre de 2015 Tiempo de vida útil estimado - años
Plusvalía con expectativa de Desarrollados rentabilidad Internamente futura
Derechos y Concesiones
Adquiridos
14.381 92 − (93) (10.346) (35) (8) 6 (405) 3.592 4.003 (411) 3.592 17 − (163) 71 (23) (32) (1.024) 2.438 2.696 (258) 2.438
142 41 − (5) 7 (54) − − (12) 119 578 (459) 119 22 − − 6 (33) − (34) 80 435 (355) 80
496 118 8 (10) 9 (131) − − (58) 432 1.281 (849) 432 78 5 (2) 11 (97) − (137) 290 963 (673) 290
400 − − − (1) − − − (33) 366 366 − 366 − − − − − − (82) 284 284 − 284
(*)
5
5
Indefinida
Total
15.419 251 8 (108) (10.331) (220) (8) 6 (508) 4.509 6.228 (1.719) 4.509 117 5 (165) 88 (153) (32) (1.277) 3.092 4.378 (1.286) 3.092
(*) Consiste, principalmente, en activos con vida útil indefinida. La evaluación de la vida útil indefinida es revisada anualmente para determinar si sigue siendo justificable. (**) Incluye el monto de US$ 10.446, reclasificado de Activos Intangibles para Propiedad, planta y equipo en 2014, como consecuencia de la declaración de comercialidad vinculado al Contrato de Cesión Onerosa.
El 31 de diciembre de 2015, la Compañía no apuró pérdida en la evaluación de recuperabilidad del goodwill.
13.2. Devolución a la ANP de áreas en la fase de exploración de petróleo y gas natural En el ejercicio del 2015, los derechos sobre los bloques exploratorios devueltos a la ANP totalizaron USS 25 (US$ 83 en 2014) y son los siguientes: Etapa exploratoria Concesión exclusiva Asociación
Cuenca de Campos Cuenca de Santos Cuenca de Ceará Cuenca de Espírito Santo Cuenca Camamu Almada Cuenca Amazonas Cuenca del Parecis
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1 1 1 3 1 2 -
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
13.3. Derecho de exploración del petróleo – Producción Compartida El Consorcio Libra, compuesto por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNODC (10%) y CNOOC (10%), y Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A.- Pré-Sal Petróleo (PPSA), como gerente, celebraron un contrato de producción compartida, el 2 de diciembre de 2013, con el Gobierno Federal de Brasil, a través del Ministerio de Minas y Energía - MME, después de la 1ª ronda de ofertas del pre-sal, en octubre de 2013 por la ANP. Según el contrato de participación en el bloque de Libra, se les concedió el consorcio derechos y obligaciones para explorar una zona estratégica del pre-sal conocida como bloque de Libra, que comprende una superficie aproximada de 1.550 km2, ubicado en aguas ultra profundas de la Cuenca de Santos. Este fue el primer contrato de producción compartida de petróleo y gas celebrado en Brasil, con un plazo de 35 años y no está sujeto a renovación. Una prima por firma en el valor de US$ 6,589 fue paga en una cuota única, siendo pago por la Compañía el monto de US$ 2.636, por su participación del 40% en el consorcio, registrada como Derechos y Concesiones. Actualmente el proyecto está en la fase de exploración (4 años), cuyo programa mínimo exploratorio comprende una adquisición sísmica 3D, dos pozos exploratorios y una Prueba de Larga Duración (Teste de Longa Duração TLD). Los datos sísmicos se adquirieron en 2014. En febrero de 2016, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) aprobó el Plan de Evaluación de Descubrimiento (Plano de Avaliação de Descoberta - PAD) del pozo 2-ANP-2A-RJS.
13.4. Concesión de servicios de distribución de gas natural canalizado El 31 de diciembre de 2015, el intangible incluye contratos de concesión de distribución de gas natural canalizado en Brasil, en el valor de US$ 149 (US$ 210 en 2014), con plazos de vencimientos entre 2029 y 2043, que pueden ser prorrogados. Las concesiones prevén la distribución para los sectores industrial, residencial, comercial, vehicular, climatización, transportes y otros. La remuneración por la prestación de los servicios consiste, básicamente, en la combinación de costos y gastos operativos y remuneración del capital invertido. Las tarifas cobradas por el volumen de gas distribuido están sujetas a reajustes y revisiones periódicas con el órgano regulador estatal. Al final de las concesiones, los contratos prevén indemnización a la Compañía de las inversiones vinculadas a bienes reversibles, conforme estudios, evaluaciones y liquidaciones que serán realizadas con el objetivo de determinar el valor.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
14. Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) La Compañía evalúa la recuperabilidad de sus activos con base en la fecha de 31 de diciembre de cada año o cuando hay indicativos de no recuperación de su valor contable.
14.1. Propiedad, Planta y Equipo e intangible En la evaluación de recuperabilidad de sus activos de propiedad, planta y equipo y de activos intangibles, la Compañía utilizó el valor en uso de los activos (individualmente o agrupados en unidades generadoras de efectivo – UGEs) a partir de proyecciones que consideran: • la vida útil basada en la expectativa de utilización del conjunto de activos que componen la UGE, considerando la política de mantenimiento de la Compañía; • premisas y presupuestos aprobados por la Administración de la Compañía para el período correspondiente al ciclo de vida esperado, debido a las características de los negocios; y • tasa de descuento antes de los impuestos, que deriva de la metodología de cálculo del costo medio ponderado de capital (weighted average cost of capital - WACC) después del impuesto. Las principales estimaciones utilizadas en las proyecciones de flujo de efectivo para determinar el valor de uso de las UGEs fueron:
Brent medio (US$/barril) Media del tipo de cambio nominal (R$/US$)
2016
Largo plazo promedio
45 4,06
72 3,55
14.1.1. Evaluaciones de recuperabilidad de los activos (propiedad, planta y equipo y activos intangibles) El 31 de diciembre de 2015, la Compañía realizó prueba de pérdida por devaluación, o reversión de devaluación, en determinados activos y unidades generadoras de efectivo con base, principalmente, en los siguientes indicativos de pérdida ocurridos en el cuarto trimestre de 2015: • revisión del conjunto de premisas de medio y largo plazos por la Compañía, frente al nuevo escenario de precios de petróleo; • reducción de las reservas probadas y probables; • revisión, en enero de 2016, de la cartera de inversiones, con expresiva reducción en el desembolso previsto para los próximos años (PNG 2015-2019 Ajustado); • a revisión geológica del yacimiento del campo Papa-Terra; y • aumento de la tasa de descuento debido a la mayor prima de riesgo de Brasil, por la pérdida de grado de inversión (investment grade). Las pérdidas que surgen de las pruebas realizadas fueron reconocidas en el estado de resultados de 2015 y son presentadas a continuación:
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Valor contable neto
Activo o UGE, por la naturaleza
Pérdida por Valor devaluación (*) recuperable (**)
Área de Negocio
Comentarios 2015
Campos de producción de petróleo y gas en Brasil (Varios UGEs) Comperj Campos de producción de petróleo y gas en el exterior Equipos relacionados a la actividad de producción del petróleo y gas y perforación de pozos
21.202
12.139
1.586 1.548
234 918
750
243
935
434
1.143
943
190
−
134
88
341 27.829
156 15.155
UFN III Complexo Petroquímico Suape UFN V Plantas de biocombustibles
Otros
8.653
E&P, Brasil Ver ítem (a1) Abastecimien 1.352 to, Brasil Ver ítem (b1) 637 E&P, exterior Ver ítem (c1) 507
E&P, Brasil Ver ítem (d1) Gas y Energía, 501 Brasil Ver ítem (e) Abastecimien 200 to, Brasil Ver ítem (f1) Gas y Energía, 190 Brasil Abastecimien to, Brasil Varios 210 segmentos 12.296 46
2014
Campos de producción de petróleo y gas en Brasil (Varios UGEs) Comperj Campos de producción de petróleo y gas en el exterior Equipos relacionados a la actividad de producción del petróleo y gas y perforación de pozos
6.425 9.721 3.126
4.863 1.501 1.458
1.562 8.220 1.668
E&P - Brasil Ver ítem (a2) E&P - Brasil Ver ítem (b2) E&P - Inter. Ver ítem (c2)
1.091
555
536
Complexo Petroquímico Suape
2.847
1.726
1.121
Segundo conjunto de refinación de RNEST
6.207
2.765
3.442
367
251
116
129 26 29.939
− 32 13.151
129 (6) 16.788
E&P - Brasil Ver ítem (d2) Abastecimien to - Brasil Ver ítem (f2) Abastecimien to - Brasil Ver ítem (g) Gas y Energía, Brasil Abastecimien to - Inter.
Araucária Refinería Nansei Sekiyu K.K. Otros Total
(*) Provisión y reversión de impairment. (**) No incluye pérdida por devaluación de activos mantenidos para venta de US$ 3 en 2015 y US$ 35 en 2014.
a1)
Campos de producción de petróleo y gas en Brasil - 2015
En nuestras valoraciones de los activos vinculados a los campos de petróleo y gas que produce en Brasil, bajo el régimen de concesión, resultaron en el reconocimiento de pérdidas por deterioro en el valor de US$ 8.653. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la Compañía; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 8,3% anual, que deriva de la metodología WACC para el sector de exploración y producción. Estas pérdidas están relacionadas, predominantemente, a los campos de Papa-Terra (US$ 2.234), Polo Centro-Sul (US$ 1.179), Polo Uruguá (US$ 986) Espadarte (US$ 593), Linguado (US$ 489), Polo CVIT – Espírito Santo (US$ 375), Piranema (US$ 341), Lapa (US$ 317), Bicudo (US$ 240), Frade (US$ 198), Badejo (US$ 190), Pampo (US$ 91) y Trilha (US$ 84), debido a la revisión de las premisas de precios, como resultado de una disminución en las proyecciones de los precios del petróleo en el mercado internacional lo que provocó una reducción de las reservas de petróleo y gas y de los flujos de caja de los proyectos, así como por el aumento de la tasa de descuento y la revisión geológica del yacimiento de Papa-Terra.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
a2)
Campos de producción de petróleo y gas en Brasil - 2014
En nuestras valoraciones de los activos vinculados a los campos de petróleo y gas que produce en Brasil, bajo el régimen de concesión, dieron como resultado el reconocimiento de las pérdidas por deterioro en el valor de US$ 1.562. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la Compañia; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 7,2% anual, que se deriva de la metodología WACC para el sector de Exploración y Producción. Estas pérdidas están relacionadas principalmente con el campo Frade, Pirapitanga, Tambuatá, Carapicu y Piracucá, que viene de revisión de los supuestos y la reciente caída en los precios del petróleo en el mercado internacional. b1)
Comperj - 2015
Nuestras evaluaciones de activos de refinación de Comperj resultaron en el reconocimiento de pérdidas por deterioro en el valor de US$ 1.352. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la Compañía; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 8,1% anual, que deriva de la metodología WACC para el sector de refinación considerando la inclusión de una prima de riesgo específica para los proyectos postergados. Estas pérdidas se debieron, principalmente, a: (i) aumento de la tasa de descuento; y (ii) nuevo aplazamiento de la expectativa de entrada de efectivo del proyecto. b2)
Comperj – 2014
Nuestras evaluaciones de activos de refinación de Comperj resultaron en el reconocimiento de pérdidas por deterioro en el valor de US$ 8.220. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la compañía; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 7% anual, que deriva de la metodología WACC para el sector de refinación. Estas pérdidas se debieron principalmente a: (i) problemas en la planificación de proyectos; ii) uso de tasa de descuento considerando la inclusión de una prima de riesgo específica para los proyectos postergados; (iii) aplazamiento de la expectativa de entrada de efectivo debido a la postergación del proyecto; y (iv) la coyuntura de menor crecimiento económico. c1)
Campos de producción de petróleo y gas en el exterior - 2015
Las pruebas de reducciones por deterioro, de los campos de petróleo y gas en el exterior, que se presentan como activos en el segmento de Exploración y Producción, dieron como resultado el reconocimiento de la pérdida por deterioro en el valor de US$ 637. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y los presupuestos de la Compañía; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 5,6% a 10,4% anual, que deriva de la metodología WACC para el sector de Exploración y Producción, teniendo en cuenta el país de operación. La pérdida está relacionada principalmente con los campos de producción de petróleo y gas en los Estados Unidos (US$ 448) y Bolivia (US$ 157), debido a la revisión de las premisas de precio en consecuencia de una expresiva caída de las proyecciones de los precios del petróleo en el mercado internacional. c2)
Campos de producción de petróleo y gas en el exterior - 2014
Las pruebas de reducciones por deterioro, los campos de petróleo y gas en el exterior, que se presentan como activos en el segmento de Exploración y Producción, dieron como resultado el reconocimiento de la pérdida por deterioro en el valor de US$ 1.668. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y los presupuestos de la empresa; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 5,4% a 11,2% anual, que se deriva de la metodología WACC para el sector de Exploración y Producción, teniendo en cuenta el país de operación. La pérdida está relacionada principalmente con los Campos de producción de petróleo y gas de Cascade y Chinook, US$ 1.567, que se encuentra en los Estados Unidos, debido a la revisión de premisas de precio debido a la reciente caída de los precios del petróleo en el mercado internacional.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
d1)
Equipos relacionados a la actividad de producción del petróleo y gas y perforación de pozos en Brasil 2015
En nuestra evaluación de los activos que operan en la perforación y producción de los activos, que no están directamente vinculados a los campos de producción de petróleo y gas, las pérdidas por la devaluación fueron US$ 507. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la Compañía; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 9,2% anual, que deriva de la metodología WACC para equipos y servicios del sector de petróleo y el gas. Estas pérdidas fueron reconocidas, principalmente, debido a expectativa de futura ociosidad de las plataformas de perforación en la revisión de la planificación, así como el aumento de la tasa de descuento. d2)
Equipos relacionados a la actividad de producción del petróleo y gas y perforación de pozos en Brasil – 2014
En nuestra evaluación de los activos que operan en la perforación y producción de los activos, que no están directamente vinculados a los campos de producción de petróleo y gas, las pérdidas por la devaluación fueron US$ 536. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la empresa; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 8% anual, que se deriva de la metodología WACC para equipos y servicios del sector de petróleo y el gas. Estas pérdidas fueron reconocidas debido principalmente a futuros ociosidad dos plataformas de perforación y desmovilización de dos plataformas de campos no asignados en 31 de diciembre 2014. e)
UFN III - 2015
Nuestras evaluaciones de la Unidade de Fertilizantes e Nitrogenados III dieron como resultado el reconocimiento de pérdidas por deterioro en el valor de US$ 501. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y los presupuestos de la Compañía; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante de 7,1% anual (6,7% anual en 2014), que se deriva de la metodología WACC para el sector de gas considerando la inclusión de una prima de riesgo específica para los proyectos postergados. Estas pérdidas se debieron, principalmente, a: (i) aumento de la tasa de descuento; y (ii) aplazamiento de la expectativa de entrada de efectivo del proyecto. f1)
Complexo Petroquímico Suape - 2015
La evaluación de recuperabilidad de los activos de la Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco SA - CITEPE y la Companhia Petroquímica de Pernambuco SA - Petroquímica Suape, generó una provisión de pérdida de US$ 200. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuesto de las compañías; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante del 7,2% anual, que deriva de la metodología WACC para el sector petroquímico. Este resultado se debe principalmente a la reducción de las previsiones del mercado y las premisas de precios, que fueran actualizadas debido al nivel de la actividad económica en Brasil y la reducción de los spreads en este sector en el mercado internacional, así como el aumento de la tasa de descuento. f2)
Complexo Petroquímico Suape – 2014
La evaluación de recuperabilidad de los activos de la Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco SA - CITEPE y la Companhia Petroquímica de Pernambuco SA - Petroquímica Suape, generó una provisión de pérdida de US$ 1.121. Los flujos de efectivo futuros consideraron: proyección de 30 años, con perpetuidad sin crecimiento; premisas y presupuesto de las compañías; y la tasa de descuento después de impuestos en moneda constante del 6,2% anual, que se deriva de la metodología WACC para la industria petroquímica. Este resultado se debe principalmente a la revisión de las previsiones del mercado y las hipótesis de precios, que se han actualizado debido al nivel de la actividad económica y la reducción de los spreads en este sector en el mercado internacional, así como los cambios en el ámbito tributario.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
g)
Segundo conjunto de refinación de RNEST
Nuestra evaluación de los activos de refinación del segundo conjunto de RNEST resultó en el reconocimiento de pérdidas por deterioro en el valor de US$ 3.442. Los flujos de efectivo futuros consideraron: premisas y presupuestos de la compañía; y tasa de descuento después de impuestos en moneda constante del 7% anual, que deriva de la metodología WACC para el sector de refinación. Estas pérdidas se debieron principalmente a: (i) problemas en la planificación de proyectos; ii) uso de tasa de descuento considerando la inclusión de una prima de riesgo específica para los proyectos postergados; (iii) aplazamiento de la expectativa de entrada de efectivo debido a la postergación del proyecto; y (iv) la coyuntura actual de menor crecimiento económico.
14.2. Inversiones en asociadas y negocios conjuntos (incluyendo plusvalía) En las evaluaciones de recuperabilidad de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos, incluyendo plusvalía, se utilizó el método del valor en uso a partir de proyecciones que consideraron: horizonte de proyección del intervalo de 5 a 12 años, con perpetuidad sin crecimiento; premisas y presupuestos aprobados por la Administración de la Compañía; y tasa de descuento antes de los impuestos, que deriva de la metodología de cálculo del WACC o CAPM, conforme metodología de aplicación. Las principales inversiones en asociadas y negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2015, incluyendo el fondo de comercio, son presentadas a continuación: % Tasa de descuento después de impuesto (moneda constante p.a.) Segmento (*)
Inversiones Braskem S.A. (*) Distribuidoras Estaduais de Gás Natural Guarani S.A.
Abast. Gas Natural Biocomb.
11.3 5.7 9.3
Valor en uso Valor contable
3.452 367 194
805 251 250
Otros (*) Tasa de descuento después de impuestos de Braskem es CAPM del segmento de petroquímica; como el valor de uso considera las proyecciones de flujo de efectivo a través de
14.2.1. Inversión en asociada con acciones negociadas en las bolsas de valores (Braskem SA): Braskem S. A. es una empresa pública cuyas acciones se cotizan en las bolsas de Brasil y del exterior. Con base en las cotizaciones de mercado en Brasil, el 31 de diciembre de 2015, la participación de Petrobras en las acciones ordinarias (un 47% del total) y en las acciones preferidas (un 22% del total) de Braskem, fue evaluada en US$ 1.402, conforme descrito en la nota explicativa 11.4. Sin embargo, solamente un 3% de las acciones ordinarias de esta investida son de titularidad de no signatarios del Acuerdo de Accionistas y su negociación es extremamente limitada. Dadas las relaciones operativas entre Petrobras y Braskem, la prueba de recuperabilidad de la inversión en esta asociada fue realizada con base en su valor en uso, proporcional a la participación de la Compañía en el valor presente de los flujos de efectivo futuros estimados de Braskem, representando flujos futuros de dividendos y otras distribuciones de la investida. Las evaluaciones de recuperabilidad no indicaron existencia de pérdida por impairment. Las hipótesis clave en las cuales nos basamos para nuestras proyecciones de flujo de efectivo para determinar el valor en uso de Braskem son los siguientes: • tasa de cambio estimada en un promedio de R$ 4,06 para US$ 1,00 en 2016 (convergiendo a R$ 3,55 en el largo plazo); • el precio medio del Brent de US$ 45 en 2016, llegando a US$ 72 en el largo plazo;
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
• proyecciones de precios de las materias primas y petroquímicos reflejando tendencias internacionales; • crecimiento de las ventas de productos petroquímicos, estimado con base en el crecimiento proyectado para el GDP (de Brasil y global); y • crecimiento del margen EBITDA siguiendo el ciclo de crecimiento de la industria petroquímica en los próximos años y declive en el largo plazo.
14.2.2. Provisión para pérdidas en inversiones La pérdida por devaluación de US$ 550 (US$ 251 en 2014) fue reconocida en resultado de participación en inversiones, no resultado do ejercicio, con destaque para los principales factores: • reducción en los precios del petróleo en el mercado internacional, que afectó las operaciones de E&P de las asociadas de Petrobras Argentina S.A. y del negocio conjunto Petrobras Oil & Gas B.V. (PO&G), en sus activos en África, generando pérdidas en las inversiones, de US$ 92 y US$ 184, respectivamente. • En el segmento de biocombustibles las evaluaciones de recuperabilidad resultaron en el reconocimiento de pérdidas por deterioro en el valor de US$ 139. Estas pérdidas ocurrieron, principalmente, en función de: (i) aumento de la tasa de descuento pos-imposto em moneda constante de 9,3% p.a. (7,3% p.a. en 2014); y (ii) decisiones cerca de la exclusión de proyecto en marcha en el horizonte del PNG 2015-2019 Ajustado. Esta pérdida es compuesta por una parcela de goodwill, en el monto de US$ 73, predominantemente en Guarani S.A. (US$ 56). • Em consecuencia del deterioro de la situación económica y financiera de Sete Brasil, de la interrupción de grande parte de las obras del proyecto, así como del escenario de incertidumbre sobre las alternativas de continuidad del Proyecto, en este momento, no hay como estimar cualquier beneficio económico futuro para esta inversión. Así, fue reconocida una provisión por devaluación en Petrobras de US$ 44 y US$ 40 en la inversión en Sete Brasil y FIP Sondas, respectivamente. • Adicionalmente, las evaluaciones de recuperabilidad de las inversiones en asociadas de PNBV resultaron en una pérdida de US$ 14 en la invertida Arpoador Drilling B.V., controlada indirectamente por Sete Brasil. La Compañía sigue acompañando la evolución de los negocios de Sete Brasil e, así que hubiere una definición cerca del Plan de Negocios, un nuevo análisis será efectuado y los efectos serán reflexionados.
14.3. Activos clasificados como mantenidos para venta Como resultado de la aprobación de la Administración de la Compañía para la enajenación de los campos de Bijupirá y Salema y de las sondas de perforación PI, PIII, PIV y la plataforma PXIV, la evaluación de estos activos al valor razonable resultó en el reconocimiento de pérdidas por impairment en el área de Exploración y Producción, por el valor de US$ 3 en 2015.
15. Actividades de exploración y evaluación de reservas de petróleo y gas Las actividades de exploración y evaluación incluyen la búsqueda de petróleo y gas natural, empezando por obtener los derechos legales para explorar un área determinada, hasta la declaración de la viabilidad técnica y comercial de las reservas. Los movimientos en costos capitalizados directamente asociados con pozos exploratorios y los saldos de los montos pagos para obtener derechos y concesiones para la exploración de petróleo y gas natural, ambos directamente relacionados a las actividades exploratorias en reservas no probadas, figuran en la tabla siguiente:
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) Costos capitalizados de los pozos exploratorios / Costos capitalizados de adquisición (*) Propiedad, planta y equipo Saldo inicial Adiciones a los costos capitalizados hasta que se determine reservas probadas Costos de exploración capitalizados con cargo a gastos Transferencias a partir del reconocimiento de las reservas probadas Ajustes acumulados de conversión Saldo final Activos intangibles Costos capitalizados de los pozos exploratorios / Costos capitalizados de adquisición
2015
2014
7.000 2.282 (882) (960) (2.239) 5.201 2.048 7.249
8.802 4.272 (1.366) (3.835) (873) 7.000 3.044 10.044
(*) Neto de los montos capitalizados y posteriormente descargados como gastos en el mismo período.
