Comentarios del Presidente. Sr. Aldemir Bendine. Estimados Accionistas e Inversores:

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2 Comentarios del Presidente Sr. Aldemir Bendine Estimados Accionistas e Inversores: Con la publicación de los resultados de 2014 auditados, Petrobras ha logrado superar una importante barrera, tras un esfuerzo colectivo, que pone de manifiesto nuestra capacidad de superación ante los desafíos en un contexto adverso. Este ejercicio también me ha dado más confianza de que responderemos a las cuestiones estratégicas que tenemos por delante, referentes al plan de negocios de la Compañía, de manera eficiente y creando valor para la Compañía. Desarrollado una metodología para estimar los gastos adicionales debido al esquema de pagos indebidos revelada por la operación Lava-Jato. La baja respecto a estos gastos adicionales impuestos por este esquema ha sido reconocida en el tercer trimestre de Asimismo, los cambios en el contexto de los negocios de Petrobras, en función de la disminución de los precios del petróleo, la apreciación del dólar y la necesidad de reducir el nivel de endeudamiento, estimularon una revisión de las perspectivas futuras de la Compañía y, por consiguiente, llevando a la necesidad de reducir el ritmo de nuestras inversiones. Como resultado, la Compañía decidió posponer la conclusión de algunos activos y proyectos incluidos en su plan de negocio Estas postergaciones han generado impactos en las pruebas de impairment, cuyas pérdidas han sido reconocidas en el cuarto trimestre de Concluida la divulgación de los resultados, nos centraremos en los desafíos de mediano y largo plazo. Estamos desarrollando un nuevo plan de negocios, en el que incorporaremos premisas económicas que reflejan el escenario que actualmente experimenta la industria de petróleo. Estamos revisando nuestras inversiones con la finalidad de dar prioridad al área de exploración y producción de petróleo y gas, nuestro segmento más rentable. Lo que buscamos es construir un plan sostenible desde la perspectiva del flujo de caja, teniendo en cuenta los impactos potenciales en la cadena de suministros y, por consiguiente, en nuestra curva de producción. Me gustaría terminar este mensaje enfatizando mi convicción de que Petrobras es y se mantendrá una Compañía rentable y eficiente, con mejoras significativas en su gobernanza corporativa y cada vez más centrada en la rentabilidad para sus accionistas e inversores. Aldemir Bendine Presidente 2

3 Nota sobre la Operación Lava Jato La nota a seguir ofrece informaciones resumidas sobre la Operación Lava Jato y sus impactos en la Compañía. Más informaciones están disponibles en la nota 3 de los Estados Financieros Estandarizados de Petrobras para el cierre del periodo de 31 de diciembre de 2014, revisados por los auditores independientes. Operación Lava Jato y sus reflejos en la Compañía La Compañía reconoció en el tercer trimestre de 2014 una baja en el monto de R$ millones de gastos capitalizados, referente a valores que Petrobras pagó adicionalmente en la adquisición de activos de propiedad, planta y equipo en períodos anteriores. Según testimonios obtenidos en el ámbito de investigaciones criminales conducidas por las autoridades brasileñas, que se tornaron públicos a partir de octubre de 2014, altos ejecutivos de Petrobras entraron en colusión con contratistas, proveedores y otros involucrados para establecer un cártel que, entre 2004 y abril de 2012, sistemáticamente impuso gastos adicionales en las compras de activos de propiedad, planta y equipo por la Compañía. Dos exdirectores de la Compañía y un exgerente executivo, que no trabajan para Petrobras desde abril de 2012, estaban envueltos en este esquema de pagos indebidos, y serán denominados a continuación como exempleados de Petrobras. Los valores pagos adicionalmente por la Compañía fueron utilizados por contratistas, proveedores e intermediarios actuando en nombre de estas empresas para financiar pagos indebidos a partidos políticos, políticos elegidos u otros agentes políticos, empleados de contratistas y proveedores, los exempleados de Petrobras, y otros envueltos en el esquema de pagos indebidos. La Compañía no realizó cualquier pago indebido. Petrobras cree que los valores que fueron pagos en exceso en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos no deberían haber sido incluidos en el costo histórico de su propiedad, planta y equipo. Sin embargo, la Compañía no consigue identificar específicamente los valores de cada pago realizado en el alcance de