Los costos de exploración reconocieron en los estados de resultados y los flujos de efectivo utilizados en las actividades de exploración y evaluación de petróleo y gas natural se exponen en la tabla siguiente: Costos exploratorios reconocidos en el resultado Gastos con geología y geofísica Proyectos sin viabilidad económica (incluyendo pozos secos y bonos de firma) Otros gastos de exploración Total de los gastos Efectivo utilizado en las actividades: Operativas Inversiones Total de efectivo utilizado
2015
2014
2013
416 1.441 54 1.911
830 2.178 50 3.058
968 1.892 99 2.959
2015
2014
2013
470 2.736 3.206
879 4.899 5.778
1.073 8.605 9.678
15.1. Tiempo de capitalización El cuadro a seguir presenta los costos y el número de pozos exploratorios capitalizados por tiempo de existencia, considerando la fecha de conclusión de las actividades de perforación. Demuestra, también, el número de proyectos para los cuales los costos de pozos exploratorios estén capitalizados por plazo superior a un año: Costos capitalizados de los pozos exploratorios por tiempo de existencia (*) Costos de pozos de exploración que han sido capitalizados durante un período hasta un año Costos de pozos de exploración que han sido capitalizados durante un período superior a un año Saldo final Cantidad de proyectos que tienen costos de pozos de exploración que han sido capitalizados durante un período superior a un año
2014 2013 2012 2011 2010 y anteriores Saldo final
2015
2014
1.387 3.814 5.201
2.024 4.976 7.000
70
69
Montos capitalizados (2015)
Número de pozos
1.055 778 1.054 495 432 3.814
32 18 21 15 15 101
(*) No incluye los costos de la obtención de derechos y concesiones para la exploración de petróleo y gas natural.
De los US$ 3.814 para 70 proyectos que incluyen pozos en utilización por más de un año desde la finalización de las actividades de perforación, US$ 3.254 están relacionados con pozos en áreas en que hay actividades de perforación ya en curso o firmemente planificada para un futuro próximo y cuyo "Plan de Evaluación" fue presentado a la ANP, y cerca de US$ 560 fueron incurridos en costos de las actividades necesarias para evaluar las reservas y su desarrollo potencial.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
16. Proveedores Terceros en Brasil Terceros en el exterior Partes relacionadas Total en el pasivo corriente
31.12.2015
31.12.2014
3.331 2.566 483 6.380
4.949 4.240 571 9.760
17. Financiaciones Préstamos y financiaciones están destinados al desarrollo de proyectos de la producción de petróleo y gas natural, la construcción de buques y tuberías, y la construcción y ampliación de plantas industriales, entre otros usos diversos. La Compañía tiene obligaciones relacionadas con los contratos de préstamo (covenants), entre ellos la presentación de los estados financieros dentro de los 90 días para los períodos intermedios sin la revisión de los auditores independientes, y 120 días para el final del ejercicio, y períodos de gracia que extienden estos períodos en 30 y 60 días, dependiendo de la financiación, además de poseer clausulas relacionadas al nivel de endeudamiento en determinados contratos de deuda con BNDES. Los cambios en los saldos a largo plazo de los préstamos son los siguientes:
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
No Corriente En Brasil Saldo inicial al 1 de enero de 2014 Adiciones de financiación Intereses incurridos durante el período Variación monetaria y cambiaria Transferencia de largo plazo para corto plazo Ajuste acumulado de conversión Saldo al 31 de diciembre de 2014 En el extranjero Saldo inicial al 1 de enero de 2014 Adiciones de financiación Intereses incurridos durante el período Variación monetaria y cambiaria Transferencia de largo plazo para corto plazo Ajuste acumulado de conversión Saldo al 31 de diciembre de 2014 Saldo total al 31 de diciembre de 2014 No Corriente En Brasil Saldo inicial al 1 de enero de 2015 Adiciones de financiación Intereses incurridos durante el período Variación monetaria y cambiaria Transferencia de largo plazo para corto plazo Ajuste acumulado de conversión Saldo al 31 de diciembre de 2015 En el extranjero Saldo inicial al 1 de enero de 2015 Adiciones de financiación Intereses incurridos durante el período Variación monetaria y cambiaria Transferencia de largo plazo para corto plazo Ajuste acumulado de conversión Saldo al 31 de diciembre de 2015 Saldo total al 31 de diciembre de 2015 Corriente Deuda a corto plazo Porción corriente de deuda a largo plazo Intereses devengados
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Agencia de crédito a la Exportación
Mercado Bancario
Mercado de Capital
Otros
Total
− − − − − − −
29.000 4.319 202 1.033 (1.440) (3.826) 29.288
1.211 359 2 79 (156) (194) 1.301
49 − − 1 (18) (4) 28
30.260 4.678 204 1.113 (1.614) (4.024) 30.617
5.805 281 4 103 (742) (207) 5.244 5.244
26.908 6.710 22 412 (3.411) (743) 29.898 59.186
42.572 13.766 46 (1.433) (1.260) 119 53.810 55.111
690 − 8 20 (42) (27) 649 677
75.975 20.757 80 (898) (5.455) (858) 89.601 120.218
− − − − − − −
29.288 4.918 289 3.001 (2.389) (10.410) 24.697
1.301 989 − 80 (149) (496) 1.725
28 − − 2 (4) (9) 17
30.617 5.907 289 3.083 (2.542) (10.915) 26.439
5.244 163 5 442 (767) (442) 4.645 4.645
29.898 5.753 34 1.342 (4.183) (1.877) 30.967 55.664
53.810 2.045 48 (1.092) (5.770) (222) 48.819 50.544
649 − 8 56 (45) (56) 612 629
89.601 7.961 95 748 (10.765) (2.597) 85.043 111.482
31.12.2015
31.12.2014
1.523 11.500 1.660 14.683
3.484 6.845 1.539 11.868
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17.1. Información resumida sobre la financiación de los pasivos corrientes y no corrientes Vencimiento en Financiación en Reales (BRL): Referenciado al tipo variable Indexado a tipo fijo Tasa promedio de financiamiento Financiación en Dólares (USD): Referenciado al tipo variable Indexado a tipo fijo Tasa promedio de financiamiento Financiación en BRL indexados al USD: Referenciado al tipo variable Indexado a tipo fijo Tasa promedio de financiamiento Financiación en Libra Esterlina (£): Referenciado al tipo variable Indexado a tipo fijo Tasa promedio de financiamiento Financiación en Yen (¥): Referenciado al tipo variable Indexado a tipo fijo Tasa promedio de financiamiento Financiación en Euro (€): Referenciado al tipo variable Indexado a tipo fijo Tasa promedio de financiamiento Financiación en otras monedas: Referenciado al tipo variable Indexado a tipo fijo Tasa promedio de financiamiento Total al 31 de diciembre de 2015 Tasa promedio de financiación Total al 31 de diciembre 2014 Tasa promedio de financiación
Hasta 1 año
1 a 2 años
2 a 3 años
3 a 4 años
4 a 5 años
5 años en adelante
Total (*)
Valor razonable
2.349 1.956 393 15,1% 10.842 5.571 5.271 4,1%
1.718 1.255 463 16,4% 8.869 5.193 3.676 4,5%
2.093 1.628 465 15,0% 10.215 7.784 2.431 4,1%
3.486 3.031 455 13,8% 16.988 12.122 4.866 4,3%
5.051 4.428 623 11,4% 9.572 5.590 3.982 4,6%
5.858 4.678 1.180 11,2% 28.276 8.458 19.818 6,0%
20.555 16.976 3.579 13,0% 84.762 44.718 40.044 4,9%
16.459
573 24 549 7,2% 68 − 68 5,8% 559 85 474 2,0% 283 13 270 3,6% 9 − 9 14,3% 14.683 5,9% 11.868 3,9%
704 23 681 7,0% − − − − 94 85 9 0,8% 12 11 1 1,6% − − − − 11.397 6,4% 12.572 6,0%
704 22 682 7,1% − − − − 85 85 − 0,6% 2.994 11 2.983 3,8% − − − − 16.091 5,6% 11.948 6,4%
701 19 682 7,0% − − − − − − − − 1.421 11 1.410 3,9% − − − − 22.596 5,8% 17.789 5,2%
701 19 682 7,1% − − − − − − − − 213 170 43 4,1% − − − − 15.537 6,9% 24.189 5,3%
5.422 35 5.387 7,0% 2.543 − 2.543 6,1% − − − − 3.762 − 3.762 4,4% − − − − 45.861 6,7% 53.720 6,0%
8.805 142 8.663 7,0% 2.611 − 2.611 6,1% 738 255 483 1,7% 8.685 216 8.469 4,1% 9 − 9 14,3% 126.165 6,3% 132.086 5,6%
7.084
66.238
1.656
724
6.430
9
98.600 122.713
* El plazo promedio de los préstamos el 31 de diciembre de 2015 es 7,49 años (6,1 años el 31 de diciembre de 2014).
El valor razonable de los préstamos es determinado principalmente mediante el uso de los precios cotizados en mercados activos (nivel 1), cuando aplicable - US$ 42.929, el 31 de diciembre de 2015. Cuando no hay precios cotizados en un mercado activo disponible, el valor razonable de los préstamos es determinado por una curva teórica calculada con base en los bonds más líquidos de la Compañía (nivel 2) - US$ 55.671, el 31 de diciembre de 2015. El análisis de sensibilidad de los instrumentos financieros sujetos a variación cambiaria es presentado en la nota explicativa 33.2.
F-56
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17.2. Tasa promedio ponderada de la capitalización de intereses La tasa promedio ponderada de las cargas financieras, utilizada en la determinación del monto de los costos de préstamos sin destinación específica a ser capitalizado como parte integrante de los activos en construcción fue del 5,03% p.a. en 2015 (4,91% p.a. en 2014). Esta tasa se aplicó al saldo de los activos en construcción como base para la capitalización de los costos de endeudamiento, cuando elegibles.
17.3. Captaciones – Saldo para uso Valor
Empresa En el exterior Petrobras PGT BV Total En Brasil Petrobras Petrobras Petrobras PNBV Transpetro Transpetro
Transpetro Total
Institución financiera
Fecha de Apertura
Plazo
Contratado
JBIC UKEF JPMORGAN
16/07/2013
31/12/2018
1.500
-
1.500
17/12/2015
22/12/2016
500 2.000
181 181
319 1.819
BNDES BNDES FINEP BNDES BNDES Banco do Brasil Caixa Econômica Federal
17/12/2012 31/07/2013 16/04/2014 03/09/2013 31/01/2007
30/05/2016 15/07/2016 26/12/2017 26/03/2018 Indefinido
563 129 65 2.530 1.314
448 108 45 418 142
115 20 20 2.112 1.172
09/07/2010
10/04/2038
116
61
55
23/11/2010
Indefinido
100 4.817
5 1.227
94 3.588
Utilizado Saldo a utilizar
17.4. Garantías Las instituciones financieras por lo general no requieren garantías para préstamos y financiaciones concedidos a la controlante. Sin embargo, hay financiaciones concedidas por instrumentos específicos de instituciones de desarrollo, que tienen garantías reales, así como determinados préstamos obtenidos por la subsidiaria Petrobras Distribuidora que son lastrados en flujos de exportaciones futuras de la Compañía. Los préstamos obtenidos por entidades estructuradas están garantizados por los propios activos de los proyectos, así como por prenda de derechos crediticios (nota 36). Las financiaciones obtenidas en los mercados de capitales, que corresponden a títulos emitidos por la Compañía, no tienen garantías reales.
F-57
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18. Arrendamientos 18.1. Pagos / recibimientos mínimos de arrendamiento financiero (con transferencia de beneficios, riesgos y controles) Recibos
Compromisos Estimados 2016 2017 – 2020 2021 en adelante Al 31 de diciembre de 2015 Corriente No corriente Al 31 de diciembre de 2015 Corriente No corriente Al 31 de diciembre 2014
Valor futuro
161 738 1.545 2.444
Interés anual Valor presente
(105) (432) (448) (985)
56 306 1.097 1.459 66 1.393 1.459 59 1.455 1.514
Pagos Valor futuro
17 44 174 235
Interés anual Valor presente
(5) (26) (153) (184)
12 18 21 51 12 39 51 16 56 72
18.2. Pagos mínimos de arrendamientos operativos (sin transferencia de beneficios, riesgos y controles) Arrendamientos operativos incluyen principalmente instalaciones de producción de petróleo y gas natural, plataformas de perforación, otros equipos de exploración y producción, barcos y embarcaciones de apoyo, helicópteros, terrenos y edificios. 2016 2017 - 2020 2021 en adelante Al 31 de diciembre de 2015
11.686 31.089 56.419 99.194
Al 31 de diciembre 2014
118.404
El 31 de diciembre de 2015, los saldos de los contratos de arrendamiento operativo que aún no se habían iniciado pues los activos relacionados estaban en construcción o no estaban disponibles para uso, representan el valor de US$ 60.628 (US$ 69.565 el 31 de diciembre de 2014). En 2015, la Compañía reconoció gastos de US$ 9.898 de arrendamiento operativo (US$ 10.652 en 2014).
F-58
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
19. Partes relacionadas La Compañía posee política de transacciones con partes relacionadas, aprobada por el Consejo de Administración, que visa establecer reglas para asegurar que todas las decisiones involucrando partes relacionadas y situaciones con potencial conflicto de intereses respeten la legislación, incluso de los países donde actúa y las partes involucradas en las negociaciones.
19.1. Transacciones con negocios conjuntos, asociadas, entidades gubernamentales y fondos de pensión Las transacciones significativas resultaron en los saldos siguientes: 2015
Negocios conjuntos y asociadas Distribuidoras de gas del Estado Empresas del sector petroquímico Otros negocios conjuntos y asociadas Entidades gubernamentales Títulos gubernamentales Bancos controlados por el Gobierno Federal Por cobrar del Sector Eléctrico (Nota explicativa 8.4) Cuenta de petróleo y alcohol - Créditos con el Gobierno Federal (Nota explicativa 19.2) Gobierno Federal - Dividendos e Interés sobre el capital propio Otros Planes de pensión Ingresos, principalmente ventas Variaciones monetarias y cambiarias netas Ingresos (gastos) financieros netos
31.12.2015
2014
Resultado
Activo
Pasivo
Resultado
Activo
Pasivo
3.021 3.676 571 7.268
255 144 134 533
72 45 453 570
4.507 7.703 537 12.747
506 205 152 863
195 82 263 540
342 (4.121) 1.618
1.115 2.607 3.415
− 24.336 −
662 (3.246) 2.364
4.339 3.814 2.966
− 28.304 −
5 − 14 (2.142) − 5.126 8.544 (1.486) (1.932)
219 − 306 7.662 36 8.231
− − 316 24.652 110 25.332
3 22 73 (122) 1 12.626 14.297 (465) (1.206)
317 − 241 11.677 − 12.540
− − 224 28.528 135 29.203
Activos corrientes Activos no corrientes Pasivos corrientes Pasivos no corrientes
2.255 5.976
5.126
8.231
31.12.2014
6.715 5.825 3.248 22.084 25.332
12.626
12.540
1.855 27.348 29.203
19.2. Cuentas petróleo y alcohol – a cobrar del Gobierno Federal Al 31 de diciembre de 2015, el saldo ajustado a la inflación de la cuenta era de US$ 219 (US$ 317 al 31 de diciembre de 2014) y podrá ser liquidado por el Gobierno Federal por medio de la emisión de títulos del Tesoro Nacional, de valor igual al saldo final de la confrontación de cuentas con el Gobierno Federal, de acuerdo con lo previsto en la Medida Provisional nº 2.181, del 24 de agosto de 2001, o mediante compensación con otros montos que Petrobras, eventualmente, esté debiendo al União Federal en esa época, incluso los relativos a impuestos o una combinación de las operaciones anteriores. Con el objetivo de concluir la liquidación de cuentas con el Gobierno Federal, Petrobras prestó todas las informaciones requeridas por la Secretaría del Tesoro Nacional - STN, para resolver las diferencias aún existentes entre las partes. Considerando agotado el proceso de negociación entre las partes, en la esfera administrativa, la Administración de la Compañía decidió realizar cobro judicial del referido crédito, para liquidación del saldo de la cuenta de petróleo y alcohol, habiendo para ello interpuesto acción en julio de 2011.
F-59
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
El proceso está siendo analizado por los expertos de la corte, en que Petrobras está de acuerdo con el informe de los expertos que cita la existencia del crédito con el Gobierno Federal, así como menciona que no se encontraron los documentos que justifiquen el supuesto crédito requerido por el Gobierno Federal. La terminación de la peritaje judicial está pendiente, aguardando la respuesta del Gobierno Federal.
19.3. Remuneración del personal clave de la Compañía El plan de carrera y salarios y de beneficios y ventajas de Petrobras y la legislación específica establecen los criterios para todas las remuneraciones asignadas por la Compañía a sus empegados y directivo. Las remuneraciones de los empleados, incluyendo a los ocupantes de funciones gerenciales y directivos de Petrobras, relativas a los meses de diciembre de 2015 y 2014 fueron las siguientes: Remuneración por empleado (Expresado en dólares estadounidenses) Menor remuneración Remuneración promedio Mayor remuneración
2015
2014
731,99 4.315,36 23.442,18
1.064,74 5.905,34 32.309,79
Remuneración por directivo de Petrobras (mayor)
27.780,21
38.798,87
Las remuneraciones totales del personal clave de la Administración de Petrobras se presentan a continuación: 2015 Consejo de Junta Administració Directiva n (miembros y Estatutaria suplentes)
Salarios y beneficios Cargas sociales Pensión Remuneración variable (*) Remuneración total - competencia Remuneración total - pago realizado
Total
3,9 1,0 0,4
0,4 0,1 −
4,3 1,1 0,4
5,2 5,2
0,5 0,5
8
18
Número de miembros
2014 Junta Consejo de Directiva Administració Estatutaria n (miembros)
Total
5,7 5,7
4,1 1,1 0,3 1,4 6,9 6,5
0,5 0,1 − − 0,6 0,6
4,6 1,2 0,3 1,4 7,5 7,1
26
7
10
17
(*) La remuneración de los administradores tiene por base los requisitos legales y las directrices establecidas por el Departamento de Coordinación y Gobierno de las Sociedades Estatales (Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais - DEST) que guio a la inclusión de las cargas sociales sobre la remuneración propuestos en la Junta General Anual de 2014. Estos cargos fueron practicados en 2014, pero no se registraron en las notas explicativas.
Los honorarios de los directores y de los consejeros en el ejercicio de 2015 en el consolidado ascendieron a US$ 20,3 (US$ 30,8 en 2014). La Asamblea General Extraordinaria celebrada el 1 de julio de 2015, acordó: • la modificación del Estatuto Social de la Compañía para establecer, en el artículo 18, que los miembros del Consejo de Administración pasarán a tener suplentes excepcionalmente por un período de dos años; en el artículo 29 , establece que el Consejo de Administración pasará a tener cinco Comisiones Asesoras, con funciones específicas de análisis e recomendación sobre ciertos asuntos relacionados directamente con el Consejo; y el artículo 41, que los suplentes de los Consejeros de Administración podrán participar de todas las reuniones del Consejo, independiente de los titulares estén presentes, y recibirán honorario mensual fijo, también sujeto al montante fijado por Asamblea General. • el aumento de la remuneración global de los Administradores definido por la Asamblea General de Accionistas en del 29 de abril 2015, en el valor de US$ 245 mil para cubrir la remuneración de los miembros suplentes del Consejo de Administración, teniendo en cuenta el período de julio de 2015 a marzo de 2016.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
La remuneración de los miembros de las Comisiones Asesoras del Consejo de Administración debe ser considerada separable del límite global del sistema de compensación fijado para los administradores, es decir, los valores percibidos no son clasificados como remuneración de los administradores. Los suplentes del Consejo de Administración que participan en estas Comisiones Asesoras tienen derecho a una remuneración total de US$ 25 mil en 2015, y teniendo-se en cuenta los cargos sociales, los valores pasan a US$ 30 mil.
20. Provisiones para desmantelamiento de áreas Pasivo no corriente Saldo inicial Revisión de provisión Utilización por pagos Actualización de intereses Otros Ajuste acumulado de conversión Saldo final
2015
2014
8.267 4.368 (1.242) 231 121 (2.595) 9.150
7.133 2.430 (679) 201 75 (893) 8.267
La política de la Compañía es revisar anualmente sus costos estimados asociados con el abandono de pozos y la desmovilización de las áreas de producción de petróleo y gas. En el año 2015, se reconoció un aumento en la provisión en el valor de US$ 883, siendo sus principales efectos relacionados con: (i) aumento de US$ 1.744 debido a la revisión del precio Brent, con impacto directo en la economicidad de los campos, reduciendo significativamente el tiempo medio de abandono; (ii) revisión de las estimativas de abandono de los pozos, con base en los abandonos ocurridos en 2015, llevando a un aumento de US$ 1.848; (iii) reducción de US$ 2.915, atribuible al aumento de la tasa de descuento ajustada al riesgo (de 3,76% anual, el 31 de diciembre de 2014 para 6,73% anual, el 31 de diciembre de 2015). La Compañía lleva a cabo periódicamente estudios para incorporar las últimas tecnologías y procedimientos para optimizar el abandono de las áreas, teniendo en cuenta las mejores prácticas de la industria y la experiencia previa con respecto a los costos incurridos.
21. Impuestos 21.1. Impuestos sobre la ganancia y otros impuestos Impuestos sobre la renta
Activos corrientes
Impuestos en Brasil Impuestos en el Exterior
F-61
Pasivos corrientes
31.12.2015
31.12.2014
31.12.2015
31.12.2014
959 24 983
1.018 45 1.063
62 43 105
139 108 247
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) Otros impuestos ICMS diferido corriente PIS y COFINS diferidos corrientes CIDE Participación especial/Royalties Impuesto a las ganancias y contribución social retenidos en la fuente REFIS Otros impuestos Impuestos en el Exterior
Activos corrientes
Activos no corrientes
Pasivos corrientes
Pasivos no corrientes (*)
31.12.2015
31.12.2014
31.12.2015
31.12.2014
31.12.2015
31.12.2014
31.12.2015
31.12.2014
807 746 18 −
1.772 829 13 −
605 2.026 − −
787 2.983 − −
1.045 487 115 622
1.275 295 8 1.517
− − − −
− − − −
− − 150 1.721 44 1.765
− − 73 2.687 61 2.748
− − 184 2.815 6 2.821
− − 230 4.000 8 4.008
435 274 244 3.222 143 3.365
486 − 281 3.862 202 4.064
15 11 − 26 − 26
− − − − − −
* Las cantidades de otros impuestos y contribuciones en los pasivos no corrientes se clasifican en "otros pasivos no corrientes".
21.2. Programa de Recuperación Fiscal (REFIS) El 16 de julio de 2015, debido a la decisión desfavorable en nivel administrativo, Petrobras pagó la actuación elaborada por la Receita Federal do Brasil, referente a la incidencia de Impuesto sobre Operaciones Financieras (IOF) en transacciones de mutuos realizadas por la Compañía con sus controladas en el extranjero durante el año de 2008, lo que resultó en un pago de US$ 385 en efectivo y de US$ 129 con créditos fiscales, totalizando US$ 514. Además, en vista de la publicación de la Ordenanza Conjunta RFB / PGFN nº 1064 y de la Instrucción Normativa RFB Nº 1.576/15, el 3 de agosto de 2015, que aclararon cuanto a la posibilidad de inserción de nuevos débitos tributarios en el Programa de Recuperación Fiscal (REFIS), establecido por la Ley n° 12.996/14, la Compañía decidió incluir los débitos tributarios federales abajo listados: a) otras actuaciones referentes al IOF en transacciones de mutuos realizadas por la Compañía con sus controladas en el extranjero durante los años 2007, 2009 y 2010, además del tributo de misma naturaleza relativo a la totalidad de los períodos no actuados (2011 y 2012), en el monto de US$ 1.049. A partir de 2013, la Compañía cambió su procedimiento, por lo tanto no hay riesgo de nuevas actuaciones del IOF en este tipo de operación; b) actuaciones relativas al Impuesto sobre la Renta Retenido en la Fuente (IRRF) sobre las remesas para la Petrobras International Finance Company (PifCo), para pago de operaciones de importación de petróleo y derivados, referentes a los períodos comprendidos entre 1999 hasta 2002, 2004, 2005 y 2007 hasta 2012, que asciende a US$ 800. c) multas por incumplimiento de procedimientos relativos al despacho aduanero en las importaciones de petróleo y derivados, para el período entre 2008 y 2013, en el monto de US$ 13. d) actualización monetaria de Refis en el valor de US$ 9 en el período relativo al cuarto trimestre de 2015. Los débitos tributarios federales fueron incluidos en la modalidad de cuotas pagas en 30 veces, con el pago en efectivo del 20% del saldo restante después de los descuentos y uso de créditos fiscales para liquidar intereses y multa. La fecha límite para la inclusión de nuevos débitos terminó el 25 de septiembre de 2015. Así, en el período de enero a diciembre de 2015, la Compañía reconoció en el resultado el total de US$ 2.334, siendo US$ 1.566 como gastos tributarios y US$ 768 como gastos financieros. De esto monto, ya ocurrió la liquidación de US$ 1.833, siendo US$ 971 en efectivo, US$ 509 en créditos fiscales y US$ 353 en depósitos judiciales.
F-62
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
21.3. Programas de Amnistías Estatales En 2015, Petrobras se unió a los programas de pago a la vista de las deudas tributarias debido a la amnistía para la liquidación de los impuestos administrados por los estados (ICMS).
Data de adhesión Julio/15 Septiembre/15 Noviembre/15 Diciembre/15 Diciembre/15 2015
Estado
RJ ES DF BA PA
Ley del Estado/ Decreto
7.020/2015 10.376/2015 5.463/2015 13.449/2015 1.439/2015 Varios
Valor
186 104 23 44 10 3 370
En estos acuerdos, la Compañía reconoció en el resultado el total de US$ 370, siendo US$ 314 como gastos tributarios y US$ 56 como gastos financieros.
21.4. Programa de Reducción de Diferencias fiscales – PRORELIT El 30 de octubre de 2015, Petrobras se unió a el PRORELIT, establecido por la Ley N ° 13.202/15 (conversión de la Medida Provisional 685/15) en el valor de US$ 17, siendo US$ 5 en efectivo y US$ 12 con uso de créditos de pérdidas fiscales. Las deudas se relacionaban con multas de aduana en los ejercicios de 2014 y 2015 y la actuación por deducción indebida de interés en los ejercicios de 2003 y 2004. Por lo tanto, la Compañía reconoció en el resultado US$ 17, siendo US$ 7 como gastos tributarios y US$ 10 como gastos financieros.
21.5. Impuesto en Brasil sobre las ganancias obtenidas en el extranjero La Compañía reconoció gastos por impuesto sobre la renta y contribución social en Brasil en un monto de US$ 751, relativos a las ganancias obtenidas en el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2015 por participadas en el extranjero, conforme los dispositivos de la nueva legislación tributaria (Ley 12.973/2014)(nota 4.15).
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21.6. Impuestos a las ganancias diferidos - no corriente Impuestos a las ganancias en Brasil comprenden el impuesto sobre sociedades (IRPJ) y contribución social sobre los ingresos netos (CSLL). Cuyas alícuotas oficiales aplicables son 25% y 9%, respectivamente.
a)
El movimiento de los impuestos a las ganancias diferidos se presentan a continuación: Propiedad, planta y equipo
Saldo al 1º de enero de 2014 Reconocido en el resultado del ejercicio Reconocido en el patrimonio neto Ajuste acumulado de conversión Otros (*) Saldo al 31 de diciembre de 2014 Reconocido en el resultado del período Reconocido en el patrimonio neto Ajuste acumulado de conversión Utilización de créditos tributarios - REFIS y PRORELIT Otros Saldo al 31 de diciembre de 2015
Costo con prospección
Otros
Préstamos, cuentas por cobrar/ a pagar y financiaciones
Otros
Total
(13.406)
(3.903)
1.984
(518)
409
3.993
552
1.350
763
(8.776)
(2.055) − 1.814 −
3.420 − 262 (3)
582 1.952 (449) (70)
(42) (41) 86 (77)
182 − (75) 10
2.642 − (854) (63)
3 − (66) 1
(1.418) − 68 −
(269) 1.156 (73) 128
3.045 3.067 713 (74)
(13.647)
(224)
3.999
(592)
526
5.718
490
−
1.705
(2.025)
(1.284) − 4.608 − −
1.382 14 223 − (104)
227 6.486 (2.464) − 100
44 (14) 206 − 6
471 − (204) − (1)
2.166 (152) (2.019) (521) 23
42 − (182) − 3
1 − (1) − −
(1.006) (14) (275) − 48
2.043 6.320 (108) (521) 75
(10.323)
1.291
8.348
(350)
792
5.215
353
−
458
5.784
Arrendamientos Provisión para mercantiles procesos financieros judiciales
Pérdidas fiscales
Intereses sobre el Inventarios capital propio
Impuestos diferidos activos Impuestos diferidos pasivos Saldo al 31 de diciembre de 2014
1.006 (3.031)
Impuestos diferidos activos Impuestos diferidos pasivos Saldo al 31 de diciembre de 2015
6.016 (232)
(2.025)
5.784
(*) Representada, principalmente, por reorganizaciones societarias.
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b)
Realización del impuesto a las ganancias y de la contribución social
Los créditos fiscales diferidos fueron reconocidos de acuerdo con las proyecciones de ganancia tributable en los años siguientes, apoyado por las premisas del Plan de Negocios y Gestión – PNG (2015-2109) cuyos objetivos principales son la reestructuración de los negocios, la continuidad del programa de desinversión, la venta de activos y la reducción de los gastos operacionales. La Administración considera que los activos por impuestos diferidos se recuperarán en la proporción de la realización de las y de la resolución final de los eventos futuros, ambos basados en las estimaciones basadas en el PNG. El 31 de diciembre de 2015, la expectativa de realización de los activos y pasivos fiscales diferidos es la siguiente: Impuestos diferidos
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 en adelante Parte registrada contablemente País Exterior Parte no registrada contablemente Total
Activos
Pasivos
1.310 415 124 989 689 1.993 496 6.016 1.002 2.437 3.439 9.455
21 19 26 33 26 27 80 232 − − − 232
Los créditos tributarios no registrados en Brasil, por un monto de US$ 1.002, son derivados de las pérdidas fiscales acumuladas de las subsidiarias que tienen una historia de pérdidas, sujetos a compensar con ganancias futuras, por las empresas en que se generaron, sin plazo de prescripción. Tenga en cuenta que no hay, para las empresas que tienen una historia de pérdida, previsión de un ingreso gravable para permitir la compensación de dichos créditos. Al 31 de diciembre de 2015, la Compañía tenía créditos tributarios en el exterior no registrados por un monto de US$ 2.437 (US$ 3.200 al 31 de diciembre de 2014) provenientes de pérdidas fiscales acumuladas, procedentes, principalmente, de las actividades de exploración y producción de petróleo y gas en Estados Unidos, por un valor de US$ 2.002 (US$ 1.833 al 31 de diciembre de 2014), y empresas en España en el valor de US$ 435 (US$ 485 en 2014). En 2014 la Compañía tenía créditos tributarios en el valor de US$ 882 provenientes de los Países Bajos, que fueron totalmente compensados en 2015, no restando créditos fiscales registrados para ese país. A continuación se muestra la tabla con el plazo máximo para la utilización de pérdidas fiscales no registradas en el exterior: Créditos fiscales no registrados
Año 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 en adelante Total
39 138 62 58 75 6 113 130 157 198 1.461 2.437
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21.7. Reconciliación de los impuestos a las ganancias La conciliación numérica entre el gasto por el impuesto y el resultado de multiplicar la ganancia contable por las tasas legales de sociedades se presentan a continuación: Ganancia antes de los impuestos a las ganancias Impuesto a las ganancias y contribución social a las tasas nominales (34%) Ajustes para cálculo de la tasa efectiva: · Intereses sobre el capital propio, netos · Tasas diferenciadas para empresas en el exterior · Impuestos en Brasil sobre las ganancias obtenidas en el extranjero · Incentivos fiscales · Pérdidas fiscales no reconocidas . Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente (nota 3) · Exclusiones/(Adiciones) permanentes, netas (*) · Créditos de empresas en el exterior en fase de exploración · Otros Gasto con impuesto sobre la renta y contribución social Impuesto sobre la renta/contribución social diferidos Impuesto sobre la renta/contribución social corrientes
Tasa efectiva de impuesto sobre la renta y contribución social
2015
2014
2013
(9.748) 3.314
(8.824) 3.000
13.410 (4.558)
(1) (251) (751) 11 (554) − (658) − 27 1.137 2.043 (906) 1.137
66 559 − 26 (1.289) (907) (338) (1) 205 1.321 3.045 (1.724) 1.321
1.306 644 57 (1) − − (198) (2) 174 (2.578) (402) (2.176) (2.578)
11,7%
15,0%
19,2%
2015
2014
5.938 71 6.753 88 12.850 655 12.195 12.850
7.874 287 9.019 107 17.287 796 16.491 17.287
(*) Incluye la parte principal de la contingencia de IOF (nota 21.2) y método de la participación.
22. Beneficios concedidos a los empleados Pasivo Plan de Pensión Petros Plan de Pensión Petros 2 Plan de Salud AMS Otros Corriente No Corriente
22.1. Planes Petros y Petros 2 La gestión de los planes de pensiones de la Sociedad está a cargo de la Fundação Petrobras de Seguridade Social (Petros) que fue formado por Petrobras como una persona jurídica de derecho privado, sin fines de lucro, con autonomía administrativa y financiera.
a)
Plan Petros - Fundação Petrobras de Seguridade Social
El Plan Petros es un plan de pensión de beneficio definido, instituido por Petrobras en julio de 1970, que asegura a los participantes una complementación del beneficio concedido por la Seguridad Social y que se dirige a los empleados de Petrobras y Petrobras Distribuidora S.A. El plan está cerrado para los empleados admitidos a partir de septiembre de 2002.
F-66
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
La evaluación del plan de costeo de Petros se lleva a cabo en régimen de capitalización, para la mayoría de los beneficios. Las patrocinadoras efectúan contribuciones regulares en valores iguales a los valores de las contribuciones de los participantes (empleados, jubilados y pensionistas), o sea, de forma paritaria. Petros tiene hasta el 31 de julio de 2016 para presentar a la Superintendencia de Previdencia Complementar (PREVIC) sus estados financieros de 2015 y, en el caso del déficit del Plan Petros superar el límite establecido por la Resolución nº 22/2015, aprobada por el Consejo Nacional de Previdencia Complementar (CNPC), Petros deberá presentar el plan de solvencia a PREVIC hasta el final de 2016, e iniciar su ejecución después de 60 días contados de la fecha de su aprobación por el Consejo Deliberativo. Conforme la Enmienda Constitucional nº 20/1998 y en las Leyes Complementarias nº 108 y 109/2001, deberá ser costeado por participantes y patrocinadores, observada la proporción de sus contribuciones. Se resalta que el citado límite establecido por la Resolución nº 22/2015 corresponde a la aplicación de la siguiente fórmula: 1% x (plazo estimado de duración de la obligación, "duration", sustraído de 4) x (provisión matemática, es decir, estimativa del valor total de la obligación actuarial futura). Al 31 de diciembre 2015, los saldos de los Términos de Compromiso Financiero - TCF, firmados en 2008 por la Compañía y Petros, ascendían a US$ 3.036. Los compromisos de los TCF tienen plazo de vencimiento en 20 años con pago de intereses semestrales del 6% p.a. sobre el saldo a pagar actualizado. En la misma fecha, la Compañía tenía inventarios de petróleo y/o derivados dados como garantía de los TCF por un valor de US$ 1.719, los cuales están en fase de revisión. Para el ejercicio de 2016, las contribuciones esperadas para el plan suman US$ 180 y el pago de intereses sobre el TCF, US$ 188. La duración media del pasivo actuarial del plan al 31 de diciembre de 2015 es de 10,06 años.
b)
Plan Petros 2 - Fundação Petrobras de Seguridade Social
El Plan Petros 2 se implementó en julio de 2007, en la modalidad de contribución variable por Petrobras y controladas que asumieron el servicio pasado de las contribuciones correspondiente al período en que los participantes estuvieron sin plan, a partir de agosto de 2002, o de la admisión posterior, hasta el día 29 de agosto de 2007. El plan se dirige actualmente a los empleados de Petrobras, Petrobras Distribuidora S.A., Stratura Asfaltos, Termobahia, Termomacaé, Transportadora Brasileira Gasoduto Brasil-Bolívia S.A. – TBG, Petrobras Transporte S.A. – Transpetro y Petrobras Biocombustível. El plan continuará abierto para nuevas adhesiones, pero no habrá más el pago del servicio pasado. La parte de este plan con característica de beneficio definido se refiere a la cobertura de riesgo con invalidez y muerte, garantía de un beneficio mínimo y renta vitalicia, y los compromisos actuariales relacionados se han registrado de acuerdo con el método de la unidad de crédito proyectada. La parte del plan con característica de contribución definida se destina a la formación de reserva para jubilación programada, cuyas contribuciones se reconocen en el resultado en el mes respectivo del pago. En 2015, la contribución de la Compañía para la parte de contribución definida fue de US$ 222. La parte de la contribución con características de beneficio definido se suspende entre 1 julio de 2012 a 30 de junio 2016, de acuerdo con la decisión de la Junta Directiva de la Fundación Petros, que se basó en la recomendación de la Consultoría Actuarial de la Fundação Petros. Por lo tanto, cualquier contribución de este período se destina a la cuenta individual del participante. Las contribuciones esperadas de las patrocinadoras para 2016 son de US$ 259 referente a la parte del plan de contribución definida.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
La duración media de los pasivos del plan de la fecha base 31 de diciembre de 2015 es 29,58 años.
22.2. Otros planes La Compañía también patrocina planes de pensión en el exterior, entre los que destacan los planes en el extranjero con características de beneficio definido, por medio de controladas en Argentina, Japón y otros países. La mayoría de los planes es financiada, donde los activos se mantienen en fondos, fundaciones o entidades similares que se rigen por las reglamentaciones locales.
22.3. Activos de los planes de pensión La estrategia de inversiones para activos de los planes de beneficios es reflejo de una visión de largo plazo, de una evaluación de los riesgos inherentes a las diversas clases de activos, así como de la utilización de la diversificación como mecanismo de reducción de riesgo de cartera. La cartera de activos del plan deberá obedecer las políticas definidas por el Consejo Monetario Nacional. Petros elabora políticas de inversión para períodos de 5 años, que se revisan anualmente. En el último número de la Política de Inversiones, Petros afirma que un modelo de ALM - Asset and Liability Management se utiliza para resolver los desajustes en los planes de beneficios de flujo de efectivo gestionadas por ella, teniendo en cuenta los parámetros de liquidez y solvencia, adoptando el horizonte de simulación de 30 años. Los límites de la asignación de determinados activos de la política de inversión del Plano Petros de Sistema Petrobras, en el período 2016-2020 son los siguientes: 30% a 90% en renta fija, un 6% a un 45% en renta variable, de 2% a 8% en el sector inmobiliario 0% a 15% en préstamos los participantes, 0% a 10% en las inversiones estructuradas y de 0% en una renta variable global. Si bien la asignación limita el Plan Petros 2 para el mismo periodo son: 60% a 90% en renta fija, el 0% a un 20% en renta variable, de 0% a 5% en el sector inmobiliario, de 0% a 15% en los créditos participantes, 0% a 8% en las inversiones estructuradas y de 0% en una renta variable global. Los activos de los planes de pensión, separados por nivel de mensuración, son los siguientes: 2015
Categoría del Activo Renta fija Títulos privados Títulos públicos Otras inversiones Renta variable Acciones al contado Otras inversiones Inversiones Estructuradas Fondos de Private Equity Fondos de Venture Capital Fondos inmobiliarios Inmuebles
Precios cotizados en mercado activo
Precios no cotizados en mercado activo
4.362 − 4.362 − 4.309 4.309 − − − − − − 8.671
1.089 159 − 930 169 − 169 978 894 9 75 1.075 3.311
Préstamos a participantes
Valor razonable total
5.451 159 4.362 930 4.478 4.309 169 978 894 9 75 1.075 11.982 531 12.513
%
43%
36%
8%
9% 96% 4% 100%
2014 Valor razonable total
7.715 374 5.881 1.460 8.684 8.323 361 1.601 1.427 20 154 1.436 19.436 715 20.151
%
38%
44%
7%
7% 96% 4% 100%
Al 31 de diciembre de 2015, las inversiones incluyen acciones ordinarias y preferentes de Petrobras por un valor de US$ 66 y de US$ 57, respectivamente, e inmuebles alquilados por la Compañía por un valor de US$ 134. Los activos de préstamos concedidos a participantes se evalúan al costo amortizado, lo que se aproxima del valor del mercado. F-68
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22.4. Plan de Salud - Asistencia Multidisciplinaria de Salud (AMS) Petrobras, Petrobras Distribuidora - BR, Petrobras Transporte S.A.-Transpetro, Petrobras Biocombustíveis, Transportadora Brasileira Gasoduto Brasil-Bolívia S.A. – TBG y Termobahia mantienen un plan de asistencia médica (AMS), que incluye a todos los empleados de las empresas en Brasil (activos e inactivos) y a sus dependientes. El plan es administrado por la propia Compañía y su gestión está basada en los principios de autosostenibilidad de la prestación, y tiene programas de prevención y atención de la salud. El principal riesgo relacionado con beneficios para la salud está en el ritmo de crecimiento de los gastos médicos, que sigue tanto la aplicación de las nuevas tecnologías y la adición de nuevos techos como un mayor consumo de la salud. En este sentido, la Compañía busca mitigar este riesgo a través de la mejora continua de sus procedimientos técnicos y administrativos, así como la mejora de los diversos programas que se ofrecen a los beneficiarios. Los empleados contribuyen con un monto mensual predefinido para cobertura de gran riesgo y con una parte de los gastos en que se incurre referentes a las demás coberturas, ambas establecidas de acuerdo con las tablas de participación basadas en determinados parámetros, incluyéndose los niveles salariales, además del beneficio farmacia que prevé condiciones especiales en la adquisición, en farmacias registradas distribuidas por todo el territorio nacional, de ciertos medicamentos. El plan de asistencia médica no está respaldado por activos garantizadores. La Compañía paga los beneficios basándose en los costos en que incurren los participantes. La duración media de los pasivos del plan de la fecha base 31 de diciembre de 2015 es 21,54 años.
F-69
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22.5. Obligaciones y gastos netos actuariales, calculados por actuarios independientes y valor razonable de los activos de los planes Se agregaron las informaciones de todos los planes de beneficios una vez que el total de activos y de obligaciones de eses planes de pensión no es significativo.
a)
Movimiento de las obligaciones actuariales, del valor razonable de los activos y de los valores reconocidos en el balance general 2015 Plan de pensión Plan de Salud
Movimiento del valor presente de las obligaciones actuariales Obligación actuarial al inicio del ejercicio Costo de los intereses : · Con Término de Compromiso Financiero · Actuarial Costo del servicio corriente Contribuciones de los empleados Beneficios pagados, netos de contribuciones de asistidos Nueva medición: ( Ganancias ) / pérdidas - la experiencia Nueva medición: ( Ganancias ) / pérdidas - supuestos demográficos Nueva medición: ( Ganancias ) / pérdidas - Las hipótesis financieras Otros Ajustes acumulados de conversión Obligación actuarial al final del ejercicio Cambios en el valor razonable de los activos del plan Valor razonable de los activos del plan al inicio del ejercicio Ingresos por intereses Contribuciones pagadas por la patrocinadora (Compañia) Contribuciones pagadas por los participantes Término de Compromiso Financiero pago por la Compañía Beneficios pagados, netos de contribuciones de asistidos Nueva medición: retorno sobre los activos inferior a los ingresos por intereses Otros Ajustes acumulados de conversión Valor razonable de los activos del plan al final del ejercicio Valores reconocidos en el balance general Valor presente de las obligaciones (- ) Valor razonable de los activos del plan Pasivo actuarial neto al 31 de diciembre, Movimiento del pasivo actuarial neto Saldo a 1 de enero (+) Efectos de la nueva medición reconocidos en otros resultados integrales (+) Costos habidos en el ejercicio (- ) Pago de contribuciones (- ) Pagos del Término de Compromiso Financiero Otros Ajustes acumulados de conversión Saldo al 31 de diciembre
F-70
Petros
Petros 2
AMS
Otros planes
27.709 2.847 454 2.393 77 102 (1.213) (521) (46) (2.025) − (8.760) 18.170
543 56 − 56 35 − (5) 4 (49) (95) − (192) 297
9.019 933 − 933 58 − (347) (764) 3 853 − (3.002) 6.753
167 19 − 19 12 − (4) (4) (1) (7) 23 (62) 143
37.438 3.855 454 3.401 182 102 (1.569) (1.285) (93) (1.274) 23 (12.016) 25.363
19.835 2.046 193 102 165 (1.213) (2.744) − (6.151) 12.233
256 27 − − − (5) 40 − (92) 226
− − 349 − − (347) − − (2) −
60 4 7 − − (4) (1) 13 (25) 54
20.151 2.077 549 102 165 (1.569) (2.705) 13 (6.270) 12.513
18.170 (12.233) 5.937
297 (226) 71
6.753 − 6.753
143 (54) 89
25.363 (12.513) 12.850
7.874 152 878 (193) (165) − (2.609) 5.937
287 (180) 64 − − − (100) 71
9.019 92 991 (349) − − (3.000) 6.753
107 (11) 27 (7) − 10 (37) 89
17.287 53 1.960 (549) (165) 10 (5.746) 12.850
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) 2014 Plan de pensión Plan de Salud Beneficio Definido Petros 2 AMS
Movimiento del valor presente de las obligaciones actuariales Obligación actuarial al inicio del ejercicio Costo de los intereses : · Con Término de Compromiso Financiero · Actuarial Costo del servicio corriente Contribuciones de los empleados Beneficios pagados, netos de contribuciones de asistidos Nueva medición: ( Ganancias ) / pérdidas - la experiencia Nueva medición: ( Ganancias ) / pérdidas - supuestos demográficos Nueva medición: ( Ganancias ) / pérdidas - Las hipótesis financieras Otros Ajustes acumulados de conversión Obligación actuarial al final del ejercicio Cambios en el valor razonable de los activos del plan Valor razonable de los activos del plan al inicio del ejercicio Ingresos por intereses Contribuciones pagadas por la patrocinadora (Compañia) Contribuciones pagadas por los participantes Término de Compromiso Financiero pago por la Compañía Beneficios pagados, netos de contribuciones de asistidos Nueva medición: retorno sobre los activos inferior a los ingresos por intereses Otros Ajustes acumulados de conversión Valor razonable de los activos del plan al final del ejercicio Valores reconocidos en el balance general Valor presente de las obligaciones (- ) Valor razonable de los activos del plan Pasivo actuarial neto al 31 de diciembre, Movimiento del pasivo actuarial neto Saldo a 1 de enero (+) Efectos de la nueva medición reconocidos en otros resultados integrales (+) Costos habidos en el ejercicio (- ) Pago de contribuciones (- ) Pagos del Término de Compromiso Financiero Otros Ajustes acumulados de conversión Saldo al 31 de diciembre
F-71
Otros planes
Total
27.804 3.599 441 3.158 58 164 (1.236) 1.114 (2.022) 1.966 − (3.738) 27.709
354 45 − 45 33 − (10) 158 (55) 77 − (59) 543
6.999 969 − 969 176 − (395) (350) (757) 3.645 − (1.268) 9.019
151 17 − 17 11 − (6) 7 (6) 5 7 (19) 167
35.308 4.630 441 4.189 278 164 (1.647) 929 (2.840) 5.693 7 (5.084) 37.438
22.462 2.863 245 164 203 (1.236) (2.206) (1) (2.659) 19.835
233 29 − − − (10) 37 − (33) 256
− − 396 − − (395) − − (1) −
40 4 7 − − (6) 4 20 (9) 60
22.735 2.896 648 164 203 (1.647) (2.165) 19 (2.702) 20.151
27.709 (19.835) 7.874
543 (256) 287
9.019 − 9.019
167 (60) 107
37.438 (20.151) 17.287
5.342 3.264 794 (245) (203) 1 (1.079) 7.874
121 143 49 − − − (26) 287
6.999 2.538 1.155 (396) − − (1.277) 9.019
111 2 24 (7) − (13) (10) 107
12.573 5.947 2.022 (648) (203) (12) (2.392) 17.287
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
b)
Componentes del costo por beneficio definido 2015 Plan de pensión Plan de Salud Petros
Petros 2
AMS
Otros planes
Costo del servicio corriente Costo de intereses sobre pasivo/(activo) netos Otros Costo en el período
77 801 − 878
35 29 − 64
58 933 − 991
12 15 − 27
182 1.778 − 1.960
Relativa a empleados activos: Absorbida en el costo de las actividades Directamente en el resultado Relativa a los inactivos Costo neto en el ejercicio
258 133 487 878
33 27 4 64
204 128 659 991
2 24 1 27
497 312 1.151 1.960
Plan de pensión Plan de Salud
Total
Total
2014 Petros
Petros 2
AMS
Otros planes
Costo del servicio corriente Costo de intereses sobre pasivo/(activo) netos Otros Costo en el período
58 736 − 794
33 16 − 49
176 969 10 1.155
11 13 − 24
278 1.734 10 2.022
Relativa a empleados activos: Absorbida en el costo de las actividades Directamente en el resultado Relativa a los inactivos Costo neto en el ejercicio
255 140 399 794
26 22 1 49
347 179 629 1.155
(1) 24 1 24
627 365 1.030 2.022
Plan de pensión Plan de Salud
Total
2013 Petros
Petros 2
AMS
Otros planes
Costo del servicio corriente Costo de intereses sobre pasivo/(activo) netos Otros Costo en el período
484 912 − 1.396
145 51 22 218
192 735 − 927
10 16 (1) 25
831 1.714 21 2.566
Relativa a empleados activos: Absorbida en el costo de las actividades Directamente en el resultado Relativa a los inactivos Costo neto en el ejercicio
597 355 444 1.396
119 94 5 218
267 211 449 927
3 20 2 25
986 680 900 2.566
c)
Análisis de sensibilidad
La variación del 1p.p. en las premisas de costos médicos tendría los siguientes impactos: Tasa de descuento Pensión
Obligación actuarial Custo del servicio e intereses
Costos médicos
Salud
Salud
+100 pbs
-100 pbs
+100 pbs
-100 pbs
+100 pbs
-100 pbs
(1.493) (78)
1.777 94
(722) (61)
877 72
901 158
(755) (131)
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
d)
Premisas actuariales adoptadas en el cálculo
Tasa de descuento - (Real) Inflación (IPCA) Tasa de descuento nominal (Real + inflación) Tasa de crecimiento de los salarios Real Tasa de crecimiento nominal de los salarios (Real + inflación) Tasa de rotación de los planes de salud Tasa de rotación de los planes de pensiones Cambio de los gastos médicos y hospitalarios Mortalidad Discapacidad Inválida Mortalidad Edad de ingreso en la jubilación
2015
2014
7,33% (1) / 7,28% (2) / 7,32% (3) 6,87% (1) (2) (3) (4)
6,14% (1) / 6,20% (2) / 6,15% (3) 6,50% (1) (2) (3) (4)
14,70% (1) / 14,65% (2) / 14,69% (3)
13,04% (1) / 13,10% (2) / 13,05% (3)
1,48% (1) / 2,79% (2)
1,761% (1) / 3,77% (2)
8,45% (1) / 9,85% (2)
8,37% (1) / 10,52% (2)
0,753% a.a (5)
0,642% a.a (5)
Nula
Nula
14,92% a 3,70%a.a (6) EX-PETROS 2013 (ambos sexos) (1) (3) AT 2000, femenino, suavizado en un 10% (2) TASA 1927 (1) (3)/ Álvaro Vindas (2) AT 49 Masculino aumentó en un 10% (1) (3) IAPB 1957 bajo (2) Hombre, 57 años/ Mujer, 56 años (7)
14,47% a 3,00%a.a (6) EX-PETROS 2013 (ambos sexos) (1) (3) AT 2000, femenino, suavizado en un 10% (2) TASA 1927 (1) (3) / Álvaro Vindas (2) AT 49 Masculino aumentó en un 10% (1) (3) IAPB 1957 bajo (2) Hombre, 57 años/ Mujer, 56 años (7)
(1) Plan Petros para el Sistema Petrobras. (2) Plan Petros 2. (3) Plan AMS. (4) Curva de la inflación está diseñado basado en el mercado a 6,87% para 2016, alcanzando el 3,70% en 2030. (6) Tasa decreciente alcanzando los próximos 30 años las expectativas de inflación a largo plazo proyectados. Se refiere únicamente a la tarifa del patrocinador Petrobras. (7) Excepto para el Plan Petros 2, al que se aplicó la elegibilidad bajo las normas del Regime Geral de Previdência Social (RGPS), y normas del plan.