los contratos con las contratistas y los proveedores que tienen gastos adicionales, o los períodos en que tales pagos adicionales ocurrieron. Por lo tanto, Petrobras desarrolló una metodología para estimar el monto total de gastos adicionales incurridos en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos para determinar el valor de las bajas a ser realizadas, representando en cuanto sus activos están sobrevalorados como resultado de gastos adicionales cobrados por proveedores y contratistas, y utilizados por ellos para realizar pagos indebidos. Histórico A lo largo del año de 2014, el Ministério Público Federal concentró parte de sus investigaciones en irregularidades involucrando 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 involucraba un conjunto de 27 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 será tratado como esquema de pagos indebidos y las referidas empresas como miembros do cartel. Además del esquema de pagos indebidos arriba descrito, las investigaciones evidenciaron casos específicos en que otras empresas también cobraron gastos adicionales y supuestamente utilizaron estos valores para financiar pagos a determinados exempleados de Petrobras, incluyendo un exdirector del área Internacional. Esas empresas no son miembros del cártel y actuaban de forma individualizada. Por esto, conforme divulgado el 28 de enero de 2015, la Compañía consideró también la posibilidad de utilizar un cálculo sustituto (proxy) para cuantificar los errores a ser corregidos. La metodología que sería utilizada envolvería determinar el valor razonable de los activos impactados por pagos indebidos y, para cada uno de estos activos, la diferencia entre el valor contable y el valor razonable sería considerada como una estimativa del monto de gastos adicionales impuestos por contratistas y proveedores y utilizados para realizar pagos indebidos. 3

4 Sin embargo, tras la elaboración del cálculo, se verificó que la diferencia entre el valor razonable y el valor contable era significativamente superior a cualquier estimativa razonable del total de pagos indebidos descubiertos en el ámbito de las investigaciones de la "Operación Lava Jato". La diferencia entre el valor razonable y el valor contable, sería oriunda, en su mayor parte, no de los pagos indebidos, sino que de diversos otros factores (tanto de cuño metodológico cuanto resultantes del ambiente de negocios actual), que no pueden ser individualmente cuantificados, pero incluyen: mensuración del valor razonable de los activos de modo individualizado (stand-alone basis), desconsiderando las ganancias obtenidas por la Compañía por utilizarlos de modo integrada; tasa de descuento considerando un premio de risco relacionado a la adquisición de un activo aislado por un tercero en un ambiente fuertemente dominado por un único player con grande escala (Petrobras); cambios en variables económicas y financieras (tasas de cambio, tasa de descuento, medidas de riesgo y costo de capital); cambios en las estimativas de precios y márgenes de los insumos; cambios en las proyecciones de precio, margen y demanda de productos vendidos en función de cambios en las condiciones de mercado actuales; cambio en los costos de equipos, sueldos y otros costos relacionados; impacto de los requerimientos relacionados a la obligatoriedad de utilización de contenido local; y problemas en la planificación de proyectos (principalmente aquellos involucrando as áreas de Ingeniaría y Abastecimiento). De este modo, la Compañía concluyó que utilizar el cálculo del valor razonable como un sustituto (o proxy) para ajustar sus activos de propiedad, planta y equipo no habría sido apropiado, una vez que el ajuste incluiría elementos que no tendrían relación directa con los gastos adicionales impuestos por las contratistas y los proveedores y utilizados para realizar pagos indebidos. Abordaje adoptado para ajuste de activos afectados por los gastos adicionales Las informaciones disponibles para la Compañía son, de manera general, consistentes con respecto a la existencia del esquema de pagos indebidos, a las empresas envueltas, a los exempleados de Petrobras envueltos, al periodo durante el cual el esquema operó, además de los valores máximos envueltos en el esquema de pagos indebidos en relación con el valor total de los contratos impactados por el esquema. Debido a la impracticabilidad de identificación de los períodos y montos de gastos adicionales incurridos por la Compañía, Petrobras utilizó todo el conjunto de informaciones disponibles para cuantificar el impacto del esquema de pagos indebidos. 1. Identificación de la contraparte del contrato: fueron listadas todas las compañías citadas como miembros del cártel en los testimonios que se han vuelto públicos y, basado en esta información, fueron listadas las empresas involucradas y las entidades a ellas relacionadas. 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 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 En seguida, fueron identificados los activos de propiedad, planta y equipo a los cuales estos contratos se relacionan. 4. Identificación de los pagos: fue calculado el valor total de los contratos mencionados en el paso (3). 5. Aplicación de un porcentaje fijo sobre el valor total de contratos: el porcentaje del 3%, indicado en los testimonios, fue utilizado para estimar los gastos adicionales sobre el monto total de los contratos identificados. 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 citado en los testimonios, pues también fueran utilizados por estas empresas para financiar pagos indebidos. Además de las bajas en el activo de propiedad, planta y equipo, los impactos en el resultado del período incluyen la baja de créditos fiscales existentes y una provisión para los créditos ya utilizados en relación con los activos en cuestión, además de la reversión de parte de la depreciación de los referidos activos, a partir de sus respectivas fechas de entrada en operación. Los testimonios no proveen informaciones suficientes para permitir que la Compañía determine el periodo específico en lo cual cada valor gasto adicionalmente fue incurrido. De esta forma, la baja de gastos adicionales capitalizados indebidamente fue reconocida en el resultado del tercer trimestre de 2014, en función de la impracticabilidad de determinar los efectos específicos en cada período en el pasado. La Compañía cree que este abordaje es el más adecuado en el ámbito de los estándares internacionales de contabilidad (IFRS) para la corrección del error. 4

5 La Compañía todavía no recuperó ningún valor referente a los pagos indebidos hechos por proveedores y no puede estimar de forma confiable cualquier valor recuperable en este momento. Cualquier valor recuperable será reconocido como resultado cuando recibido (o cuando su realización se tornar prácticamente cierta). La Compañía considera haber adoptado una metodología que produce la mejor estimativa de cuanto sus activos de propiedad, planta y equipo están sobrevalorados como resultado del esquema de pagos indebidos, ya que utilizó como base un valor limítrofe entre las estimativas consideradas razonables. Como resultado, el 30 de septiembre de 2014, no era posible para la Compañía estimar los valores que podrían ser considerados como gastos deducibles o el plazo en que podrían ser compensados. Por lo tanto, no se registraron impuestos sobre la renta diferidos sobre los pagos indebidos. Petrobras cree que los valores que se fueron pagos en exceso en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos no deberían haber sido incluidos en el costo histórico de propiedad, planta y equipo. Por lo tanto, en los términos de las leyes fiscales brasileñas, esta baja es considerada una pérdida resultante de una actividad ilícita y sujeta al curso de las investigaciones para determinar la verdadera magnitud de las pérdidas antes que puedan ser consideradas gastos deducibles en el cálculo del impuesto sobre la renta y contribución social. La Compañía consideró cuidadosamente todas las informaciones disponibles y no cree que nuevas informaciones oriundas de las investigaciones por las autoridades brasileñas, de la investigación interna independiente por oficinas de abogacía, o de nuevas comisiones internas de apuración que vengan a ser constituidas (o revisiones de las comisiones internas ya concluidas) podrán impactar o cambiar de modo relevante la metodología adoptada. No obstante esta expectativa, la Compañía monitorizará continuamente las investigaciones para obtener informaciones adicionales y evaluará su potencial impacto sobre los ajustes realizados. El efecto total de los ajustes apurados, por área de negocio, en millones de reales, es presentado a continuación: "Baja de gastos adicionales capitalizados indebidamente" Abastecimiento Gas & Energía Consolidado Distribución Inter. Corporativo Valor Total Esquema de pagos indebidos: Valor total de los contratos (*) Estimativa del valor total de gastos adicionales (3%) Pagos no relacionados al esquema de pagos indebidos (fuera del cártel) Reversión de la depreciación de estos bienes (87) (198) (52) (9) (346) Impacto