e)
Perfil de vencimientos de la obligación 2015 Plan de Pensión Plan de Salud Plan de pensión Petros 2 AMS
Hasta 1 año 1 a 2 años 2 a 3 años 3 a 4 años Más de 4 años
1.282 1.237 1.195 1.150 13.306 18.170
15 15 15 15 237 297
286 294 304 313 5.556 6.753
Otros planes
Total
2 2 2 2 135 143
1.585 1.548 1.516 1.480 19.234 25.363
22.6. Otros planes de contribución definida Petrobras, por medio de sus controladas en Brasil y en el exterior, también patrocina otros planes de jubilación de contribución definida para los empleados. Las contribuciones pagadas en el ejercicio de 2015, reconocidas en el resultado, ascendieron a US$ 6.
F-73
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
22.7. Participación en las ganancias o resultados - PLR La participación de los empleados en las ganancias o resultados (PLR) tiene como base las disposiciones legales vigentes, así como las directrices establecidas por el Departamento de Coordinación y Gobierno Corporativo de las Empresas Estatales - DEST, del Ministerio de la Planificación, Presupuesto y Gestión y por el Ministerio de Minas y Energía, estando relacionada a la ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras. En marzo de 2014, la Compañía completó las negociaciones con los sindicatos sobre una nueva metodología para reglamento de la PLR, poniendo así fin al proceso iniciado en el Acuerdo Colectivo de Trabajo de 2013/2015. Con las nuevas reglas, el monto a distribuir a título de PLR a los empleados se calcula basado en el resultado de seis indicadores corporativos, cuyos objetivos son definidos anualmente por la Administración de la Compañía. El resultado de haber alcanzado las metas individuales de este conjunto de indicadores lleva a un porcentaje del cumplimiento global de metas, utilizado como base en la definición del porcentaje de la ganancia a ser distribuida a los empleados. Sin embargo, de acuerdo con la metodología, si la Compañía no obtener lucro y se cumplan todas las metas, el importe a pagar de forma individual será la mitad de la remuneración mensual del empleado más la mitad del valor más bajo de PLR pagado en el año anterior. PLR del año 2014 Para el 31 de diciembre de 2014, los objetivos fijados por la administración se lograron y, a pesar de la ausencia de los resultados del ejercicio y con base en el Acuerdo Colectivo de Trabajo, la Compañía registró US$ 444 como reparto de utilidades. PLR del año 2015 Para el 31 de diciembre de 2015, no hubo lucro, y las metas establecidas por la Administración no fueron alcanzadas, principalmente por el resultado de los indicadores de Costo Unitario de Extracción sin Participación Gubernamental – Brasil, y de Carga Procesada - Brasil. De este modo, no hay provisión para pago de participación en el resultado referente al ejercicio de 2015.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
22.8. Plan de Incentivo al Retiro Voluntario En enero de 2014, la Compañía implementó el Plan de Incentivo a la Desvinculación Voluntaria (PIDV), que es fruto del Programa de Optimización de Productividad (POP), con vistas a contribuir al cumplimiento de las metas de desempeño del Plan de Negocios y Gestión. El 31 de marzo de 2014, la Compañía reconoció la provisión sujeta a alteración por la ocurrencia de posibles renuncias, de la actualización de las remuneraciones en los acuerdos colectivos de trabajo hasta la fecha de rescisión de los empleados, de la actualización del piso y del techo por el IPCA, además del reconocimiento de las cuotas variables. En el período comprendido entre el 30 de noviembre de 2015 hasta 18 de diciembre de 2015, Petrobras permitió empleados que habían renunciado o empleados excluidos del PIDV 2014, a revalidar su inscripción en PIDV 2014, sobre una base voluntaria, y alcanzó el número de 374 revalidaciones. El 13 de octubre de 2015, Petrobras Distribuidora S.A. una subsidiaria de Petrobras, implementó un nuevo Plan de Incentivo al Retiro Voluntario (PIDV BR 2015), con el fin de ajustar el efectivo de la Compañía y de hacerlas compatibles con las expectativas de los empleados. El plazo de inscripción para el PIDV terminó el 30 de diciembre de 2015 y llegó a 345 inscriptos. Al 31 de diciembre de 2015, Petrobras Distribuidora reconoció la estimativa de desembolso con incentivos financieros por un monto de US$ 24. Hasta el mes de diciembre de 2015, la Compañía registró 6.554 desvinculaciones y 249 renuncias del PIDV de 2014, cuyos cambios en la provisión se muestran a continuación: Saldo al 31 de diciembre de 2014 Revisión de la provisión (*) Uso por desconexiones Nuevas inscripciones en el PIDV BR 2015 Ajuste acumulado de conversión Saldo al 31 de diciembre de 2015 Corriente No corriente
390 91 (210) 24 (96) 199 155 44
(*) Incluye revalidación de inscripciones del PIDV 2014, desistencias, reajuste de sueldos y actualización del piso y del techo por el IPCA.
23. Patrimonio neto 23.1. Capital social realizado Al 31 de diciembre de 2015, el capital suscripto e integrado por un valor de US$ 107,380 y costos de emisión de US$ 279 están representados por 7.442.454.142 acciones ordinarias y 5.602.042.788 acciones preferidas, todas nominales, escriturales y sin valor nominal. Las acciones preferidas tienen prioridad en el reembolso del principal, no aseguran derecho a voto y no son convertibles en acciones ordinarias.
23.2. Transacciones de capital a)
Gastos con emisión de acciones
Costos de transacción incurridos en la obtención de fondos a través de la emisión de acciones, netos de impuestos.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
b)
Cambio de participación en controladas
Diferencias entre el monto pagado y el valor contable resultante de los cambios en las participaciones en entidades controladas, que no resulten a una pérdida de control, teniendo en cuenta que se tratan de transacciones de capital, es decir, transacciones con los accionistas, en la calidad de propietarios. Los principales cambios en la participación en subsidiarias se exponen en la nota 11.
23.3. Reservas de ganancias a)
Reserva legal
Se constituye mediante la apropiación del 5% de la ganancia neta del ejercicio, en conformidad con el artículo 193 de la Ley de las Sociedades por Acciones.
b)
Reserva estatutaria
Constituida mediante la apropiación de la ganancia neta de cada ejercicio de un monto equivalente, como mínimo, al 0,5% del capital social desembolsado al cierre del ejercicio y se destina al costeo de los programas de investigación y desarrollo tecnológico. El saldo de esta reserva no puede exceder el 5% del capital social desembolsado, de acuerdo con el artículo 55 del Estatuto Social de la Compañía.
c)
Reserva de incentivos fiscales
Se constituye mediante destino de la porción del resultado del ejercicio equivalente a los incentivos fiscales, derivados de donaciones o subvenciones gubernamentales, en conformidad con el artículo 195-A de la Ley de las Sociedades por Acciones. Tal reserva solamente podrá utilizarse para la absorción de perjuicios o aumento del capital social. En los años 2014 y 2015, la parcela del resultado referente al subsidio de las inversiones dentro de las Superintendências de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) y Amazônia (SUDAM) no fue destinada a la reserva de incentivos fiscales debido a la ausencia de lucro. Sin embargo, la constitución de reserva de incentivos con esta parcela ocurrirá en períodos siguientes, en conformidad con la Ley 12.973 / 14, Capítulo I. El importe acumulado referente al subsidio de las inversiones relativas a los resultados de los ejercicios de 2014 y 2015 que se utilizará para la constitución reserva de incentivos fiscales es US$ 15, siendo US$ 7,5 para cada uno de eses ejercicios.
d)
Reserva de retención de ganancias
Se destina a la aplicación en inversiones previstas en presupuesto de capital, principalmente en las actividades de exploración y desarrollo de la producción de petróleo y gas, en conformidad con el artículo 196 de la Ley de las Sociedades por Acciones. En 31 de diciembre de 2015, el saldo de las pérdidas acumuladas obligatoriamente será absorbido por la reserva de retención de ganancias, en el valor de US$ 8.446.
23.4. Otros resultados integrales En 2015, fueron reconocidos como otros resultados integrales, principalmente, los siguientes efectos: -
ajuste acumulado de conversión, el monto de US$ 29.248, derivado de la conversión de los estados financieros de controladas en el extranjero con moneda funcional diferente del real;
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
-
hedge de flujo de efectivo de exportación, el patrimonio neto fue reducido en el período en US$ 19.075 (US$ 12.589 neto de impuestos), totalizando al 31 de diciembre de 2015 el valor de US$ 30.739 (US$20.288 neto de impuestos), conforme nota explicativa 33;
-
resultado de participación en otros resultados integrales de participadas por el monto de US$ 861.
23.5. Dividendos El Estatuto Social determina que los accionistas tendrán derecho, en cada ejercicio, a los dividendos, que no podrán ser inferiores al 25% de la ganancia neta ajustada, de acuerdo con la Ley de Sociedades por Acciones, prorrateado por las acciones en que se dividir el capital de Compañía. Una vez que la Compañía proponga remuneración a los accionistas, las acciones preferidas tienen prioridad en el recibo de los dividendos, por un mínimo del 3% del valor del patrimonio neto de la acción, o del 5% calculado sobre la parte del capital representada por esa especie de acciones, prevaleciendo siempre el mayor, participando en igualdad con las acciones ordinarias en los aumentos de capital resultantes de la incorporación de reservas y ganancias. Para los ejercicios de 2015 y 2014, teniendo en cuenta la falta de ganancia, no hay dividendo ni intereses sobre el capital propio propuestos por el Consejo de Administración.
23.6. Resultado por acción Ganancia (Pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras Promedio ponderado de la cantidad de acciones ordinarias y preferidas en circulación
2015
2014
2013
(8.450)
(7.367)
11.094
13.044.496.930 13.044.496.930 13.044.496.930
Ganancia (Pérdida) neta básica y diluida por acción ordinaria y preferida (US$ por acción)
(0,65)
(0,56)
0,85
2015
2014
2013
121.490 (24.176) 97.314 30.532 16.320 3.325 2.881 2.594 2.297 3.468 61.417 5.894 3.868 4.850 76.029 9.692 11.593 21.285 97.314
174.031 (30.374) 143.657 42.586 23.702 4.357 5.622 3.729 5.562 5.771 91.329 8.035 3.862 8.384 111.610 13.930 18.117 32.047 143.657
172.016 (30.554) 141.462 41.435 23.470 3.464 5.885 3.960 5.553 5.760 89.527 7.376 4.868 4.693 106.464 15.172 19.826 34.998 141.462
24. Ingresos de ventas
Ingresos brutos de ventas Cargas de ventas Ingresos de ventas (*) Diésel Gasolina Combustible de aviación GLP Nafta Oleo combustible (incluye bunker) Otros derivados Total de derivados Gas natural Etanol, nitrogenados, renovables y otros Electricidad, servicios y otros Total mercado nacional Exportaciones Ventas internacionales (**) Mercado extranjero Ingresos de ventas (*) (*)
Ingresos de ventas por segmentos se presentan en la nota explicativa 29. Ingresos por ventas en el exterior a excepción de las exportaciones.
(**)
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
25. Otros gastos operativos netos (Pérdidas) / Ganancias con procesos judiciales, administrativos y arbitrales Paradas no programadas y gastos pre-operativos Planes de pensión y salud (inactivos) Resultado con enajenación/baja de activos Relaciones institucionales y proyectos culturales Pérdidas con multas (*) Regreso de campos y proyectos cancelados de E&P Revisión con estimación de abandono Gastos con el Plan de Incentivo al Retiro Voluntario (PIDV) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud Gastos con provisión para cancelación de contratos Acuerdos Colectivos de Trabajo Subvenciones y asistencias gubernamentales Resarcimientos con gastos adicionales capitalizados indebidamente (Gastos) Resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P Otros
2015
2014
2013
(1.569) (1.239) (1.151) (478) (428) (374) (280) (144) (115) (95) (39) − 17 72 530 (52) (5.345)
(194) (1.089) (1.030) (213) (743) (182) (268) (443) (1.035) (143) − (440) 61 − 360 66 (5.293)
(269) (923) (900) 1.764 (821) − (19) 58 − (225) − (419) 181 − 241 219 (1.113)
(*) Valores divulgados en la rúbrica Otros en 2014.
26. Costo y Gastos por naturaleza Materia prima/ productos para la reventa Materiales, fletes, alquileres, servicios y otros Reversión / Constitución de "impairment" Depreciación, agotamiento y amortización Gastos con personal Participación gubernamental Gastos tributarios (Pérdidas) / Ganancias con procesos judiciales, administrativos y arbitrales Proyectos sin viabilidad económica (incluyendo pozos secos y bonos de firma) Paradas no programadas y gastos pre-operativos Pérdidas en créditos de liquidación dudosa Resultado con enajenación/baja de activos Relaciones institucionales y proyectos culturales Regreso de campos y proyectos cancelados de E&P Variación de los inventarios Resultado con enajenación/baja de activos Gastos con seguridad, medio ambiente y salud Resarcimientos con gastos adicionales capitalizados indebidamente Bajas por costos capitalizados de forma incorrecta Estado de Resultados Costo de ventas Gastos de ventas Gastos de administración y generales Gastos de exploración Gastos con investigación y desarrollo Impairment Gastos tributarios Bajas por costos capitalizados de forma incorrecta Otros gastos, netos Participación en las ganancias o resultados
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2015
2014
2013
(29.110) (20.808) (12.299) (11.591) (9.079) (6.064) (2.796) (1.569) (1.441) (1.239) (941) (478) (428) (280) (155) (143) (95) 72 − (98.444)
(58.539) (23.847) (16.823) (13.023) (13.215) (13.500) (760) (194) (2.178) (1.089) (2.378) (213) (743) (268) (1.181) (443) (143) − (2.527) (151.064)
(60.068) (23.202) (544) (13.188) (12.769) (14.498) (780) (269) (1.892) (923) (73) 1.764 (821) (19) 1.681 58 (225) − − (125.768)
(67.485) (4.627) (3.351) (1.911) (630) (12.299) (2.796) − (5.345) − (98.444)
(109.477) (6.827) (4.756) (3.058) (1.099) (16.823) (760) (2.527) (5.293) (444) (151.064)
(108.834) (4.904) (4.982) (2.959) (1.132) (544) (780) − (1.113) (520) (125.768)
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
27. Resultado financiero, neto 2015
2014
2013
(6.858) (3.834) 693 (9.999) 1.773 256 25 394 (890) (8.441) 1.412 (6.437) (3.416) (8.441)
(6.734) (561) 1.007 (6.288) 3.600 337 (39) 914 (159) (1.635) 1.949 (3.923) 339 (1.635)
(5.491) (1.603) 1.278 (5.816) 3.921 (181) (95) (300) (320) (2.791) 1.815 (2.673) (1.933) (2.791)
2015
2014
2013
Informaciones adicionales a los flujos de efectivo Valores pagados/ recibidos durante el período: Impuesto a las ganancias y contribución social Impuesto a las ganancias retenido en la fuente de terceros
567 1.034
853 1.852
1.446 1.954
Transacciones de inversiones y financiaciones que no envuelven efectivo Adquisición de propiedad, planta y equipo en crédito Constitución (reversión) de la provisión para desmantelamiento de áreas Uso de depósitos judiciales y créditos fiscales para el pago de contingencia
171 4.145 946
123 1.999 147
209 (629) −
Gastos con endeudamientos Variaciones cambiarias y monetarias s/ endeudamiento neto (*) Ingresos provenientes de inversiones financieras y títulos públicos Resultado financiero sobre endeudamiento neto Cargas financieras capitalizadas Ingresos (gastos) sobre instrumentos derivativos, netos Resultados provenientes de activos financieros Otras variaciones cambiarias y monetarias netas Otros gastos e ingresos financieros netos (**) Resultado financiero neto Ingresos Gastos Variaciones cambiarias y monetarias, netas
(*)
Incluye variación monetaria sobre financiaciones en moneda nacional parametrizada a la variación del dólar estadounidense. Incluye, en 2015, US$ 834 de gastos financieros por la adopción del REFIS, Programa de Amnistías Estatales y PRORELIT, como se describe en la nota 21.
(**)
28. Informaciones complementarias al estado de flujo de efectivo
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
29. Informaciones por segmento Las actividades en el exterior de exploración y producción de petróleo y gas, refinación, petroquímica, gas y energía y distribución, cuya gestión pertenecían al antiguo Directorio Internacional fueron reasignadas a la gestión de las áreas relacionadas de negocio en Brasil, para garantizar las características de estas actividades. Para fines de comparación y evaluación, los valores presentados en los activos consolidados el 31 de diciembre de 2014 y estado de resultados del año 2014 y 2013 se han ajustado para el modelo de negocio actual. Activo Consolidado por área de negocio - 31.12.2015 Gas & BiocombustiEnergía bles
E&P
Abastecimiento
Distribución
Corporativo
Eliminación
Total
Corriente No corriente Realizable a largo plazo Inversiones Propiedades, planta y equipo En operación En construcción Activos intangibles
3.639 120.157 6.467 1.807 109.724 79.585 30.139 2.159
9.027 36.465 2.384 879 33.032 28.803 4.229 170
2.663 16.806 1.358 456 14.674 12.193 2.481 318
45 437 3 343 91 81 10 −
2.299 2.972 859 34 1.868 1.581 287 211
28.866 10.589 8.398 8 1.949 1.485 464 234
(3.111) (333) (292) − (41) (41) − −
43.428 187.093 19.177 3.527 161.297 123.687 37.610 3.092
Activo
123.796
45.492
19.469
482
5.271
39.455
(3.444)
230.521
Corriente No corriente Realizable a largo plazo Inversiones Propiedades, planta y equipo En operación En construcción Activos intangibles
6.725 154.412 8.325 2.270 140.582 102.136 38.446 3.235
15.491 55.986 3.617 1.836 50.273 41.379 8.894 260
4.184 24.655 1.423 624 22.237 17.973 4.264 371
65 1.044 3 836 205 189 16 −
3.886 4.274 1.261 42 2.685 2.056 629 286
24.205 9.406 6.093 145 2.811 2.117 694 357
(3.724) (1.922) (1.859) − (63) (63) − −
50.832 247.855 18.863 5.753 218.730 165.787 52.943 4.509
Activo
161.137
71.477
28.839
1.109
8.160
33.611
(5.646)
298.687
Activo Consolidado por área de negocio - 31.12.2014
F-80
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Estado consolidado del resultado por Área de Negocio (*) Ene-Dic/2015
Ingresos de ventas Intersegmentos (*) Terceros (**) Costo de ventas Ganancia (pérdida) bruta Gastos Gastos de ventas, generales y de administración Gastos de exploración Gastos con investigación y desarrollo Gastos tributarios Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente Otros ingresos y gastos operativos, netos Ganancia (Pérdida) neta antes del resultado financiero, participación e impuestos Resultado financiero neto Resultado de participaciones en inversiones Participación en las utilidades o resultados Ganancia (Pérdida) neta antes de los impuestos a las ganancias Impuestos sobre las ganancias Ganancia (Pérdida) neta Atribuible a: Accionistas de Petrobras Accionistas no controlantes
Gas & BiocombustiEnergía bles
E&P
Abastecimiento
Distribución
Corporativo
Eliminación
Total
35.680 34.178 1.502 (25.171)
74.321 22.451 51.870 (60.384)
13.145 2.073 11.072 (10.539)
229 213 16 (252)
33.406 552 32.854 (30.849)
− − − −
(59.467) (59.467) − 59.710
97.314 − 97.314 (67.485)
10.509 (13.883) (643) (1.911) (172) (160) (9.830) (1.167)
13.937 (5.834) (2.437) − (117) (709) (1.664) (907)
2.606 (2.211) (747) − (53) (412) (683) (316)
(23) (95) (31) − (9) (2) (46) − (7)
2.557 (2.785) (2.401) − (1) (69) (76) (238)
− (6.363) (1.933) − (278) (1.444) − (2.708)
243 212 214 − − − − − (2)
29.829 (30.959) (7.978) (1.911) (630) (2.796) (12.299) (5.345)
(3.374) − (309) -
8.103 − 356 -
395 − 123 -
(118) − (199) -
(228) − 9 -
(6.363) (8.441) (157) -
455 − − −
(1.130) (8.441) (177) -
(3.683) 1.200
8.459 (2.746)
518 (132)
(317) 41
(219) 78
(14.961) 2.851
455 (155)
(9.748) 1.137
(2.483)
5.713
386
(276)
(141)
(12.110)
300
(8.611)
(2.480) (3)
5.727 (14)
237 149
(276) −
(142) 1
(11.816) (294)
300 −
(8.450) (161)
(2.483)
5.713
386
(276)
(141)
(12.110)
300
(8.611)
(*) La lista de las empresas investidas por segmento de negocio se muestra en la Nota 11.1 del Estado de los Resultados Consolidados terminado en 31 de diciembre de 2015. (**) La Compañía corrigió la alocación entre ingresos de ventas intersegmentos y terceros de valores anteriormente presentados en Formulario 6- K enviado a la SEC el 23 de marzo de 2016. No hay ningún efecto sobre el ingreso total de ventas por segmento. 7
F-81
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Estado consolidado por resultado de Área de Negocio Ene-Dic/2014
Ingresos de ventas Intersegmentos Terceros Costo de ventas Ganancia (pérdida) bruta Gastos Gastos de ventas, generales y de administración Gastos de exploración Gastos con investigación y desarrollo Gastos tributarios Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente Otros ingresos y gastos operativos, netos Ganancia (Pérdida) neta antes del resultado financiero, participación e impuestos Resultado financiero neto Resultado de participaciones en inversiones Participación en las utilidades o resultados Ganancia (Pérdida) neta antes de los impuestos a las ganancias Impuestos sobre las ganancias Ganancia (Pérdida) neta Atribuible a: Accionistas de Petrobras Accionistas no controlantes
F-82
Gas & BiocombustiEnergía bles
E&P
Abastecimiento
Distribución
Corporativo
Eliminación
Total
68.611 66.336 2.275 (37.220)
114.431 35.484 78.947 (118.350)
18.373 1.730 16.643 (15.698)
266 238 28 (311)
46.893 1.129 45.764 (43.262)
− − − −
(104.917) (104.917) − 105.364
143.657 − 143.657 (109.477)
31.391 (9.305) (624) (3.058) (549) (74) (3.800) (806) (394)
(3.919) (19.614) (2.866) − (192) (118) (12.912) (1.403) (2.123)
2.675 (3.332) (2.571) − (85) (136) (111) (266) (163)
(45) (67) (50) − (15) − − − (2)
3.631 (2.750) (2.555) − (1) (33) − (11) (150)
− (6.300) (3.146) − (257) (399) − (41) (2.457)
447 225 229 − − − − − (4)
34.180 (41.143) (11.583) (3.058) (1.099) (760) (16.823) (2.527) (5.293)
22.086 − (80) (156)
(23.533) − 132 (126)
(657) − 211 (20)
(112) − (53) (1)
881 − 5 (26)
(6.300) (1.635) 3 (115)
672 − − −
(6.963) (1.635) 218 (444)
21.850 (7.674)
(23.527) 7.758
(466) 139
(166) 39
860 (295)
(8.047) 1.582
672 (228)
(8.824) 1.321
14.176
(15.769)
(327)
(127)
565
(6.465)
444
(7.503)
14.151 25
(15.761) (8)
(347) 20
(127) −
565 −
(6.292) (173)
444 −
(7.367) (136)
14.176
(15.769)
(327)
(127)
565
(6.465)
444
(7.503)
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Estado consolidado por resultado de Área de Negocio Ene-Dic/2013
Ingresos de ventas Intersegmentos Terceros Costo de ventas Ganancia (pérdida) bruta Gastos Gastos de ventas, generales y de administración Gastos de exploración Gastos con investigación y desarrollo Gastos tributarios Reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente Otros ingresos y gastos operativos, netos Ganancia (Pérdida) neta antes del resultado financiero, participación e impuestos Resultado financiero neto Resultado de participaciones en inversiones Participación en las utilidades o resultados Ganancia (Pérdida) neta antes de los impuestos a las ganancias Impuestos sobre las ganancias Ganancia (Pérdida) neta Atribuible a: Accionistas de Petrobras Accionistas no controlantes
F-83
Gas & BiocombustiEnergía bles
E&P
Abastecimiento
Distribución
Corporativo
Eliminación
Total
72.345 69.473 2.872 (36.951)
114.331 33.393 80.938 (122.624)
14.572 1.228 13.344 (12.614)
388 324 64 (464)
45.244 1.000 44.244 (41.419)
− − − −
(105.418) (105.418) − 105.238
141.462 − 141.462 (108.834)
35.394 (3.559) (610) (2.959) (522) (283) (545) − 1.360
(8.293) (4.060) (3.259) − (242) (190) − − (369)
1.958 (1.192) (1.104) − (58) (93) − − 63
(76) (69) (55) − (16) (1) − − 3
3.825 (2.388) (2.379) − (2) (37) 1 − 29
− (5.242) (2.642) − (292) (176) − − (2.132)
(180) 96 163 − − − − − (67)
32.628 (16.414) (9.886) (2.959) (1.132) (780) (544) − (1.113)
31.835 − 167 (190)
(12.353) − 82 (142)
766 − 247 (22)
(145) − (20) (1)
1.437 − 4 (30)
(5.242) (2.791) 27 (135)
(84) − − −
16.214 (2.791) 507 (520)
31.812 (10.762)
(12.413) 4.248
991 (253)
(166) 51
1.411 (479)
(8.141) 4.587
(84) 30
13.410 (2.578)
21.050
(8.165)
738
(115)
932
(3.554)
(54)
10.832
21.009 41
(8.157) (8)
678 60
(115) −
931 1
(3.198) (356)
(54) −
11.094 (262)
21.050
(8.165)
738
(115)
932
(3.554)
(54)
10.832
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) Estados Consolidados - informaciones sobre las actividades en el exterior - 2015 E&P Abastecimiento Gas & Energía
Distribución
Activos
8.114
1.398
404
783
Estado del resultado Ingresos de ventas Intersegmentos Terceros Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras
1.863 972 891 (632) (854)
4.613 1.980 2.633 (57) (48)
550 33 517 71 104
4.139 2 4.137 79 69
Estados Consolidados - informaciones sobre las actividades en el exterior - 2014 E&P Abastecimiento Gas & Energía
Distribución
Activos
9.623
1.861
472
940
Estado del resultado Ingresos de ventas Intersegmentos Terceros Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras
3.001 1.235 1.766 114 (457)
7.406 1.528 5.878 (557) (479)
489 33 456 72 90
5.166 1 5.165 97 82
E&P Abastecimiento Gas & Energía
Distribución
Estados Consolidados - informaciones sobre las actividades en el exterior - 2013
Activos Estado del resultado Ingresos de ventas Intersegmentos Terceros Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras
13.656
2.652
602
1.085
4.324 2.573 1.751 2.037 1.665
44.810 24.679 20.131 528 293
2.670 1.764 906 26 193
5.223 7 5.216 106 93
30. Procesos judiciales y contingencias 30.1. Procesos judiciales provisionados La Compañía realiza provisiones por un monto suficiente para cubrir las pérdidas consideradas probables y razonablemente estimables. Las principales acciones son relativas a: - Procesos laborales, con destaque la revisión de la metodología de cálculo del complemento de remuneración mínima por nivel y régimen de trabajo, y diferencias de cálculo del descanso semanal remunerado; - Procesos fiscales, incluyendo la no ratificación de compensaciones de impuestos federales y las demandas relativas al pago del ICMS sobre las ventas de queroseno de aviación; - Procesos civiles referentes a pérdidas y daños por la anulación de la operación de cesión de crédito premio de IPI, y el cobro de royalties sobre la actividad de extracción de esquisto; y - Proceso ambiental, referente a indemnización a los pescadores por el derramamiento de petróleo en Río de Janeiro, en enero de 2000. Los montos de las provisiones son los siguientes:
F-84
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Pasivo no corriente Reclamaciones Laborales Procesos Fiscales Procesos Civiles Procesos Ambientales Otros procesos
Saldo Inicial Adiciones netas Utilización por pagos Actualización de intereses Otros Ajuste acumulado de conversión Saldo Final
31.12.2015
31.12.2014
851 791 530 72 3 2.247
717 104 666 40 13 1.540
31.12.2015
31.12.2014
1.540 1.490 (272) 100 (13) (598) 2.247
1.246 766 (314) 66 (8) (216) 1.540
30.2. Depósitos judiciales Los depósitos judiciales se presentan de acuerdo con la naturaleza de las correspondientes causas: Activo no corriente
Fiscales Civiles Laborales Ambientales Otros
31.12.2015
31.12.2014
1.044 690 684 78 3 2.499
1.006 663 928 80 5 2.682
30.3. Procesos judiciales no provisionados Los procedimientos judiciales que constituyen obligaciones presentes cuya salida de recursos no es probable o que no pueda haber una estimativa suficientemente fiable del valor de la obligación, así como aquellos que no constituyen obligaciones presentes, no son reconocidos, sin embargo son divulgados, a menos que sea remota la posibilidad de salida de recursos. Los pasivos contingentes estimados para los procedimientos judiciales el 31 de diciembre de 2015, para los cuales la posibilidad de pérdida es considerada posible, son presentados en la siguiente tabla: Naturaleza
Estimado
Fiscales Civiles - Generales Laborales Civiles - Ambientales Otros
29.276 5.108 5.651 1.472 2 41.509
Los cuadros a continuación detallan las principales causas de naturaleza fiscal, civil, ambiental y laboral, cuyas expectativas de pérdidas son clasificadas como posibles:
F-85
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) Descripción de los procesos de naturaleza fiscal Actor: Secretaría de Hacienda Federal de Brasil 1) Incidencia del Impuesto sobre la Renta Retenido en la Fuente - IRRF y Contribución de Intervención en el Dominio Económico - CIDE sobre las remesas para el pago de fletes de embarcaciones. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales. 2) Deducción inmediata de la base de cálculo del IRPJ y CSLL de gastos con desarrollo de la producción de petróleo en los ejercicios de 2008 y 2009. Situación actual: Aguardando juicio de defensa en la instancia administrativa. 3) Pedidos de compensación de tributos federales no homologados por la Hacienda Federal. Situación actual: Aguardando juicio de defensa en la instancia administrativa. 4) Deducción de la base de cálculo de IRPJ y CSLL de los valores pagos al Plan Petros, así como de gastos diversos efectuados en 2007 y 2008 en relación a los beneficios de los empleados y Petros. Situación actual: Aguardando juicio de defensa en la instancia administrativa. 5) Ganancias de controladas y asociadas domiciliadas en el exterior, en los ejercicios de 2005 a 2010, no añadidas en la base de cálculo de IRPJ y CSLL. Situación actual: Aguardando juicio de defensa en la instancia administrativa. 6) Incidencia de contribuciones a la seguridad social en el pago de abono y gratificación contingente a los empleados. Situación actual: Aguardando juicio de defensa en la instancia administrativa. 7) Cobranza del CIDE-Combustibles en el período de marzo de 2002 hasta octubre de 2003 en transacciones con distribuidoras y puestos de combustibles detentores de mandatos judiciales que determinaron las ventas sin repase del referido impuesto. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en fase judicial. Actor: Secretaría de Hacienda del Estado de São Paulo 8) Cobranza de multa por supuesto incumplimiento de obligación accesoria cuando del traslado de la sonda para el bloque exploratorio y el regreso de esta embarcación, así como de VAT (ICMS) derivado del no encuadramiento del régimen aduanero de admisión temporaria por el hecho del despacho de la sonda haber sido realizado en Niteroi/RJ y no en el estado de SP. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en fase judicial. 9) Diferimiento de ICMS en las ventas de Biodiesel B100, así como por el uso de tasa de ICMS (7%) en transacciones interestatales de ventas de Biodiesel B100 con los Estados de la región Centro-Oeste, Norte, Noreste de Brasil, y con el Estado de Espírito Santo. Situación actual: La cuestión envuelve proceso en fase administrativa. Actor: Secretaría de Hacienda de los Estados de PR, AM, BA, ES, PA, PE y PB 10) Incidencia de ICMS sobre diferencias en la medición inicial y final de los inventarios, en las ventas de petróleo y gas. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales. Actor: Secretaría de Hacienda de RJ, MG e BA. 11) Exigencia de ICMS en operaciones de salida de Gas Natural Licuado - GNL e C5 con emisión de documento fiscal no acepto por la autoridad fiscal, así como cuestionamiento del derecho de aprovechar el crédito. Situación actual: Aguardando juicio de defensa en la instancia administrativa. 12) Cobranza de diferencias de alícuotas de ICMS en operaciones de venta de queroseno de aviación para empresas aéreas em el mercado interno. Situación actual: Aguardando juicio de defensa en la instancia administrativa. 13) Crédito del ICMS no revertido debido a salidas exentas o libres de impuestos, promovidas por terceros en las operaciones subsecuentes. Situación actual: La cuestión implica dos liquidaciones de impuestos que están en la instancia administrativa, todavía sin decisión en primera instancia. Actor: Secretaria de Hacienda de los Estados do RJ, SP, ES e BA. 14) Apropiación de crédito de ICMS sobre adquisiciones de mercancías que, en el entendimiento de la fiscalización, no configurarían bienes del activo de propiedad, planta y equipo. Situación actual: Hay actuaciones elaboradas por los Estados, siendo algunas discutidas aún em la esfera administrativa, y otras em la esfera judicial. Actor: Municipalidades de Anchieta, Aracruz, Guarapari, Itapemirim, Mataraízes, Linhares, Vila Velha y Vitória. 15) Cobranza de impuesto incidente sobre servicios prestados en aguas marítimas (ISSQN) por algunos municipios localizados en el Estado de Espírito Santo, con el argumento que el servicio fuera prestado en sus "respectivos territorios marítimos". Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales. Actor: Secretaría de Hacienda de los Estados de SP, RS y SC 16) Cobranza de ICMS sobre las importaciones de gas natural provenientes de Bolivia para el Estado de MS, bajo la excusa de que estos estados eran los destinatarios finales (consumidores) del gas importado. Situación actual: La cuestión implica procesos en los procedimientos judiciales y administrativos, así como tres demandas civiles originarias pendientes en el Supremo Tribunal Federal. Actor: Secretarías de Hacienda de los Estados de RJ, SP, SE y BA. 17) No recaudación de los créditos de ICMS en la adquisición de taladros de perforación y de productos químicos utilizados en la formulación de fluido de perforación. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales. Actor: Secretaría de Hacienda de los Estados de São Paulo, Ceará, Paraíba, Rio de Janeiro, Bahia y Pará 18) Cobranza y crédito de ICMS en operaciones de consumo interno, de óleo bunker y de óleo diésel marítimo destinados a embarcaciones fletadas. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales. Actor: Secretaría de Hacienda del Estado de Pernambuco 19) Cobranza de ICMS sobre ventas interestatales de gas natural con destino a las distribuidoras ubicadas en su Estado. La fiscalización entiende que las operaciones serian de transferencia, una vez que las actividades realizadas en el "city-gate" son de industrialización, caracterizando como un establecimiento y consecuentemente exigiendo la diferencia entre el impuesto incidente en la operación de venta y
F-86
Estimativa
8.256
3.022 2.514
1.916
1.685 608
517
1.322
619
284
972
950
523
326
698
653
325
309
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) de transferencia. Situación actual: La cuestión envuelve procesos en diversas fases administrativas y judiciales. 20) Otros procesos de naturaleza fiscal Total de procesos de naturaleza fiscal
Descripción de los procesos de naturaleza civil Actor: Agencia Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP 1) Proceso administrativo que discute la diferencia de participación especial y royalties en varios campos. También incluye la discusión de multas impuestas por la ANP por supuesto incumplimiento del programa exploratorio mínimo e irregularidades en los sistemas de medición de plataformas. Situación actual: Las cuestiones envuelven procesos en diversas fases administrativas y judiciales. 2) Proceso que discute la determinación de ANP de: unificar los campos de Lula y Cernambi, en el consorcio BM-S-11; unificar los campos de Baúna y Piracaba; unificar las concesiones Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Franca, Cachalote, Caxaréu, Jubarte y Pirambu en el Parque das Baleias, generando reflejos en el pago de las participaciones especiales (PE). Situación actual: Las cuestiones envuelven procesos judiciales y arbitrajes. Por fuerza de decisiones judiciales, los arbitrajes están suspendidos. En el caso de los campos de Lula y Cernambi, los valores de las supuestas diferencias de participaciones gubernamentales fueron depositados judicialmente, sin embargo con la casación de la liminar favorable, actualmente las diferencias han sido pagas directamente a ANP, hasta que sea reformada la decisión judicial correspondiente. En el caso de los campos de Baúna y Piracaba, por fuerza de decisión liminar concedida por el Judiciario, PETROBRAS deposita el monto controvertido de las PGs en juicio. En el caso de la unificación de los Campos de Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Franca, Cachalote, Caxaréu, Jubarte y Pirambu por fuerza de decisiones judiciales y del propio tribunal arbitral, la cobranza de las supuestas diferencias de PE está suspendida. Actor: Refinaria de Petróleo de Manguinhos S.A. 3) Acción de indemnización en que busca resarcimiento por los daños causados por una conducta anticompetitiva alegada en la venta de gasolina y derivados (Diesel y GLP) en el mercado interno. Situación actual: La cuestión implica procesos en los procedimientos judiciales, donde la compañía fue condenado en primera instancia. La Compañía ha buscado garantizar sus derechos, dado que el CADE ha examinado la cuestión y decidido por la ausencia de la conducta anticompetitiva de Petrobras. Actor: Vantage Deepwater Company e Vantage Deepwater Drilling Inc 4) Arbitraje en los Estados Unidos acerca de la terminación unilateral del contrato de servicios de perforación vinculado al buque sonda Titanium Explorer. Situación actual: El proceso se encuentra en fase de conocimiento, donde la Compañía busca sus derechos presentando documentos para demostrar que el autor no ha cumplido con sus obligaciones contractuales. 5) Procesos diversos de naturaleza civil Total de los procesos de naturaleza civil
360 3.417 29.276
Estimativa
1.246
1.220
411
400 1.831 5.108
.
Descripción de los procesos de naturaleza laboral Actores: Sindipetro de ES, RJ, BA, MG, SP, PE, RN, PR, SC y RS (*). 1) Acciones colectivas que requieren la revisión de la metodología de cálculo del complemento de la Remuneración Mínima por Nivel y Régimen (RMNR). Situación actual: La Compañía presentó ante el Tribunal Superior del Trabajo el acuerdo de negociación colectiva de naturaleza jurídica en que, el 19 de octubre de 2015, fue juzgado procedente el pedido de Petrobras y encaminado al Tribunal Pleno para uniformización del entendimiento de la materia en el ámbito del TST. Actores: Sindipetro del Norte Fluminense y Sindipetro de Bahia 2) Acciones de Clase con el fin de obtener diferencias salariales derivadas del cambio en el método de cálculo de las horas extraordinarias en las reflexiones de descanso semanal remunerado, la observación más alta que establece la Ley No. 605/49. Situación actual: En el proceso que se refiere a Sindipetro /BA, Petrobras interpuso recurso y aguarda el juicio por el Tribunal Superior del Trabajo. En el caso en que es el autor Sindipetro /NF, la Compañia ha propuesto Acción de Rescisión procesada en TST, cuyo mérito todavía no fue juzgado. Actores: Sindicato de los Petroleiros del Norte Fluminense – SINDIPETRO/NF 3) El actor tiene como objetivo condenar PETROBRAS a pagar como extraordinarias las horas de trabajo que superan el límite diario de 12 horas de trabajo efectivo en el sistema de guardia. También tiene la intención de obligar PETROBRAS a cumplir con el límite de 12 horas de trabajo efectivo en el sistema de guardia, sujeto a una multa diaria. Situación actual: La Compañía presentó ante el Tribunal Superior del Trabajo para juicio de los recursos interpuestos por las partes. 4) Otros procesos de naturaleza laboral Total de los procesos de naturaleza laboral (*) Algunas acciones que estaban presentadas como "procesos diversos" fueron incluidas, además de la revisión de estimativa y expectativa.
F-87
Estimativa
2.957
323
282 2.089 5.651
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) Descripción de los procesos de naturaleza ambiental Actor: Ministério Público Federal, Ministério Público Estadual do Paraná, AMAR - Associação de Defesa do Meio Ambiente de Araucária y IAP - Instituto Ambiental do Paraná 1) Proceso judicial que discute obligación de hacer indemnización pecuniaria y daño moral referente al accidente ambiental ocurrido en el Estado de Paraná el 16/07/2000. Situación actual: Procesos sostenidos en parte por juicio contra el que los autores y la Compañía, parte demandada, interpusieron recursos. Actores: Instituto Brasileiro de Meio Ambiente - IBAMA y Ministério Público Federal. 2) Procesos administrativos derivados de multas ambientales relacionadas a operación Upstream, impugnadas por haber divergencia cuanto a interpretación y aplicación de normas por IBAMA, así como una Acción Civil Pública movida por MPF por supuesto daño ambiental, en virtud del hundimiento accidental de la plataforma P-36. Situación actual: Aguardando juicio de defensa y recurso en la esfera administrativa cuanto a las multas. Cuanto a la acción civil pública, Petrobras recurrió de la sentencia que fue desfavorable en el juicio de primer grado, y acompaña el trámite del recurso que será juzgado por el Tribunal Regional Federal. 3) Otros procesos de naturaleza ambiental Total de los procesos de naturaleza ambiental
Estimativa
612
271 589 1.472
30.4. Acciones colectivas (class actions) y procesos relacionados Entre el 8 de diciembre de 2014 y el 07 de enero de 2015, cinco acciones colectivas (class action) fueron propuestas contra la Compañía en Tribunales en los Estados Unidos (United States District Court for the Southern District of New York). Estas acciones fueron consolidadas el 17 de febrero 2015 (“Acción Colectiva Consolidada”). El Tribunal nombró a un demandante líder, Universities Superannuation Scheme Limited (“USS”), el 4 de marzo de 2015, que presentó petición inicial consolidada el 27 de marzo 2015, pretendiendo representar inversores que: (i) han comprado valores mobiliarios de Petrobras cotizados en la Bolsa de Valores de Nueva York, o por medio de otras transacciones ocurridas en los Estados Unidos de América, entre el 22 de enero de 2010 y el 19 de marzo 2015 (el “Período de la Clase”) y que han sufrido pérdidas; (ii) han comprado Notes emitidas en 2012, de acuerdo con el registro de Petrobras para emisión de valores mobiliarios en el mercado americano actualizado en 2009, o las Notes emitidas en 2013 o 2014, de acuerdo con el registro de Petrobras para emisión de valores mobiliarios en el mercado americano actualizado en 2012, durante el Período de la Clase y que sufrieran pérdidas; y (iii) han comprado valores mobiliarios de Petrobras en Brasil durante el Período de la Clase, y que también han comprado valores mobiliarios de Petrobras cotizados en la Bolsa de Valores de Nueva York, o por medio de otras transacciones ocurridas en los Estados Unidos de América, en el mismo período. El demandante líder de la acción activa consolidada alega que la Compañía, a través de los hechos relevantes, comunicados y otras informaciones archivadas en la SEC, habría divulgado informaciones materialmente falsas y cometido omisiones capaces de inducir los inversores al error, principalmente con respecto al valor de sus activos, gastos, ganancias netas y la eficacia de sus controles internos sobre los estados financieros y las políticas anti-corrupción de la Compañía, en función de denuncias de corrupción con relación a determinados contratos, lo que tendría supuestamente aumentado artificialmente el precio de los valores mobiliarios de Petrobras. El 17 de abril de 2015, Petrobras, su controlada Petrobras Global Finance BV (PGF) y los bancos suscriptores de ofertas públicas de títulos (“Bancos Subscritores”) presentaron Motion to Dismiss, una defensa en que son presentados argumentos jurídicos requiriendo la extinción sumaria del proceso. El 9 de julio de 2015, el Juez emitió decisión sobre la Motion to Dismiss, acogiendo parcialmente los argumentos de la Compañía. El Juez reconoció, entre otros puntos, que los pleitos relacionados a la emisión de ciertos títulos de deuda realizada en los EE. UU. en 2012 con base en el Securities Act de 1933 están prescritos, y que los pedidos relativos a los valores mobiliarios adquiridos en Brasil están sujetos a resolución por arbitraje, conforme previsto en el Estatuto Social de Petrobras. El Juez rechazó los otros argumentos presentados en la Motion to Dismiss y, con base en esta decisión, la Acción Colectiva Consolidada continuó en cuanto a los demás pleitos.