en propiedad, planta y equipo Bajas de créditos fiscales correspondientes a los activos impactados (**) Bajas de gastos adicionales capitalizados indebidamente (*) Incluye R$ millones referentes a valores contractuales los cuales serán pagos después del 30 de septiembre de (**) Bajas de créditos fiscales que no se utilizarán. Respuesta de la Compañía a las cuestiones descubiertas en las investigaciones en curso Las investigaciones internas y externas todavía están en marcha, sin embargo la Compañía está tomando las medidas jurídicas necesarias delante de las autoridades brasileñas para buscar resarcimiento por los perjuicios sufridos, incluyendo aquellos relacionados a su reputación. A la medida que las investigaciones de la Operación Lava Jato resulten en acuerdos de clemencia con los miembros del cártel o acuerdos de colaboración con individuos que acepten devolver recursos, Petrobras puede ter derecho a recibir una parte de tales recursos. 5

6 Las medidas incluirán también acciones civiles contra miembros del cártel, en las cuales Petrobras puede ingresar como autora y espera hacerlo. Estos procedimientos civiles normalmente resultan en tres tipos de reparación: daños materiales, multas, y daños morales. La Compañía tendría derecho a los daños materiales y, posiblemente, a las multas. Una vez que ingrese como autora en las acciones, la Compañía podrá también pleitear daños morales. Petrobras no tolera corrupción o cualquier práctica de negocio ilegal por parte de sus proveedores o la participación de sus empleados en tales prácticas y, de esta forma, viene realizando una serie de acciones, tanto en el intuito de profundizar la apuración de las irregularidades, cuanto de mejorar su sistema de gobernanza corporativa, descritas a continuación: La Compañía constituyó diversas Comisiones Internas de Apuración (CIA) para averiguar ocurrencias que puedan ser caracterizadas como no conformidades relativas a normas, procedimientos o reglamentos corporativos, y proveyó las descubiertas de las comisiones internas ya concluidas a las autoridades brasileñas. El 24 y 25 de octubre de 2014, la Compañía contrató dos oficinas independientes de abogacía: la oficina estadunidense Gibson, Dunn & Crutcher LLP, y la oficina brasileña Trench, Rossi e Watanabe Advogados para conducir una investigación interna independiente. La Compañía tiene cooperado totalmente con la Polícia Federal, el Ministério Público Federal, el Poder Judiciario y otras autoridades brasileñas, como el Tribunal de Contas da União TCU y la Controladoria Geral da União CGU. La Compañía constituyó comisiones para analizar la aplicación de sanciones contra los proveedores y contratistas (CAASE) e impuso el bloqueo cautelar de las empresas miembros del cártel en los testimonios que se han vuelto públicos. La Compañía elaboró y adoptó un conjunto de medidas para mejorar el sistema de gobernanza, control y gestión de riesgos, documentadas en Estándares y Actas de la Dirección y del Consejo de Administración, que estipulan los procedimientos, métodos, competencias y demás instrucciones para integrar tales medidas a las prácticas de la Compañía. La Compañía instituyó el cargo de Director de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, con la misión de asegurar la conformidad procesal y mitigar riesgos en sus actividades, entre ellos los de fraude y corrupción. Los temas a ser sometidos a la deliberación de la Dirección deberán contar, necesariamente, con previa manifestación favorable de este Director cuanto a la gobernanza, gestión de riesgos y cumplimiento de los procedimientos. El 13 de enero de 2015, el Consejo de Administración aprobó para el cargo de Director de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, la indicación del Sr. João Adalberto Elek Junior, que asumió el cargo el 19 de enero de 2015, para el período de tres años, con la posibilidad de renovación, y su remoción solamente puede ocurrir por resolución del Consejo de Administración que cuente con el voto de por lo menos uno de los consejeros elegidos por los accionistas minoritarios o preferidos. Formación de un Comité Especial para actuar de modo independiente y servir como interlocutor entre el Consejo de Administración y las oficinas de abogacía, conduciendo las investigaciones internas independientes. El Comité Especial es presidido por Ellen Gracie Northfleet, Ministra jubilada del Supremo Tribunal Federal, y compuesto por Andreas Pohlmann, Chief Compliance Officer de Siemens AG de 2007 hasta 2010, y por el Director de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, João Adalberto Elek Junior. 6

7 HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS Principales ítems e indicadores económicos consolidados 4T (4) Ingresos de ventas Ganancia bruta (32.826) (4.921) (567) Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos (21.322) (162) (1.814) (972) (87) (3.021) Resultado financiero neto (3.900) (6.202) 37 (26.600) (5.339) (398) Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras (21.587) (192) (2,04) (0,41) (398) 0,48 Ganancia (pérdida) básica y diluida por acción 1 (1,65) 1,81 (191) (44) Valor de mercado (Controlante) (41) Margen bruto (%) (39) 1 (40) 9 Margen operativo (%) 2 (4) 11 (15) (31) (6) (25) 8 Margen neto (%) (6) 8 (14) EBITDA ajustado (6) Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos por área de negócio (70) Exploración & Producción (22) (32.185) (11.840) (172) (8.213). Abastecimiento (57.361) (26.842) (114) 459 (3.538) 113 (332). Gas & Energía (1.644) (222) (57) (67) 15 (44). Biocombustible (262) (315) (295) Distribución (34) (2.776) (18) Internacional (1.688) (143) (4.478) (3.586) (25) (2.513). Corporativo (14.139) (10.615) (33) Gastos de capital e inversiones (17) 76,27 101,85 (25) 109,27 Petróleo Brent (US$/bbl) 98,99 108,66 (9) 2,54 2, ,27 Dólar promédio comercial de venta (R$/US$) 2,35 2,16 9 2,66 2,45 8 2,34 Dólar final comercial de venta (R$/US$) 2,66 2, ,4 11,3 (3) 5,0 Variación del dolar final comercial de venta (R$/U.S.$) 13,4 14,6 (1) 11,22 10,90 9,52 Selic - tasa promedio (%) 10,86 8,19 3 Indicadores de precios promedio 228,81 224, ,33 Precios de los derivados básicos en el mercado interno (R$/bbl) 226,52 209,17 8 Precio de venta - Brasil 66,49 90,73 (27) 96,92. Petróleo (US$/bbl) 4 87,84 98,19 (11) 45,54 49,28 (8) 45,08. Gas natural (US$/bbl) 47,93 47,68 1 Precio de venta - Internacional 73,66 84,05 (12) 86,43. Petróleo (US$/bbl) 82,93 89,86 (8) 22,26 19, ,70. Gas natural (US$/bbl) 21,18 21,08 1 Ganancia (pérdida) neta por acción calculada con base en el promedio ponderado por la cantidad de acciones. 2 Margen Operativo basado en la ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos, excluyéndose la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados. 3 EBITDA + resultado de participaciones en inversiones, pérdida en el valor recuperable de los activos impairment y la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados. 4 Promedio de los precios de las exportaciones y de los precios internos de transferencia de la Exploración & Producción para el Abastecimiento. 7

8 HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS Resultados de 2013: Ganancia bruta RESULTADO DE LAS OPERACIONES Ganancia bruta superior en 15% (R$ millones), con destaque a: Ingresos de ventas de R$ millones, el 11% superior a 2013 debido a: Mayores precios en las ventas de derivados en el mercado interno debido a los reajustes de diesel y gasolina y al efecto de la depreciación cambiaria (9%) sobre los precios de los derivados vinculados al mercado internacional, además dos mayores precios de energía y gas natural; y Aumento de la demanda de derivados en el mercado interno (3%), principalmente diesel (2%), gasolina (5%) y óleo combustible (21%), y mayor volumen de petróleo exportado (12%), parcialmente compensados por la menor exportación de derivados (15%). Costo de ventas de R$ millones, el 9% superior a 2013, retratando: Efecto de la depreciación cambiaria sobre los gastos por importaciones y participaciones gubernamentales; Aumento del 3% en el volumen de ventas de derivados en el mercado interno y mayor volumen de importación de gas natural licuado (GNL) para suplir la demanda; y Mayores gastos de adquisición de energía eléctrica debido al aumento del precio de liquidación de las diferencias (PLD). Pérdida neta antes del resultado financiero, participación y impuestos Pérdida neta antes del resultado financiero, participación y impuestos de R$ millones, comparada con la ganancia de R$ millones en 2013, generado por: Impairment de activos (R$ millones); Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados (R$ millones); Provisión de pérdidas con montos a cobrar del sector eléctrico (R$ millones); Bajas de los valores relacionados con la construcción de las refinerías Premium I y II (R$ millones); Provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (R$ millones); Provisión para abandono de áreas (R$ millones); Devolución de campos a la ANP (R$ 610 millones); y Revisión del plan actuarial (R$ 505 millones). Estos efectos fueron parcialmente compensados por el