F-88
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Conforme autorizado por el Juez, fueran presentadas nuevas peticiones consolidadas el 16 de julio de 2015, el 1 de septiembre de 2015 y el 30 de noviembre de 2015. Esta última fue presentada por el demandante líder USS y tres otros demandantes (Union Asset Management Holding AG; Employees’ Retirement System of the State of Hawaii; y North Carolina Department of State Treasurer), conteniendo los pleitos de la Acción Colectiva Consolidada que no han sido rechazados o que el Juez autorizó que fueran reformulados en su decisión del 9 de julio de 2015. Esta petición consolidada también extiende el Período de la Clase hasta el 28 de julio de 2015, además de incluir Petrobras America Inc. (PAI) como demandado. El 7 de diciembre de 2015, Petrobras, PGF, PAI y los Bancos Suscriptores presentaron Motion to Dismiss contra la petición consolidada. El 20 de diciembre de 2015, el Juez emitió decisión sobre esta Motion to Dismiss, acogiendo parcialmente los argumentos de la Compañía. Entre otras decisiones, el Juez rechazó los pleitos de los demandantes de la petición consolidada, basados en la adquisición de títulos emitidos por la Compañía cuando no consiguieron probar que han sido adquiridos en transacciones ocurridas en los EE. UU. El Juez también rechazó pleitos basados en la Securities Act de 1933, en relación a ciertas adquisiciones, cuando los demandantes no consiguieron demonstrar que basaron sus decisiones en informaciones divulgadas por Petrobras. Otros argumentos de la Motion to Dismiss fueron rechazados, por lo tanto la Acción Colectiva Consolidada continuará en cuanto a los demás pleitos. El 15 de octubre de 2015, los demandantes presentaron una petición requiriendo la certificación de clase para la Acción Colectiva Consolidada y, el 6 de noviembre de 2015, Petrobras, PGF, PAI y los Bancos Suscriptores presentaron petición impugnando tal requerimiento. El 2 de febrero de 2016, el Juez aceptó la petición para certificación de clase, determinando que los representantes de la clase de inversores cuyos pleitos son basados en el Securities Act serán los demandantes Employees’ Retirement System of the State of Hawaii y North Carolina Department of State Treasurer, y el representante de la clase de los inversores cuyos pleitos son basados en el Exchange Act será el demandante Universities Superannuation Scheme Limited. Adicionalmente a la Acción Colectiva Consolidada, hasta la presente data, 28 acciones han sido propuestas por inversores individuales delante de la misma Corte Federal para el Distrito Sur de Nueva Iork en los Estados Unidos (Southern District of New York) con alegaciones similares a aquellas presentadas en la acción colectiva. El 21 de agosto de 2015, Petrobras, PGF y los Bancos Suscriptores de ofertas públicas de títulos presentaron Motion to Dismiss y, el 15 de octubre de 2015, el juez acogió parcialmente esta defensa. El Juez reconoció, entre otros puntos, la prescripción de ciertos pleitos basados en el Exchange Act, en el Securities Act, y en legislaciones estaduales. El Juez rechazó los otros argumentos presentados en la Motion to Dismiss y, con base en esta decisión, estas acciones tendrán seguimiento. Además, una acción semejante fue presentada por inversores individuales en el Distrito Leste de Pensilvania. El Juez determinó que (i) la Acción Colectiva Consolidada y las acciones individuales serán resueltas por un jurado en único juicio que deberá durar, como máximo, 8 semanas; (ii) que la audiencia de juicio comenzará el 19 de septiembre de 2016; y (iii) que cualquier acción individual presentada después del 31 de diciembre de 2015 será suspendida para todos los efectos hasta el cierre del juicio previsto. El 17 de marzo de 2016, una nueva acción fue iniciada por inversores individuales delante de la misma Corte Federal para el Distrito Sul de Nueva Iorque, presentando alegaciones semejantes a las formuladas en la Acción Colectiva Consolidada. De acuerdo con decisión del Juez, esta acción permanecerá suspendida hasta la conclusión del juicio de las demás acciones. Estas acciones están en etapa preliminar e involucran cuestiones muy complejas, sujetas a incertidumbres sustanciales y que dependen de factores como: tesis legales inéditas, la información producida en el procedimiento probatorio (discovery), el tiempo de las decisiones judiciales, la obtención de pruebas en poder de terceros o actores, la decisión de la corte sobre cuestiones clave del proceso, análisis de expertos, el potencial y la intención de las partes empezaren negociaciones de buena fe para un acuerdo. F-89
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Además, las pretensiones formuladas son amplias, cubren varios años e implican una variedad de actividades y los actores no indicaron un monto del daño alegado en la Acción Colectiva Consolidada o en las acciones individuales. Las incertidumbres inherentes a todas estas cuestiones afectan el monto y el tiempo para la decisión final de estas acciones. Como resultado, la Compañía no es capaz de producir una estimativa fiable de la potencial pérdida en esas disputas. Caso la decisión del proceso sea contraria o si haya un acuerdo, la Compañía podrá tener que pagar grandes valores, lo que podría tener un efecto material adverso en su situación financiera, en sus resultados o en su flujo de efectivo consolidados, en un periodo determinado. La Compañía contrató una oficina de abogacía estadunidense especializada e está se defendiendo firmemente de las alegaciones hechas en estas acciones.
30.5. Contingencias activas Recuperación de PIS y COFINS La Compañía interpuso acciones ordinarias contra el Gobierno Federal, referentes a la recuperación, a través de compensación, de los valores recaudados a título de PIS incidentes sobre ingresos financieros y variaciones cambiarias activas, en el período comprendido entre febrero de 1999 y noviembre de 2002, y COFINS comprendido entre febrero de 1999 y enero de 2004, considerando la inconstitucionalidad del § 1º del art. 3º de la Ley 9.718/98. El 9 de noviembre de 2005, el Supremo Tribunal Federal consideró inconstitucional el mencionado en el § 1º del art. 3º de la Ley nº 9.718/98. El 18 de noviembre de 2010, el Superior Tribunal de Justicia juzgó procedente la acción de Petrobras, interpuesta en 2006 para recuperar los valores de COFINS del período de enero de 2003 a enero de 2004. Después del tránsito en juzgado de la acción, la Compañía reconoció el valor de US$ 290. En relación a los valores de PIS y COFINS indebidamente pagados sobre los ingresos financieros en el período de febrero de 1999 hasta diciembre de 2002, cuya demanda fue presentada en 2005, la Compañía reconoció en septiembre de 2014 el valor de US$ 957 (US$ 360 en otros gastos netos y US$ 597 en resultado financiero), después de que el derecho a la recuperación ha sido reconocido definitivamente, y finalización de la encuesta del valor y los documentos que permitieron el pedido de liquidación judicial. El 31 de diciembre de 2015, la Compañía posee US$ 758 valores de PIS y COFINS, ajustados por inflación, registrados en otros activos realizables a largo plazo, que están en fase de liquidación judicial, como se detalla en el cuadro siguiente: 31.12.2015
COFINS - enero 2003 a enero 2004 PIS / COFINS - febrero 1999 a noviembre 2002 Ajuste por inflación Saldo actualizado registrados en el activo no corriente
127 566 65 758
F-90
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31. Compromisos de compra de gas natural El 18 de agosto de 2014, Petrobras firmó un acuerdo con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB, para solucionar las divergencias existentes en la ejecución del contrato de importación de gas natural boliviano para el mercado brasileño (Contrato GSA Petrobras-YPFB). El acuerdo contempla la solución para las diferentes interpretaciones del GSA, a través de pagos y compensaciones entre las partes, incluyendo la celebración de un contrato de suministro de gas natural buscando retomar la operación de la termoeléctrica - UTE Cuiabá a partir de abril de 2014, generando un desembolso de US$ 383. Después de las compensaciones realizadas por cada parte, este acuerdo fue capaz de generar un flujo de efectivo neto positivo a Petrobras durante el período de cálculo. Al 31 de diciembre de 2015, el valor total del Contrato GSA para el período 2016-2019 es de aproximadamente 43,95 mil millones de m³ de gas natural equivalente a 30,08 millones de m³ por día, lo que corresponde a un valor total de US$ 6,46 mil millones.
32. Garantías a los contratos de concesión para exploración de petróleo Petrobras concedió garantías a la Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP en un total de US$ 1.592 para los Programas de Exploraciones Mínimas previstos en los contratos de concesión de las áreas de exploración, permaneciendo en vigor el 31 de diciembre de 2015, US$ 1.225 netos de los compromisos ya cumplidos. De dicho monto, US$ 1.060 corresponden a la entrega en garantía de petróleo de campos previamente identificados y ya en fase de producción y US$ 165 se refieren a garantías bancarias.
33. Gestión de riesgos Petrobras está expuesta a una serie de riesgos derivados de sus operaciones, tales como el riesgo relacionado con los precios de petróleo y derivados, con las tasas de cambio y de intereses, riesgo de crédito y de liquidez. En la Compañía, los riesgos deben ser considerados en todas las decisiones y a su gestión debe ser realizada de modo integrado, aprovechando los beneficios de la diversificación. La Compañía instituyó el Directorio de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, con la misión de asegurar la conformidad procesual y mitigar riesgos en sus actividades, incluyendo los de fraude y corrupción. Las materias sometidas a la deliberación del Directorio Executiva cuentan, necesariamente, con previa manifestación favorable de este directorio cuanto a la gobernanza, gestión de riesgos y conformidad de los procedimientos. La gestión de riesgos corporativos está de acuerdo con el compromiso de la Compañía de actuar de forma ética y en conformidad con os requisitos legales y regulatorios establecidos en los países donde actúa, siendo los riesgos considerados en todas las decisiones y su gestión realizada de manera integrada. Para la gestión de riesgos de mercado/financiero son adoptadas acciones preferencialmente estructurales, creadas en consecuencia de una gestión adecuada del capital y del endeudamiento de la empresa. Las tablas a continuación presentan un resumen de las posiciones de instrumentos financieros derivativos mantenidos por la Compañía al 31 de diciembre de 2015, reconocidas como otros activos y pasivos corrientes, además de los valores reconocidos en el resultado, otros resultados integrales del ejercicio y garantías dadas como colaterales por naturaleza de las operaciones:
F-91
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Valor referencia
Derivados no designados como hedge Contratos Futuros (*) Compra/Petróleo y derivados Venta/Petróleo y derivados Contratos de opciones (*) Compra/Petróleo y derivados Venta/Petróleo y derivados Contratos a término Compra/Cambio (ARS/USD) (**) Compra/Cambio (BRL/USD) (**) Venta/Cambio (BRL/USD) (**) Derivados designados como hedge Swap Cambio - cross currency swap (**) Interés - Libor/Tasa Fija (**)
Posición financiera consolidada Valor razonable Posición Activa (Pasiva) Vencimiento
31.12.2015
31.12.2014
31.12.2015
31.12.2014
(5.694) 53.735 (59.429) 123 − 123
(4.314) 84.544 (88.858) (594) (364) (230)
USD 0 USD 217 USD 50
USD 10 USD 0 USD 249
38 − − 10 − 10 6,3 − 6 0,3
70 − − 0,7 (0,4) 1,1 2 (1) 1 2
(33) (16) (17)
(42) (22) (20)
21.3
31.7
USD 298 USD 396
USD 298 USD 419
Total reconocido en el Balance General
2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016
2016 2017
(*) Valor referencia en mil bbl (**) Valores em USD están en millones.
Ganancia / (Pérdida) reconocida en los estados de resultados (*)
Derivativos de commodities Derivativos de moeda Derivativos de juros Derivativo embutido - etanol Hedge de fluxo de caixa sobre exportações (***)
Ganancia / (Pérdida) reconocida en el Patrimonio Neto (**)
Garantías dadas como colaterales
2015
2014
2013
2015
2014
2013
31.12.2015
31.12.2014
238 27 (9) − 256
368 (20) (11) − 337
(105) (39) − (37) (181)
− 9 1 − 10
− 10 (1) − 9
− 10 11 − 21
7 − − − 7
6 − − − 6
(2.057) (1.801)
(702) (365)
(303) (484)
(19.075) (19.065)
(5.741) (5.732)
(5.923) (5.902)
− 7
− 6
(*)Importes reconocidos en los resultados en el período. (**)Importes reconocidos como otro resultado integral en el periodo. (***)Uso de instrumentos financieros no derivados designados como instrumentos de cobertura, tal como se establece en la nota 33.2.
El análisis de sensibilidad con respecto a los diferentes tipos de riesgo de mercado a los cuales la Compañía está expuesta con base en su posición en instrumentos financieros derivados al 31 de diciembre de 2015 se presenta a continuación:
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Operaciones Derivados no designados como Hedge Contratos Futuros Contratos a término Contratos a término Swap Opciones
Derivados designados como Hedge Swap Deuda Efecto neto Swap Deuda Efecto neto
Escenario Probable (*)
Riesgo
Consolidado Escenario Escenario Posible Remoto (∆ (∆ de 25%) de 50%)
38 2 − − 9 49
(44) (42) − − 9 (77)
(127) (83) − − 9 (201)
Cambio - Apreciación del JPY ante el USD
(8) 8 −
(59) 59 −
(99) 99 −
Intereses - Valorización de la tasa LIBOR
4 (4) −
(2) 2 −
(3) 3 −
Petróleo y Derivados - Fluctuación de precios Cambio - Desvalorización del BRL ante el USD Cambio - Valorización del ARS ante el USD Intereses - Desvalorización de la tasa de interés en EUR Petróleo y Derivados - Fluctuación de precios
(*) El escenario probable fue calculado considerando los siguientes riesgos: Real vs. Dólar - desvalorización del Real en 3,7% / Yen vs. Dólar - desvalorización del Yen en 2,9% / Peso vs. Dólar - desvalorización del Peso en 12%. Curva Futura de LIBOR - aumento del 0,31% a lo largo de la curva. Fuente: Focus y Bloomberg.
33.1. Gestión de riesgo de los precios de petróleo y derivados Petrobras mantiene preferentemente la exposición al ciclo de precios, evitando usar derivados para proteger operaciones de compra o venta de mercancías cuyo objetivo sea satisfacer sus necesidades operativas. Las operaciones con derivados existentes se refieren, usualmente, a la protección de los resultados esperados de transacciones comerciales a corto plazo.
33.2. Gestión de riesgo cambiario En lo que se refiere a la gestión de riesgos cambiarios, Petrobras busca identificarlos y tratarlos considerando un análisis integrado de los negocios mediante el aprovechamiento de los beneficios inherentes de la diversificación. A corto plazo, el tratamiento del riesgo se lleva a cabo mediante la asignación de las inversiones de efectivo entre real, dólar u otra moneda. La estrategia de gestión de riesgos cambiarios puede involucrar el uso de instrumentos financieros derivados para minimizar la exposición cambiaria de ciertas obligaciones de la Compañía.
a)
Hedge de flujo de efectivo involucrando las exportaciones futuras de la Compañía
La Compañía designa relaciones de hedge entre “exportaciones futuras altamente probables” (ítem protegido) y cuotas de ciertas obligaciones (instrumento de protección) en dólares estadounidenses, para que los efectos cambiarios de ambos sean reconocidos en el mismo instante en los estados de resultado. Parcelas de los saldos de principal, interés de endeudamientos (no derivativos) y contratos de cambio a termo fueron designados como instrumentos de protección. Los derivativos vencidos durante el ejercicio fueron substituidos por saldos de principal e interés de deudas en las relaciones de hedge para los cuales habían sido designados. Las relaciones de hedge individuales fueron establecidas en la proporción de un para un, es decir, para una parcela de “exportaciones futuras altamente probables” de cada mes fue designada una relación de hedge individual, protegida por una parcela del endeudamiento de Petrobras. La Compañía considera como “exportaciones futuras altamente probables” apenas una parcela del total de las exportaciones previstas.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Caso las exportaciones designadas en relación de hedge dejen de ser consideradas “altamente probables”, pero continúen previstas, la relación de hedge es revocada y la variación cambiaria acumulada hasta la fecha de la revocación es mantenida en el patrimonio neto, siendo reclasificada para el resultado en el instante en que las exportaciones ocurrieren. También pueden ocurrir situaciones en que las exportaciones designadas en relación de hedge dejen de ser previstas. En estos casos, la variación cambiaria, referente a las deudas que superaron el total de exportaciones previstas, acumulada en el patrimonio neto hasta la fecha de la revocación, es reclasificada inmediatamente para el resultado. En diciembre de 2015, exportaciones designadas en relaciones de hedge para algunos meses de 2016 dejaron de ser previstas, implicando en la revocación de la relación de hedge y en la reclasificación de la variación cambiaria acumulada en el patrimonio neto para el resultado. Esta parcela de variación cambiaria reconocida en el resultado de diciembre de 2015 fue de US$ 52. Los valores de los instrumentos de protección al 31 de diciembre de 2015, además de la realización anual del saldo de variación cambiaria registrada en otros resultados integrales, tomando como base una tasa de BRL/USD de 3,9048, en el patrimonio neto, son presentados a continuación:
Instrumento de hedge Instrumentos financieros no derivados (deuda e interés)
Objeto de hedge
Tipo de riesgo protegido
Parte de las exportaciones mensuales previstas altamente probables
Cambiario -Tasa Spot R$ x US$
Valor de los Instrumentos de Protección Valor Principal el 31.12.2015 Período (US$ millones) (R$ millones)
Enero de 2016 a Noviembre de 2026
Cambio del valor de referencia (principal e interés) Valores designadas el 31 de diciembre de 2014 Nuevas designaciones, revocaciones y re-designaciones Realización de las exportaciones Amortización del endeudamiento Variación cambiaria Valores designadas el 31 de diciembre de 2015
61.520
240.222
US$ millones
R$ millones
50,858 23,336 (5,401) (7,273) − 61,520
135,088 81,137 (17,704) (27,038) 68,739 240,222
La relación entre deudas designadas en relaciones de hedge y exportaciones futuras altamente probables sigue la distribución en el tiempo a continuación: Valor protegido/Exportaciones futuras altamente probables (%)
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
82
83
80
78
71
61
57
2023 2024 a 2026
55
49
Media
60
A seguir son presentados los cambios de la variación cambiaria registrada en otros resultados integrales al 31 de diciembre de 2015, a ser realizadas por las exportaciones:
Saldo el 1 de enero de 2015 Reconocidos en el patrimonio neto Transferidos para resultado por realización Transferidos para resultado por exportaciones previstas que han dejado de ser esperadas Saldo el 31 de diciembre de 2015
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Variación cambiaria
Efecto tributario
Total
(11.664) (21.132) 2.004 53 (30.739)
3.966 7.185 (682) (18) 10.450
(7.698) (13.947) 1.322 35 (20.289)
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Cambios en las expectativas de realización de precios y volúmenes de exportación en futuras revisiones de los planes de negocios pueden venir a determinar necesidad de reclasificaciones adicionales de variación cambiaria acumulada en el patrimonio neto para resultado. Un análisis de sensibilidad con precio promedio del petróleo brent más bajo en US$ 10/barril que lo considerado en la última revisión del PNG 2015-2019, indicaría la necesidad de reclasificación de aproximadamente US$ 416 del patrimonio neto para el resultado. A continuación es presentada la expectativa anual de realización del saldo de variación cambiaria acumulada en el patrimonio neto, al 31 de diciembre de 2015:
Realización por año
b)
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024 hasta 2026
Total
(3.727)
(4.301)
(4.453)
(3.942)
(3.312)
(3.198)
(3.276)
(2.308)
(2.222)
(30.739)
Hedge del flujo de efectivo relacionado con contratos de swap - Yen x Dólar
La Compañía también mantiene una operación de hedge denominada cross currency swap para fijar en dólares los costos relacionados a Bonds emitidos en yenes, no habiendo la intención de liquidar tales contratos antes del plazo de vencimiento. La relación entre el derivado y el préstamo también fue designada como hedge de flujo de efectivo.
c)
Análisis de sensibilidad de los instrumentos financieros sujetos a variación cambiaria
El escenario considerado probable y referenciado por fuente externa, además de los escenarios posible y remoto que tienen en cuenta la apreciación del cambio (riesgo) en el 25% y 50%, respectivamente, a excepción de los activos y pasivos en moneda extranjera de las controladas en el exterior, cuando hecho en moneda equivalente a sus respectivas monedas funcionales, están descritas a continuación:
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Exposición en 31.12.2015
Instrumentos Financieros Activos Pasivos Hedge de flujos de efectivo en exportaciones
5.433 (66.214) 61.520 739 (558) 28 (2.253) (2.225) 8.771 (15.171) (6.400) 7 (26) (19) 2.332 (4.955) (2.623) 597 (634) (37) (11.123)
Pasivos (**) Activos Pasivos Activos Pasivos Activos Pasivos Activos Pasivos Activos Pasivos
Riesgo
Dólar/ Real
Yen/ Dólar Euro/ Real
Euro/ Dólar
Libra/ Real Libra/ Dólar
Dólar/ Peso
Escenario Probable (*)
202 (2.462) 2.288 28 17 − (1) (1) (322) 556 234 1 (2) (1) 45 (96) (51) 66 (70) (4) 222
Consolidado Escenario Escenario Posible Remoto (∆ de (∆ de 25%) 50%)
1.358 (16.553) 15.380 185 (140) 7 (563) (556) 2.193 (3.793) (1.600) 2 (6) (4) 583 (1.239) (656) 149 (159) (10) (2.781)
2.716 (33.107) 30.760 369 (279) 14 (1.127) (1.113) 4.386 (7.585) (3.199) 4 (13) (9) 1.166 (2.477) (1.311) 298 (317) (19) (5.561)
(*) El escenario probable fue calculado considerando los siguientes cambios en los riesgos: Real vs. Dólar - desvalorización del Real en 3,7% / Yen vs. Dólar - desvalorización del Yen en 2,9% / Peso vs. Dólar - desvalorización del Peso en 12,0% / Euro vs. Dólar - desvalorización del Euro en 3,5% / Libra vs. Dólar - valorización de la Libra en 1,9% / Real vs. Euro desvalorización del Real en 0,1% / Real vs. Libra - desvalorización del Real en 5,7% . Fuente: Focus y Bloomberg. (**) Parte de la exposición está protegida por derivado Cross Currency Swap.
33.3. Gestión de riesgos de la tasa de interés Petrobras, preferiblemente, no utiliza instrumentos financieros derivados para administrar la exposición a las fluctuaciones de las tasas de interés, pues estas no causan impacto significativo, excepto en situaciones específicas presentadas por controladas de Petrobras.
33.4. Gestión del capital La gestión del capital de la Compañía tiene como objetivo mantener su estructura de capital en los niveles adecuados, destinados a la continuidad del negocio y el valor de aumento para los accionistas e inversores. Las principales fuentes de recursos de la empresa han sido la generación de efectivo operacional y fondos de terceros obtenidos a través de préstamos, emisiones de bonos en los mercados internacionales de capital y desinversiones. La Compañía mantiene un perfil de deuda adecuada a los plazos de vencimiento de las inversiones, con el periodo medio de amortización de alrededor de siete años. El endeudamiento neto se calcula a través de la suma del endeudamiento de corto y largo plazos, sustraído de efectivo y equivalentes al efectivo y de títulos públicos federales y de los time deposits con vencimiento superior a tres meses. El EBITDA ajustado es la ganancia neta antes del resultado financiero neto, impuesto sobre la renta/contribución social, depreciación/amortización, participación en inversiones y pérdida en el valor recuperable de activos (impairment). Tales medidas no son definidas según las normas internacionales de contabilidad (IFRS) y no deben ser consideradas aisladamente ni en reemplazo de las métricas de ganancia, endeudamiento y generación de efectivo operativa en IFRS, tampoco ser base de comparación con los indicadores de otras empresas.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Total de financiaciones (corrientes y no corrientes) Efectivo y equivalentes al efectivo Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses) Endeudamiento neto Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) EBITDA ajustado Índice de endeudamiento neto/EBITDA ajustado
2015
2014
126.216 (25.058) (779) 100.379 60% 22.760 4,41
132.158 (16.655) (9.302) 106.201 48% 24.966 4,25
El desarrollo de nuevos proyectos en la industria del petróleo y el gas implica un considerable tiempo para madurar y el uso intensivo de los recursos financieros, por lo que la Compañía pueda tener inversiones más grandes que el flujo de efectivo operativo durante ciertos períodos. El mantenimiento del precio de petróleo en los niveles actuales, durante un largo período, también puede afectar la capacidad de flujo de efectivo operativo. De este modo, la Compañía puede convivir temporalmente con el empeoramiento de los indicadores hasta que las inversiones estén generando efectivo y/u otros ajustes resultantes de la revisión del Plan de Negocio y Gestión en curso sean implementados. Además, el plan de desinversiones para el bienio 2015-2016, en monto total de US$ 15,1 mil millones, es parte de la planificación financiera de la Compañía, que tiene como objetivo reducir el apalancamiento, preservar el efectivo y centrarse en las inversiones prioritarias, especialmente de la producción de petróleo y gas en Brasil en áreas de alta productividad y retorno. Sin embargo, esta cartera de desinversión es dinámica, porque el desarrollo de las transacciones dependerá de las condiciones de negocio y de mercado, y puede haber cambios dependiendo del entorno externo y del análisis continuo de los negocios de la Compañía, sin cumplir, por estas razones, las condiciones de calificación para activos mantenidos para venta, como definido en la nota 4.12.
33.5. Riesgo de crédito La política de gestión de riesgo de crédito busca minimizar la posibilidad de no recibir por las ventas y valores aplicados, depositados o garantizados por instituciones financieras y de contrapartes, mediante análisis, concesión y gestión de los créditos, utilizando parámetros cuantitativos y cualitativos adecuados a cada uno de los segmentos de mercado de actuación. La cartera de crédito comercial de la Compañía es bastante diversificada, estando los créditos concedidos divididos entre clientes del mercado interno de Brasil y de mercados del exterior. El crédito concedido a instituciones financieras es utilizado en la aceptación de garantías, en la aplicación de excedentes de efectivo, y como contrapartes en operaciones de derivados, estando distribuido entre los principales bancos internacionales clasificados por las agencias de clasificación internacional de riesgos como “grado de inversión”, y los más importantes bancos brasileños.
33.5.1. Calidad del crédito de activos financieros a) Cuentas a cobrar de clientes La mayor parte de los clientes de Petrobras no tiene clasificación de riesgo concedida por agencias calificadoras. De esta forma, las comisiones de crédito evalúan la calidad del crédito tomando en cuenta entre otros aspectos el ramo de actuación del cliente, relacionamiento comercial, histórico financiero con Petrobras, su situación financiera, definiendo así límites de crédito, que son monitoreados regularmente.
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b) Otros activos financieros La calidad del crédito de activos financieros clasificados como efectivo y equivalentes al efectivo y títulos y valores mobiliarios tiene como base la clasificación de riesgo concedida por las agencias calificadoras Standard & Poor’s, Moody's y Fitch. Las informaciones sobre dichos activos financieros, que no están vencidos y sin evidencias de pérdidas, se disponen a continuación: Efectivo y equivalentes al efectivo
AAA AA A BBB BB B AAA.br AA.br Otras classificaciones
Activos financieros
2015
2014
2015
2014
− 567 18.947 3.601 167 7 1.688 11 70 25.058
21 100 8.145 1.501 − − 5.221 926 741 16.655
− − − 67 − − 779 − 22 868
− − 20 91 − − 9.281 − 40 9.432
33.6. Riesgo de liquidez Riesgo de liquidez es la posibilidad de insuficiencia de efectivo u otros activos financieros para liquidar las obligaciones en las fechas establecidas y es administrado por la Compañía a través de acciones como: centralización del efectivo del sistema, optimizando la disponibilidad y reduciendo la necesidad de capital de trabajo; efectivo mínimo robusto para asegurar la continuidad de las inversiones y el cumplimiento de obligaciones a corto plazo, mismo en caso de mercado adverso; ampliación de las fuentes de financiación, explorando la capacidad de financiación de los mercados nacionales e internacionales, manteniendo una fuerte presencia en los mercados de capitales, y buscando nuevas fuentes de financiación con nuevos productos para recaudar fondos y en nuevos mercados. A lo largo de 2015, la Compañía utilizó las fuentes tradicionales de financiación (Export Credit Agency – ECAs, mercado bancario, mercado de capitales y bancos de desarrollo) para recaudar los fondos necesarios para la prórroga de la deuda y la financiación de las inversiones. En 2016, la Compañía espera contar con fuentes de financiación tradicionales, con nuevos mercados, y con fondos del programa de desinversión para la satisfacción de sus necesidades de liquidez. El flujo nominal (no descontado) de principal e intereses de las financiaciones por vencimiento, es presentado a continuación: Vencimiento Principal Interés Total
2016
2017
2018
2019
2020
2021 en adelante
31.12.2015
31.12.2014
13.000 6.621 19.621
11.450 6.014 17.464
16.166 5.585 21.751
22.672 4.624 27.296
15.449 3.404 18.853
48.617 32.790 81.407
127.354 59.038 186.392
133.358 46.346 179.704
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
33.7. Seguros (no auditado) Para proteger su patrimonio, Petrobras transfiere, a través de la contratación de seguros, los riesgos que, caso vengan a suceder siniestros, puedan generar pérdidas que tengan impacto significativo sobre el patrimonio de la Compañía, así como también los riesgos sujetos a seguro obligatorio, sea por disposiciones legales o contractuales. Los demás riesgos son cubiertos por autoseguro, con Petrobras intencionalmente asumiendo el riesgo integral, mediante ausencia de seguro. Para los seguros contratados, la Compañía también asume una porción de su riesgo, a través de franquicias que pueden llegar al monto equivalente a US$ 25 millones. Las premisas de riesgo adoptadas no son parte del alcance de una auditoría de estados financieros. En consecuencia, no fueron examinadas por nuestros auditores independientes. Las principales informaciones sobre la cobertura de seguros en vigor al 31 de diciembre de 2015 son demostradas de la siguiente forma: Activo
Tipos de cobertura
Instalaciones, equipos y productos en inventarios Navíos-tanque y embarcaciones auxiliares Plataformas fijas, sistemas flotantes de producción y unidades de perforación marítimas Total
Incendio, riesgos operativos y riesgos de ingeniería Cascos Riesgos de petróleo
Valor asegurado (*)
182.746 3.800 38.741 225.287
(*) La Compañía corrigió valores que fueron informados incorrectamente en el Formulario 6- K enviado a la SEC el 23 de marzo de 2016.
Petrobras no hace seguros de lucros cesantes, control de pozos (operaciones en Brasil), coches y de la red de tuberías en Brasil.
34. Valor razonable de los activos y pasivos financieros Los valores razonables son determinados con base en los precios de mercado, cuando disponibles o, en su ausencia, en el valor presente de los flujos de efectivo futuros esperados. Los valores razonables de efectivo y equivalentes de efectivo, de la deuda de corto plazo, así como de otros activos y pasivos de largo plazo son equivalentes o no difieren significativamente de sus valores contables. La jerarquía de los valores razonables de los activos y pasivos financieros registrados en base recurrente se demuestra a continuación: Nivel I: precios cotizados (sin ajustar) en mercados activos para activos o pasivos idénticos a los cuales la entidad puede acceder en la fecha de la medición. Nivel II: son informaciones, que no los precios cotizados incluidos en el Nivel 1, observables para el activo o pasivo, directa o indirectamente. Nivel III: son informaciones no observables para el activo o pasivo.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Nivel I
Valor justo medido con base en Total del valor razonable Nivel II Nivel III contabilizado
Activos Títulos y valores mobiliarios Derivados de Commodities Derivados de Moneda Extranjera Saldo al 31 de diciembre de 2015 Saldo al 31 de diciembre de 2014
785 48 − 833 2.781,7
− − 6,3 6,3 2
− − − − −
785 48 6,3 839,3 2.783,7
Pasivos Derivados de Moneda Extranjera Derivados de intereses Saldo al 31 de diciembre de 2015 Saldo al 31 de diciembre de 2014
− − − −
(16) (17) (33) (42)
− − − −
(16) (17) (33) (42)
2012
No hay transferencias relevantes entre los niveles. Al 31 de diciembre de 2015, el valor razonable estimado para los préstamos de largo plazo de la Compañía, calculado a tasas de mercado vigentes, es presentado en la nota explicativa 17.
35. Eventos subsecuentes Revisión del Modelo de Gestión y Gobernanza de Petrobras El 28 de enero de 2016, la Company anunció la nueva estructura de organización y el nuevo modelo de gestión y gobernanza, con el objetivo de alinear la organización con la nueva realidad del sector de petróleo y gas, y priorizar la rentabilidad y disciplina de capital. El nuevo modelo de gestión no prevé la suspensión de negocios de la Compañía, sino implica la unificación de actividades. Por lo tanto, la estructura actual de información por segmentos será reevaluada, con el fin de proporcionar a los gestores información suficiente para evaluar el desempeño de los negocios, así como para la toma de decisiones sobre la asignación de recursos y / o inversiones. Acciones en los Estados Unidos basadas en las alegaciones de la “Operación Lava Jato” El 23 de febrero de 2016, el gestor de inversiones EIG Management Company (EIG) y los fondos administrados por EIG presentaron una petición conteniendo reivindicación de jurisprudencia de alegaciones de fraude y complicidad para fraude y conspiración civil alegando, entre otras cosas, que la Compañía aparentemente indujo los actores a invertir en Sete Brasil Participações S.A. (“Sete”) a través de memorandos, presentaciones y otras comunicaciones que fallaran en revelar el supuesto esquema de corrupción que la Compañía y “Sete” estaban supuestamente involucrados, y que las inversiones de los actores en “Sete” supuestamente permitieron Petrobras perpetuar y expandir el esquema de corrupción en detrimento de la parte demandante. Financiación en el mercado bancario El 26 de febrero de 2016, Petrobras firmó un Término de Compromiso (Term Sheet) con China Development Bank (CDB), referente a la captación de US$ 10 mil millones. En paralelo a la firma del término de compromiso, ya están en negociación las minutas de los contratos de financiación, que prevén la ejecución de un acuerdo comercial de suministro de petróleo para empresas chinas, con condiciones similares a las que utilizaron las partes en 2009.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Notas explicativas a los Estados Financieros Consolidados (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario)
Rescisión del contrato de venta del 20% en las concesiones de Bijupirá y Salema El 26 de febrero de 2016, fueron rescindidos por Petro Rio S.A. los contratos de venta firmados con la Compañía el 1 de julio de 2015, relativos a la venta del 20% de participación en las concesiones de los campos de Bijupirá y Salema (BJS), y en la compañía holandesa BJS Oil Operations B.V. (BJSOO BV). Petrobras permanece, por lo tanto, con el 20% de participación en Bijupirá y Salema, en sociedad con Shell Brasil Petróleo Ltda., que posee el 80% restante y opera los campos. De acuerdo con las condiciones contractuales, con la aprobación del CADE el 10 de agosto de 2015, fue recibido por la Compañía el monto de US$ 5 en adelanto, que fue devuelto en marzo de 2016. Incentivo a la exploración y a la producción de petróleo y gas natural en territorio brasileño El 3 de marzo de 2016, el Consejo Nacional de Política Energética - CNPE emitió la Resolución No. 2, autorizando la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles – ANP a prorrogar los plazos de vigencia de los Contratos de Concesión firmados en la Rodada Zero, estableciendo directrices para este proceso, así como determinó que ANP notifique las operadoras cuyos campos están sin producción en los últimos seis meses, solicitando una posición en cuanto a la retomada de la producción, transferencia de derechos o devolución del mismo. La Resolución también prorroga el régimen aduanero especial de bienes destinados a las actividades de investigación y exploración de petróleo y gas, REPETRO, y solicita al Ministerio de Minas e Energía que concluya los estudios para proposición de los parámetros para contratación en régimen de partilla de áreas unitizables en el Pré-Sal. Desembolso del contrato de financiación con el ICBC Leasing (sale and leaseback) El 8 de marzo de 2016, la Compañía informó que fue desembolsado en aquel día el monto de US$ 1 mil millones por ICBC Leasing (Industrial and Commercial Bank of China Leasing), proveniente de estructura financiera que envuelve la plataforma P-52, conforme anunciado al mercado el 13 de octubre de 2015. En esta modalidad de financiación, P-52 fue enajenada al banco a cambio del desembolso del monto combinado. La deuda es paga por medio del alquiler de la unidad y, al final del repago de la deuda, la plataforma vuelve a ser de propiedad de la Compañía. La operación tiene plazo de diez años. Plan de Incentivo a la Desvinculación Voluntaria – PIDV 2016 El 1 de abril de 2016, la Compañía anunció un nuevo plan de incentivo a la desvinculación voluntaria – PIDV 2016, con fines de atingir los objetivos del Plan de Negocios y Gestión. El PIDV 2016 está abierto a todos los funcionarios a partir del 11 de abril hasta el 31 de agosto de 2016. El reconocimiento de la provisión ocurrirá en este periodo, conforme la inscripción de los funcionarios al Plan. El costo exacto de implementación, así como los beneficios económicos y financieros del PIDV 2016, dependerán de algunas variables.
36. Informaciones Relativas a los Títulos Garantizados Emitidos por las Subsidiarias 36.1. Petrobras Global Finance B.V. (PGF) La Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras es garantizadora plena e incondicional dos títulos de deuda emitidos por la Petrobras Global Finance B.V. (PGF), una subsidiaria con 100% de participación de la Petrobras. No existen restricciones pertinentes a la capacidad de Petrobras para obtener fondos de PGF.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) ________________________________________________________________________________________________________________________________
Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) De acuerdo con el Tópico de Codificación 932 – Actividades Extractivas – Petróleo y Gas, emitidos por la Securities and Exchange Commission (SEC), este capítulo proporciona información suplementaria sobre las actividades de producción y exploración de petróleo y gas de la Compañía. Los ítems (a) a (c) proveen información sobre costo histórico, relativa a los costos habidos por exploración, adquisiciones y desarrollo de áreas, costos capitalizados y resultados de operaciones. Los ítems (d) y (e) presentan información sobre las cantidades de reservas comprobadas netas estimadas de Petrobras, la medida estandarizada de los flujos de efectivo netos futuros descontados estimados relacionados a las reservas comprobadas y los cambios en las estimativas de los flujos de efectivo netos futuros descontados. A partir de 1995, el Gobierno Federal de Brasil realizó una amplia reforma del sistema regulatorio del petróleo y gas en el país. El 9 de noviembre de 1995, enmendó la Constitución Brasileña para autorizar al Gobierno Federal a contratar a cualquier compañía estatal o privada desarrollar las actividades para los segmentos de upstream y downstream del sector de petróleo y gas en Brasil. Esta enmienda eliminó el monopolio efectivo de Petrobras. La enmienda fue implementada por la Ley del Petróleo, que liberó el mercado de combustible en Brasil a partir del 1º de enero de 2002. LA Ley del Petróleo estableció un marco regulatorio que terminó con la agencia exclusiva de Petrobras y permitió la competencia en todos los aspectos de la industria del petróleo y gas en Brasil. Como se dispone en la Ley del Petróleo, a Petrobras se le concedió el derecho exclusivo por un período de 27 años de explotar las reservas de petróleo en todos los campos donde la Compañía haya comenzado la producción previamente. Sin embargo, la Ley del Petróleo estableció un marco procesar para que Petrobras reclame derechos exploratorios (y, en caso de éxito, de desarrollo) exclusivos por un período de hasta tres años con respecto a áreas donde la Compañía podría demostrar que había “establecido prospectos”. Para perfeccionar su reclamo para explorar y desarrollar estas áreas, la Compañía tuvo que demostrar que tenía la capacidad financiera requerida para llevar a cabo dichas actividades, de forma independiente o a través de acuerdos de financiación o alianzas. La Compañía mantiene, el 31 de diciembre de 2015, actividades en América del Sur, que comprende Argentina, Colombia y Bolivia; América del Norte, que incluye México y Estados Unidos de América; y Turquía (Otros). La información presentada relativa a invertidas por el método de equivalencia patrimonial se refiere a las operaciones de Petrobras Oil and Gas BV (PO&G) na África, con destaque para Nigeria, e de empresas en Venezuela actuantes en actividades de exploración y producción. Sin embargo, solamente en Argentina, Estados Unidos de América, Nigeria e Venezuela, la Compañía registra reservas.
a)
Costos capitalizados relativos a actividades de producción de petróleo y gas
La tabla a continuación resume los costos capitalizados de las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, yunto con la depreciación, la amortización y el agotamiento acumulados, y obligación de desmantelamiento:
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) ________________________________________________________________________________________________________________________________ Consolidado
Brasil
América del Sur
América del Norte
África
Otras
Total
Total
Inversiones por Equivalencia Patrimonial
6.720
133
396
−
−
529
7.249
−
70.822 70.931 148.473 (40.763) 107.710
2.016 1.066 3.215 (2.037) 1.178
4.107 65 4.568 (1.574) 2.994
− − − − −
− 4 4 (4) −
6.123 1.135 7.787 (3.615) 4.172
76.945 72.066 156.260 (44.378) 111.882
2.899 88 2.987 (1.282) 1.705
9.298
72
673
−
−
745
10.043
9
96.520 79.497 185.315 (46.691) 138.624
2.007 1.181 3.260 (1.753) 1.507
4.247 78 4.998 (1.274) 3.724
− − − − −
− 3 3 (3) −
6.254 1.262 8.261 (3.030) 5.231
102.774 80.759 193.576 (49.721) 143.855
4.542 26 4.577 (1.819) 2.758
21.261
826
685
22
−
1.533
22.794
−
82.389 81.436 185.086 (44.626) 140.460
2.410 360 3.596 (2.045) 1.551
5.907 (274) 6.319 (948) 5.370
− (15) 7 − 7
− 4 4 (4) −
8.317 75 9.926 (2.997) 6.929
90.706 81.511 195.012 (47.623) 147.389
3.972 1 3.973 (1.455) 2.518
Extranjero
31 de diciembre de 2015 Reservas de petróleo y gas no comprobadas Reservas de petróleo y gas comprobadas Equipos de soporte Costos capitalizados brutos Depreciación y agotamiento Costos capitalizados, netos 31 de diciembre de 2014 Reservas de petróleo y gas no comprobadas Reservas de petróleo y gas comprobadas Equipos de soporte Costos capitalizados brutos Depreciación y agotamiento Costos capitalizados, netos 31 de diciembre de 2013 Reservas de petróleo y gas no comprobadas Reservas de petróleo y gas comprobadas Equipos de soporte Costos capitalizados brutos Depreciación y agotamiento Costos capitalizados, netos
b)
Costos habidos en la adquisición, exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas
Los costos habidos se resumen a continuación e incluyen tanto los montos gastados como capitalizados: Consolidado
Brasil
América del Sur
América del Norte
África
Otras
Total
Total
Inversiones por Equivalencia Patrimonial
31 de diciembre de 2015 Adquisiciones de propiedades Comprobadas No comprobadas Costos de exploración Costos de desarrollo Total
− − 3.266 15.536 18.802
− − 59 451 510
− − 83 397 480
− − − − −
− − − − −
− − 142 848 990
− − 3.408 16.384 19.792
− − 10 431 441
31 de diciembre de 2014 Adquisiciones de propiedades Comprobadas No comprobadas Costos de exploración Costos de desarrollo Total
− 54 5.455 18.158 23.667
89 − 122 546 757
− − 135 418 552
− − 15 − 15
− − − − −
89 − 272 964 1.325
89 54 5.727 19.122 24.992
− − − 638 638
31 de diciembre de 2013 Adquisiciones de propiedades Comprobadas No comprobadas Costos de exploración Costos de desarrollo Total
− 2.791 6.814 16.732 26.337
− − 183 673 856
− − 397 1.138 1.535
− − 1 282 283
− − 1 2 3
− − 582 2.095 2.677
− 2.791 7.396 18.827 29.014
− − − 237 237
Extranjero
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) ________________________________________________________________________________________________________________________________
c) Resultados de las actividades de producción de petróleo y gas Los resultados operativos de la Compañía provenientes de las actividades de producción de petróleo y gas para los ejercicios concluidos el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 se demuestran en el cuadro a continuación. La Compañía transfiere substancialmente toda su producción brasileña de petróleo crudo y gas al segmento de Abastecimiento en Brasil. Los precios de transferencia calculados por el modelo de la Compañía pueden no ser indicativos del precio que la Compañía habría obtenido si esta producción hubiera sido vendida en un mercado al contado no regulado. Además, los precios internos de transferencia calculados por el modelo de la Compañía pueden no ser indicativos de los precios futuros a ser realizados por la Compañía. Los precios del gas natural utilizados son aquellos contratados con terceros. Los costos de producción son aquellos de lifting habidos para la operar y mantener los pozos productivos y los correspondientes equipos e instalaciones, incluyendo los costos con mano de obra operativa, materiales, suministros, combustible consumido en las operaciones y el costo operativo de unidades de procesamiento de gas natural. Los gastos de exploración incluyen los costos de actividades geológicas y geofísicas y de proyectos sin viabilidad económica. Los gastos por depreciación, agotamiento y amortización se refieren a los activos utilizados en las actividades de exploración y desarrollo. De acuerdo con el Tópico de codificación 932 SEC – Actividades Extractivas – petróleo y gas natural, el impuesto sobre la renta es basado en las tasas estatutarias, considerando las deducciones permitidas. Gastos e ingresos financieros no están incluidos en los resultados reportados en la tabla a continuación.