aumento de la ganancia bruta. Resultado financiero neto Gasto financiero neto de R$ millones, R$ millones inferior debido a los siguientes efectos positivos: Reducción de la pérdida cambiaria sobre la menor exposición pasiva neta en dólares; Ganancia cambiaria generada por la valorización del dólar en relación a otras monedas, principalmente en relación al euro; Actualización monetaria de contingencia activa referente a los valores de PIS y COFINS pagados indebidamente sobre ingresos financieros entre febrero de 1999 hasta diciembre de 2002; y Actualización monetaria de los contratos de confesión de deuda en relación a los montos a cobrar del sector eléctrico. Eses efectos fueron compensados parcialmente por los mayores gastos de intereses debido al mayor endeudamiento. Pérdida neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras Pérdida neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras de R$ millones reflejó el impairment de activos, principalmente relacionados con las actividades de refinación, exploración y producción de petróleo y gas natural y de petroquímica. 8

9 HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS RESULTADO DE LAS OPERACIONES Resultados del 4T- 3T-2014: Ganancia bruta Ganancia bruta superior en 8% (R$ millones), reflejando: Ingresos de ventas de de R$ millones, el 4% inferior debido: A los menores volúmenes y precios medios de exportación de petróleo, reflejando, respectivamente, la mayor carga procesada de petróleo nacional en las refinerías y la reducción de las cotizaciones internacionales del commodity; y A la menor demanda de derivados en el mercado interno, principalmente diésel. Eses efectos fueron compensados parcialmente por los reajustes en los precios del diesel (5%) y de la gasolina (3%) el 7 de noviembre de Costo de ventas R$ millones, el 7% inferior debido al menor volumen de ventas de derivados en el mercado interno y a la reducción de los gastos de importación de petróleo y participaciones gubernamentales, resultante de la reducción de las cotizaciones internacionales del commodity. Pérdida neta antes del resultado financiero, participación y impuestos Pérdida neta antes del resultado financiero, participaciones e impuestos de R$ millones, generada por: Impairment de R$ millones, principalmente en activos de refinación, exploración y producción de petróleo y gas natural y de petroquímica. Ese factor fue parcialmente compensado por: Ganancia obtenida con la venta de la participación total en la empresa Petrobras Energía Perú S/A (R$ millones); Menor provisión de pérdidas con montos a cobrar del sector eléctrico (R$ millones); y Aumento de la ganancia bruta. Además, el trimestre anterior fue gravado por la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados (R$ millones) y por las bajas de los valores relacionados con la construcción de las refinerías Premium I y II (R$ millones). Resultado financiero neto Gasto financiero neto de R$ millones superior en R$ 842 millones debido a la pérdida cambiaria resultante de la menor apreciación del 3,8% del dólar ante el euro sobre la exposición pasiva neta en euro (apreciación cambiaria del 7,7% en el 3T- 2014), compensados parcialmente por la ganancia cambiaria resultante de la menor depreciación del 8,4% del real ante el dólar sobre la exposición pasiva neta en dólares (depreciación cambiaria del 11,3% en el 3T-2014). Pérdida neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras La pérdida neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras de R$ millones reflejó el impairment de activos, principalmente relacionados con las actividades de refinación, exploración y producción de petróleo y gas natural y de petroquímica. 9

10 HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO Petrobras es una compañía que opera de manera integrada, siendo que la mayor parte de la producción de petróleo y gas natural proveniente del área de Exploración y Producción se transfiere para otras áreas de la Compañía.En la verificación de los resultados por área de negocio se consideran las transacciones realizadas con terceros y entre compañías del Sistema Petrobras, además de las transferencias entre áreas de negocio, siendo estas evaluadas por precios internos de transferencia definidos con metodologías con base en parámetros de mercado. EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN 4T-2013 Ganancia neta (67) (24) (4T- 3T-2014): La menor ganancia neta resultó de la reducción en los precios de venta/transferencia del petróleo, reflejando el comportamiento de las cotizaciones