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Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) ________________________________________________________________________________________________________________________________ Consolidado
Brasil
América del Sur
América del Norte
África
Otras
Total
Total
Inversiones por Equivalencia Patrimonial
2.867 30.951 33.818 (17.023) (1.582)
303 969 1.272 (556) (18)
590 − 590 (189) (311)
− − − − −
− − − − −
893 969 1.862 (745) (329)
3.760 31.920 35.680 (17.768) (1.911)
561 19 580 (209) (30)
(7.403)
(301)
(246)
−
−
(547)
(7.950)
(187)
(9.165) (2.932)
(207) 47
(458) (91)
− −
− (160)
(665) (204)
(9.830) (3.136)
(278) (43)
(4.287) 1.458
237 (77)
(705) 1
− −
(160) 16
(628) (60)
(4.915) 1.398
(167) (84)
(2.829)
160
(704)
−
(144)
(688)
(3.517)
(251)
500 65.116 65.616 (27.397) (2.882)
847 1.234 2.081 (998) (28)
919 − 919 (227) (142)
− − − − (15)
− − − − −
1.766 1.234 3.000 (1.225) (185)
2.266 66.350 68.616 (28.622) (3.067)
676 1.394 2.070 (579) (280)
(7.675)
(352)
(558)
−
−
(910)
(8.585)
(174)
(2.133) (2.827)
(87) 1.059
(1.585) (112)
(6) 2
− 113
(1.678) 1.063
(3.811) (1.764)
(74) (8)
22.702 (7.719)
1.675 (490)
(1.705) (4)
(20) −
113 17
64 (477)
22.766 (8.196)
954 (653)
14.983
1.186
(1.709)
(20)
130
(413)
14.570
301
1.114 67.096 68.210 (26.465) (2.784)
1.033 1.708 2.741 (1.420) (61)
513 − 513 (177) (88)
206 674 880 (65) (28)
− − − − (3)
1.752 2.382 4.134 (1.663) (180)
2.866 69.478 72.334 (28.128) (2.964)
546 762 1.308 (197) (2)
(7.814)
(519)
(322)
(89)
−
(931)
(8.745)
(263)
(4) (1.345)
1 (256)
(14) (75)
(560) (50)
− 1.748
(573) 1.367
(577) 22
− −
29.798 (10.131)
486 (141)
(162) (2)
86 (367)
1.744 (1)
2.154 (510)
31.952 (10.642)
847 (348)
19.667
345
(164)
(281)
1.744
1.644
21.311
498
Extranjero
31 de diciembre de 2015 Ingresos operativos netos: Ventas a terceros Intersegmentos Costos de producción Gastos de exploración Depreciación, agotamiento y amortización Pérdidas de valor de propiedades de petróleo y gas Otros gastos operativos Resultados antes de los impuestos a las ganancias Impuestos a las ganancias Resultados de las operaciones (excluyendo gastos generales corporativos y costos de interés) 31 de diciembre de 2014 Ingresos operativos netos: Ventas a terceros Intersegmentos Costos de producción Gastos de exploración Depreciación, agotamiento y amortización Pérdidas de valor de propiedades de petróleo y gas Otros gastos operativos Resultados antes de los impuestos a las ganancias Impuestos a las ganancias Resultados de las operaciones (excluyendo gastos generales corporativos y costos de interés) 31 de diciembre de 2013 Ingresos operativos netos: Ventas a terceros Intersegmentos Costos de producción Gastos de exploración Depreciación, agotamiento y amortización Pérdidas de valor de propiedades de petróleo y gas Otros gastos operativos Resultados antes de los impuestos a las ganancias Impuestos a las ganancias Resultados de las operaciones (excluyendo gastos generales corporativos y costos de interés)
F-105
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) ________________________________________________________________________________________________________________________________
d) Informaciones sobre reservas Las reservas comprobadas netas de petróleo y gas estimadas por la Compañía y los respectivos cambios en los ejercicios 2015, 2014 y 2013 se demuestran en la tabla a continuación. Las reservas comprobadas son estimadas por profesionales de geoingeniería especialistas de la Compañía, según las definiciones de reservas previstas por la Securities and Exchange Commission. Reservas comprobadas de petróleo y gas son las cantidades de petróleo y gas natural que, de acuerdo con los análisis de datos geocientíficos y de ingeniería, pueden ser estimadas con certeza razonable que serán económicamente recuperables a partir de una determinada fecha, provenientes de reservorios conocidos y bajo las condiciones económicas, métodos operativos y reglamentaciones gubernamentales existentes, hasta el vencimiento de los contratos que prevén el derecho de operación, a menos que evidencias indiquen que existe una certeza razonable de renovación, independientemente de cuales sean los métodos de determinación o probabilidad utilizados para la estimativa. El proyecto para la extracción de los hidrocarburos debe haber comenzado o el operador debe tener una certeza razonable de que comenzará el proyecto en un período de tiempo razonable. Reservas desarrolladas de petróleo y gas son reservas de cualquier categoría que se espera recuperar: (i) por medio de los pozos, equipos y métodos operativos existentes, o en las cuales el costo de los equipos necesarios es relativamente inferior em comparación al costo de un nuevo pozo; y (ii) por medio de los equipos de extracción instalados y de la infraestructura que se encuentre en operación en el momento de la estimación de las reservas, caso la extracción se realice por medio que no envuelva un pozo. En algunos casos, hay la necesidad de nuevas inversiones sustanciales en pozos adicionales y equipos para recuperar tales reservas comprobadas. Debido a las incertidumbres inherentes y a la naturaleza limitada de los datos de reservorios, las estimaciones de reservas están sujetas a cambios cuando se tengan informaciones adicionales. El resumen de los cambios anuales de las reservas comprobadas de petróleo se muestra a continuación (en millones de barriles):
F-106
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) ________________________________________________________________________________________________________________________________ Consolidado
Reservas comprobadas desarrolladas y no desarrolladas
Reservas al 31 de diciembre de 2012 Transferencias por la pérdida de control * Revisiones de estimativas previas Extensiones y hallazgos Perfeccionamiento de recuperación Ventas de reservas Producción del ejercicio Reservas al 31 de diciembre de 2013 Revisiones de estimativas previas Extensiones y hallazgos Perfeccionamiento de recuperación Ventas de reservas Compras de reservas Producción del ejercicio Reservas al 31 de diciembre de 2014 Revisiones de estimativas previas Extensiones y hallazgos Perfeccionamiento de recuperación Ventas de reservas Producción del ejercicio Reservas al 31 de diciembre de 2015
Brasil
América del Sur
América del Norte
África
Otras
Total
Total
Inversiones por Equivalencia Patrimonial
10.539,2
175,4
74,0
140,2
389,6
8,3
10.937,1
24,3
− (110,0) 818,3 124,2 (42,3) (671,0) 10.658,4 629,3 267,7 − − − (704,6) 10.850,9 (1.968,9) 407,1 0,4 (2,3) (743,1) 8.544,1
− 13,4 − − − (22,8) 166,0 (3,2) 3,0 0,5 (104,4) 22,9 (18,3) 66,5 (3,5) 4,8 0,7 (4,5) (11,7) 52,3
− 21,9 33,0 − (1,5) (4,3) 123,1 5,3 1,6 − (0,1) − (10,0) 119,9 (18,1) − − − (11,2) 90,6
(140,2) − − − − − − − − − − − − − − − − − − −
(140,2) 35,4 33,0 − (1,5) (27,1) 289,2 2,1 4,6 0,5 (104,5) 22,9 (28,3) 186,5 (21,6) 4,8 0,7 (4,5) (22,8) 142,9
− 1,3 − − − (0,8) 8,8 0,2 − − − − (1,1) 7,9 0,1 − − − (1,0) 6,9
(140,2) (73,4) 851,4 124,2 (43,8) (698,9) 10.956,4 631,6 272,3 0,5 (104,5) 22,9 (734,0) 11.045,1 (1.990,4) 411,9 1,1 (6,8) (767,0) 8.693,9
140,2 1,8 − − (65,4) (16,5) 84,5 (1,1) − − − − (11,3) 72,1 3,1 − 16,2 − (10,9) 80,4
Extranjero **
(*) Incluye el monto transferido de PO&G que dejó de ser consolidada. (**) En 2013 incluye el valor de 105 millones de barriles relacionados con activos mantenidos para la venta. Las diferencias aparentes en la suma de las partes se deben a redondeos. Las reservas probadas de Bolivia no se incluyen debido a restricciones de acuerdo con la Constitución boliviana.
F-107
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado lo contrario) ________________________________________________________________________________________________________________________________
El resumen de los cambios anuales de las reservas comprobadas de gas natural se muestra a continuación (en miles de millones de pies cúbicos): Consolidado
Reservas comprobadas desarrolladas y no desarrolladas
Reservas al 31 de diciembre de 2012 Transferencias por la pérdida de control * Revisiones de estimativas previas Extensiones y hallazgos Perfeccionamiento de recuperación Ventas de reservas Compras de reservas Producción del ejercicio Reservas al 31 de diciembre de 2013 Revisiones de estimativas previas Extensiones y hallazgos Perfeccionamiento de recuperación Ventas de reservas Compras de reservas Producción del ejercicio Reservas al 31 de diciembre de 2014 Revisiones de estimativas previas Extensiones y hallazgos Perfeccionamiento de recuperación Ventas de reservas Producción del ejercicio Reservas al 31 de diciembre de 2015
Brasil
América del Sur
América del Norte
África
Otras
Total
Total
Inversiones por Equivalencia Patrimonial
10.344,6
1.083,7
67,7
45,5
1.196,9
13,3
11.554,8
47,8
− (291,2) 1.113,0 916,0 (17,3) 0,4 (773,8) 11.291,7 468,0 216,0 − − − (805,4) 11.170,3 (1.178,3) 417,6 0,2 (1,3) (820,8) 9.587,7
− 75,2 − − − − (100,4) 1.058,5 25,5 42,1 10,8 (351,7) 47,1 (101,5) 730,8 16,8 74,6 27,7 (90,2) (79,2) 680,5
− 2,6 80,4 − (13,4) − (4,4) 132,9 46,1 6,0 − (0,1) − (4,9) 180,0 (17,0) − − − (24,5) 138,5
(45,5) − − − − − − 0,0 − − − − − − 0,0 − − − − − −
(45,5) 77,8 80,4 − (13,4) − (104,8) 1.191,4 71,6 48,1 10,8 (351,8) 47,1 (106,4) 910,8 (0,2) 74,6 27,7 (90,2) (103,7) 819,1
− (0,1) − − − − (1,4) 11,8 0,1 − − − − (1,4) 10,6 0,2 − − − (1,4) 9,3
(45,5) (213,5) 1.193,4 916,0 (30,7) 0,4 (880,0) 12.494,8 539,7 264,1 10,8 (351,8) 47,1 (913,2) 12.091,5 (1.178,3) 492,2 27,9 (91,5) (925,9) 10.416,1
45,5 (8,0) − − (22,8) − (0,6) 61,9 (14,4) − − − − (0,6) 46,9 (13,1) − − − (0,3) 33,5
Extranjero **
* Incluye el monto transferido de PO&G que dejó de ser consolidada. ** Em 2013 incluye 363 mil millones de piés cúbicos relacionados con activos mantenidos para la venta. Las diferencias aparentes en la suma de las partes se deben a redondeos. Las reservas probadas de Bolivia no se incluyen debido a restricciones de acuerdo con la Constitución boliviana.
F-108
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria: Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado en contrario)
Las tablas siguientes presentan los volúmenes de reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas, netos: 2015 Petróleo Crudo
Reservas comprobadas desarrolladas, netas: Entidades Consolidadas Brasil América del Sur América del Norte Extranjero Total Entidades Consolidadas Entidades no Consolidadas América del Sur África Extranjero Total Entidades no Consolidadas Total Entidades Consolidadas y no Consolidadas Reservas comprobadas y no desarrolladas, netas: Entidades Consolidadas Brasil América del Sur América del Norte Extranjero Total Entidades Consolidadas Entidades No Consolidadas América del Sur África Extranjero Total Entidades no Consolidadas Total Entidades Consolidadas y no Consolidadas
Petróleo Sintético
Gas Natural Gas Sintético
(millones de barriles)
(miles millones pies cúb.)
4.266,5 39,7 53,6
6,9 − −
5.320,5 366,3 122,5
9,3 − −
2014 Petróleo Crudo
Petróleo Sintético
Gas Natural Gas Sintético
(millones de barriles)
(miles millones pies cúb.)
7.002,7 52,0 63,6
7,9 − −
6.661,0 358,2 146,2
10,6 − −
2013 Petróleo Crudo
Petróleo Sintético
Gas Natural Gas Sintético
(millones de barriles)
(miles millones pies cúb.)
6.509,3 86,0 46,2
8,8 − −
6.578,9 368,4 9,9
11,8 − −
93,3
−
488,8
−
115,6
−
504,3
−
132,2
−
378,3
−
4.359,8
6,9
5.809,3
9,3
7.118,3
7,9
7.165,4
10,6
6.641,6
8,8
6.957,3
11,8
6,6 28,0
− −
8,0 10,4
− −
9,4 30,8
− −
15,7 14,4
− −
12,4 37,3
− −
14,9 15,7
− −
34,6
−
18,4
−
40,2
−
30,1
−
49,8
−
30,5
−
34,6
−
18,4
−
40,2
−
30,1
−
49,8
−
30,5
−
4.394,4
6,9
5.827,7
9,3
7.158,5
7,9
7.195,5
10,6
6.691,4
8,8
6.987,8
11,8
4.277,7 12,5 37,0
− − −
4.267,2 314,2 16,0
− − −
3.848,2 14,6 56,4
− − −
4.509,2 372,5 33,8
− − −
4.149,1 80,1 77,0
− − −
4.712,7 690,1 123,1
− − −
49,5
−
330,3
−
71,0
−
406,3
−
157,1
−
813,2
−
4.327,2
−
4.597,5
−
3.919,2
−
4.915,5
−
4.306,2
−
5.525,9
−
7,9 37,8
− −
8,9 6,2
− −
8,6 23,3
− −
11,9 4,9
− −
8,8 25,9
− −
26,4 4,9
− −
45,7
−
15,1
−
31,9
−
16,8
−
34,7
−
31,3
−
45,7
−
15,1
−
31,9
−
16,8
−
34,7
−
31,3
−
4.372,9
−
4.612,6
−
3.951,1
−
4.932,3
−
4.340,8
−
5.557,2
−
Las diferencias aparentes en la suma de las partes se deben a redondeos. Las reservas probadas de Bolivia no se incluyen debido a restricciones de acuerdo con la Constitución boliviana.
F-109
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria: Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado en contrario)
e) Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a las cantidades de petróleo y gas comprobadas y sus cambios La medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos, respecto a las reservas de petróleo y gas comprobadas anteriormente mencionadas, es calculada de acuerdo con el Tópico de Codificación 932 SEC Actividades Extractivas - Petróleo y Gas. Los ingresos de efectivo estimados futuros a partir de la producción son calculadas aplicándose el precio promedio durante el período de 12 meses anterior al cierre del ejercicio cubierto por el informe, determinado como la media aritmética no ponderada del precio del primer día de cada mes dentro del referido período, a menos que los precios sean definidos por determinación contractual, excluyéndose los aumentos basados en futuras condiciones. Los cambios futuros en los precios se limitan a los acuerdos contractuales vigentes al cierre de cada año de reporte. Los costos futuros de desarrollo y producción corresponden a los gastos futuros necesarios para desarrollar y producir las reservas comprobadas estimadas al cierre del ejercicio con base en indicaciones de costo al cierre del ejercicio, asumiendo como premisa la continuidad de las condiciones económicas al cierre del ejercicio. El impuesto sobre la renta futuro estimado es calculado aplicándose las alícuotas oficiales vigentes al cierre del ejercicio. En Brasil, juntamente con el impuesto sobre la renta, son incluidas contribuciones sociales futuras. Los valores presentados como gastos futuros de impuesto sobre la renta incluyen deducciones permitidas, sobre las cuales se aplican las alícuotas oficiales. Los flujos de efectivo futuros descontados netos son calculados utilizándose factores de descuento del 10%, aplicados en el medio del año. Este flujo de efectivo futuro descontado requiere estimación de cuándo serán incurridos los gastos futuros, y de cuándo serán producidas las reservas, año a año. La evaluación prevista en el Tópico de Codificación 932 SEC – Actividades Extractivas – Petróleo y Gas requiere la adopción de con relación al momento y al valor de los costos de desarrollo y producción futuros. Los cálculos son hechos al 31 de diciembre de cada ejercicio y no deben ser utilizados como indicativos de los flujos de efectivo futuros de Petrobras o del valor de sus reservas de petróleo y gas.
F-110
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria: Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado en contrario)
Los flujos de caja netos futuros descontados: Consolidado
Brasil
América del Sur
América del Norte
África
Total
Total
Inversiones por Equivalencia Patrimonial
462.364 (256.130) (65.449) (61.408) 79.377
6,541 (3,165) (1,056) (527) 1,793
4,720 (2,684) (992) (23) 1,021
− − − − −
11,261 (5,849) (2,048) (550) 2,814
473,625 (261,979) (67,497) (61,958) 82,191
3,942 (1,404) (1,228) (349) 961
(36.608)
(588)
(148)
−
(736)
(37,344)
(449)
42.769
1,205
873
−
2,078
44,847
512
1.080.516 (469.252) (70.098) (188.740) 352.427
7,164 (3,743) (1,195) (618) 1,608
11,334 (3,687) (2,351) (408) 4,888
− − − − −
18,498 (7,430) (3,547) (1,026) 6,495
1,099,014 (476,682) (73,644) (189,766) 358,922
6,282 (1,904) (1,613) (920) 1,846
(178.720)
(526)
(1,582)
−
(2,108)
(180,828)
(553)
173.707
1,082
3,306
−
4,388
178,094
1,292
1.134.383 (469.442) (72.675) (205.938) 386.328
16,770 (8,742) (2,146) (1,693) 4,189
12,071 (3,484) (2,795) (169) 5,622
− − − − −
28,841 (12,226) (4,942) (1,862) 9,811
1,148,794 (472,233) (66,229) (209,434) 400,898
8,724 (3,051) (1,927) (1,221) 2,524
(197.760)
(1,435)
(2,288)
−
(3,723)
(209,434)
(820)
188.569
2,754
3,335
−
6,088
191,464
1,704
Extranjero**
Al 31 de diciembre de 2015 Ingresos de efectivo futuros Costos de producción futuros Costos de desarrollo futuros Gastos por impuestos a las ganancias futuros Flujos de efectivo netos futuros no descontados Descuento del 10% a mediados de año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados * Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados Al 31 de diciembre de 2014 Ingresos de efectivo futuros Costos de producción futuros Costos de desarrollo futuros Gastos por impuestos a las ganancias futuros Flujos de efectivo netos futuros no descontados Descuento del 10% a mediados de año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados * Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados Al 31 de diciembre de 2013 Ingresos de efectivo futuros Costos de producción futuros Costos de desarrollo futuros Gastos por impuestos a las ganancias futuros Flujos de efectivo netos futuros no descontados Descuento del 10% a mediados de año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados * Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados
(*) Capitalización semestral (**) En 2013 incluye el monto de US$ 1.758 de activos clasificados como mantenidos para la venta, realizadas en 2014. Las reservas probadas de Bolivia no se incluyen debido a restricciones de acuerdo con la Constitución boliviana.
F-111
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria: Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado en contrario)
Movimiento de los flujos de efectivo futuros descontados netos: Consolidado
Brasil
América del Sur
América del Norte
África
Otros
Total
Total
Inversiones por Equivalencia Patrimonial
173.707
1.082
3.306
−
−
4.388
178.095
1.292
(17.330) 15.536
(560) 451
(403) 397
− −
− −
(963) 848
(18.293) 16.384
(248) 431
(34)
(58)
−
−
−
(58)
(92)
−
6.522
324
−
−
−
324
6.846
487
(29.592)
2
(655)
−
−
(653)
(30.245)
134
(185.071)
150
(2.809)
−
−
(2.659)
(187.730)
(1.737)
(6.948) 17.371
(370) 157
538 314
− −
− −
168 471
(6.780) 17.842
(121) 130
68.608
67 (40) 1.205
93 92 873
− − −
− − −
160 52 2.078
68.768 52 44.847
337 (193) 512
Entidades Consolidadas
Inversiones por Equivalencia Patrimonial
Extranjero
Saldo al 1º de enero de 2015 Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción Costos de desarrollo habidos Cambio neto debido a compras y ventas de minerales em el local Cambio neto debido a extensiones, hallazgos y mejoras en recuperación, menos costos relacionados Revisiones de las estimativas de cantidades previas Cambio neto de precios, precios de transferencia y costos de producción Cambio em costos futuros de desarrollo estimados Intereses del descuento Cambio neto en impuestos sobre la renta Otros - no especificados Saldo al 31 de diciembre de 2015
42.769
Extranjero
Saldo al 1º de enero de 2014 Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción Costos de desarrollo habidos Cambio neto debido a compras y ventas de minerales em el local Cambio neto debido a extensiones, hallazgos y mejoras en recuperación, menos costos relacionados Revisiones de las estimativas de cantidades previas Cambio neto de precios, precios de transferencia y costos de producción Cambio em costos futuros de desarrollo estimados Intereses del descuento Cambio neto en impuestos sobre la renta Otros - no especificados Saldo al 31 de diciembre de 2014
Brazil
América del Sur
América del Norte
188.569
2.754
3.335
(38.212) 18.158
(652) 546
(700) 418
−
(1.092)
7.197
Otros
Total
−
6.088
194.657
1.704
− −
− −
(1.352) 964
(39.563) 19.122
(952) 638
106
−
−
(985)
(985)
−
182
−
−
−
182
7.379
−
16.764
(28)
213
−
−
185
16.949
(30)
(33.371)
(255)
(378)
−
−
(633)
(34.004)
(576)
(11.824) 18.857
(361) 132
38 343
− −
− −
(323) 475
(12.147) 19.331
(116) 176
7.570
(114) (30) 1.082
(94) 25 3.306
− − −
− − −
(208) (6) 4.388
7.363 (6) 178.094
86 362 1.292
173.707
F-112
África
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Información Complementaria: Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditadas) (Expresados en millones de dólares estadounidenses, excepto cuando indicado en contrario) Consolidated entities Extranjero **
Saldo al 1º de enero de 2013 Transferencias por la pérdida de control * Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción Costos de desarrollo habidos Cambio neto debido a compras y ventas de minerales em el local Cambio neto debido a extensiones, hallazgos y mejoras en recuperación, menos costos relacionados Revisiones de las estimativas de cantidades previas Cambio neto de precios, precios de transferencia y costos de producción Cambio em costos futuros de desarrollo estimados Intereses del descuento Cambio neto en impuestos sobre la renta Otros - no especificados Saldo al 31 de diciembre de 2013
Inversiones por Equivalencia Patrimonial
Brasil
América del Sur
América del Norte
África
Otros
Total
188.618
3.200
2.466
3.755
−
9.421
198.039
411
−
−
−
(3.755)
−
(3.755)
(3.755)
3.755
(33.988) 16.732
(1.159) 656
(398) 165
− 282
− 2
(1.557) 1.105
(35.545) 17.837
(735) 237
(1.008)
272
(116)
−
−
157
(851)
(1.878)
33.171
−
673
−
−
673
33.844
−
(4.075)
28
936
−
−
963
(3.112)
84
(9.710)
(373)
(351)
(282)
(2)
(1.665)
(10.718)
(416)
(19.155) 18.862
(404) 447
(346) 271
− −
− −
(750) 718
(19.905) 19.579
(86) 251
(877)
189 (102) 2.754
(12) 46 3.334
− − −
− − −
176 (56) 5.431
(701) (56) 194.657
272 (192) 1.704
188.569
*Incluye el monto transferido de PO&G que dejó de ser consolidada. ** En 2013 incluye el monto de US$ 1.758 de activos clasificados como mantenidos para la venta, realizadas en 2014. Las reservas probadas de Bolivia no se incluyen debido a restricciones de acuerdo con la Constitución boliviana..
F-113