internacionales del commodity, además del reconocimiento de la reducción al valor recuperable de activos (impairment), parcialmente compensados por el aumento de la producción de petróleo y LGN (3%), por el efecto de la depreciación del real con relación al dólar sobre los precios de venta/transferencia de petróleo y por los menores costos exploratorios, específicamente bajas de pozos secos y/o subcomerciales. El spread entre el precio medio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización media del Brent disminuyó de US$ 11,12/bbl en el 3T-2014 a US$ 9,78/bbl en el 4T ( 2013): La reducción de la ganancia neta resultó del reconocimiento de la reducción al valor recuperable de activos (impairment), de la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados, de la provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV), de la provisión para abandono de áreas, de las bajas de activos por devolución de campos y de los mayores gastos en depreciación de equipos, mantenimiento e intervención de pozos, fletamentos de plataformas, materiales y personal, además del hecho del año anterior haberse beneficiado por la ganancia obtenida de la venta de la participación total en el proyecto offshore Parque das Conchas (BC-10). Estos factores fueron compensados parcialmente por el aumento de la producción de petróleo y LGN (5%). El spread entre el precio medio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización media del Brent aumentó de US$ 10,47/bbl en 2013 a US$ 11,15/bbl en T-2013 Producción nacional (Mbbl/d) (*) Petróleo y LGN Gas natural Total (4T- 3T-2014): La producción de petróleo y LGN aumentó el 3% debido al ramp-up de las plataformas P-55 (Roncador), P-62 (Roncador) y P-58 (Parque das Baleias) y de los FPSOs Cidade de São Paulo (Sapinhoá) y Cidade de Paraty (Lula NE), además del inicio de la operación de los FPSOs Cidade de Mangaratiba (área de Iracema Sul) y Cidade de Ilhabela (Sapinhoá). La producción de gas natural creció el 3% debido al aumento de la producción de los sistemas FPSOs Cidade de São Paulo (Sapinhoá) y Cidade de Paraty (Lula NE), además del inicio de la operación de los FPSOs Cidade de Mangaratiba (área de Iracema Sul) y Cidade de Ilhabela (Sapinhoá). ( 2013): La producción de petróleo y LGN aumentó el 5% debido a la entrada en operación de las plataformas P-58 (Parque das Baleias) y P-62 (Roncador) y de los FPSOs Cidade de Mangaratiba (área de Iracema Sul) y Cidade de Ilhabela (Sapinhoá), además del ramp-up de los sistemas P-63 (Papa- Terra) y P-55 (Roncador), además de los FPSOs Cidade de Itajaí (Baúna), Cidade de Paraty (Lula NE) y Cidade de São Paulo (Sapinhoá). Este aumento fue parcialmente compensado por la baja natural de los campos. La producción de gas natural creció el 10% por la entrada en operación de las plataformas P-58 (Parque das Baleias) y P-62 (Roncador) y de los FPSOs Cidade de Mangaratiba (área de Iracema Sul) y Cidade de Ilhabela (Sapinhoá), además del ramp-up de la P-55 (Roncador). (*) No auditado por los auditores independientes. 5 No incluye gas licuado e incluye gas reinyectado. 10

11 HITOS FINANCIEIROS Y OPERATIVOS 4T-2013 Lifting Cost - Brasil (*) US$/barril: 14,21 15,33 (7) 14,33 Sin participación gubernamental 14,57 14,76 (1) 25,72 31,37 (18) 33,10 Con participación gubernamental 30,54 32,98 (7) R$/barril: 36,12 35, ,66 Sin participación gubernamental 34,26 31, ,41 73,94 (10) 75,70 Con participación gubernamental 72,04 71,66 1 Lifting Cost sin participaciones gubernamentales US$/barril (4T- 3T-2014): El indicador en dólares se redujo el 7%. Sin considerar los efectos cambiarios, el indicador permaneció estable con relación al trimestre anterior. ( 2013): El indicador en dólares se redujo el 1%. Sin considerar los efectos cambiarios, hubo un aumento del 4% debido a los mayores gastos en mantenimiento en plataformas y en ingeniería y mantenimiento submarina en la Cuenca de Campos y a la entrada en operación de los FPSOs Cidade de Mangaratiba (área de Iracema Sul) y Cidade de Ilhabela (Sapinhoá), con costos unitarios iniciales más elevados. Lifting Cost con participaciones gubernamentales US$/barril (4T- 3T-2014): El indicador se redujo el 18% debido a la baja del precio medio de referencia del petróleo nacional en dólares (28%), vinculado a las cotizaciones internacionales, base de cálculo para las participaciones gubernamentales. ( 2013): El indicador se redujo el 7% debido a la baja del precio medio de referencia del petróleo nacional en dólares (10%), vinculado a las cotizaciones internacionales, base de cálculo para las participaciones gubernamentales. (*) (*) No auditado por los auditores independientes. 11

12 HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS ECIMIENTO 4T-2013 Ganancia neta (21.333) (8.903) (140) (5.468) (38.927) (17.734) (120) (4T- 3T-2014): El aumento de la pérdida resultó de la reducción al valor recuperable de activos (impairment), compensado parcialmente por los reajustes de precios del diesel (5%) y de la gasolina (3%) el 7 de noviembre de 2014 y por los menores costos de adquisición/transferencia de petróleo debido a la reducción de las cotizaciones internacionales de la commodity. ( 2013): El aumento de la pérdida resultó de la reducción al valor recuperable de activos (impairment), de la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados, de las bajas de los valores relacionados con la construcción de las refinerías Premium I y II y de la provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV), compensados parcialmente por los mayores precios medios de realización de derivados, debido a los reajustes en los precios del diesel y de la gasolina a lo largo de 2013 y 2014, y por la mayor producción de derivados (2%). 4T-2013 Importaciones e exportaciones de petróleo y derivados (Mbbl/d) (*) Importaciones de petróleo (3) Importaciones de derivados Importaciones de petróleo y derivados (16) 242 Exportaciones de petróleo (27) 160 Exportaciones de derivados (15) (20) 402 Exportaciones de petróleo y derivados (1) (390) (222) (76) (378) Exportaciones (importaciones) netas de petróleo y derivados (415) (400) (4) 2 5 (60) 2 Otras exportaciones (4T- 3T-2014): Mayores importaciones de petróleo pues el trimestre anterior, base de comparación, fue afectado por la anticipación de cargas en el 2T-2014 para utilización de indicación económica. El aumento de la carga procesada con petróleo nacional redujo las exportaciones. ( 2013): El aumento de la producción de petróleo aumentó las exportaciones, incluso con mayor participación de petróleo nacional en la carga procesada. Mayores importaciones de derivados para complementar el aumento de las ventas. El cumplimiento de despacho térmico redujo las exportaciones de petróleo combustible. (*) No auditado por los auditores independientes. 6 Se incluyen los volúmenes de exportaciones de petróleo provenientes de las áreas de negocio de Abastecimiento y de Exploración & Producción. 12

13 HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS 4T-2013 Indicadores operativos del refino (Mbbl/d) (*) (1) Producción de derivados Carga de referencia (2) 95 Factor de utilización de la refinación (%) Carga fresca procesada (sin LGN) - Brasil (1) Carga procesada - Brasil Participación del petróleo nacional en la carga procesada (%) (4T- 3T-2014): La carga procesada diaria se mantuvo estable cuando se la compara con la del 3T El aumento de la carga de referencia se debe a la entrada en operación del primer tren de RNEST. ( 2013): La carga procesada diaria aumentó el 2% debido a la mejora sostenible del desempeño operativo de las refinerías. 4T-2013 Costos de la refinación - Brasil (*) ,71 3,17 (15) 2,88 Costos de la refinación (US$/barril) 2,90 3,09 (6) 6,90 7,33 (6) 6,62 Costos de la refinación (R$/barril) 6,82 6,67 2 (4T- 3T-2014): Reducción del 15% en el indicador en dólares. En reales, el indicador se redujo el 6% por los menores gastos de personal que, en el 3T-2014, se vieron influenciados por la gratificación contingente vinculada al Acuerdo Colectivo de Trabajo ( 2013): El indicador en dólares fue el 6% inferior. En reales, hubo aumento del 2% debido principalmente a los mayores gastos de conservación y reparaciones, además de los mayores gastos de personal por el reajuste salarial del Acuerdo Colectivo de Trabajo (*) No auditado por los auditores independientes. 7 Carga de referencia o capacidad instalada de procesamiento primario considera carga máxima sostenible de petróleo alcanzada en las unidades de destilación al final del periodo, respetando los límites de proyecto de los equipos y los requisitos de seguridad, medio ambiente y calidad de los productos. Es menor que la capacidad autorizada por la ANP (inclusive autorizaciones temporarias) y órganos ambientales. 8 El factor de utilización de la refinación (%) considera la relación entre la carga fresca procesada y la carga de referencia. 9 Carga fresca procesada - volumen de petróleo procesado en Brasil para cálculo del factor de utilización del parque de refinación. 10 Carga procesada: está compuesta por la sumatoria de la carga procesada de petróleo y LGN en Brasil. 13

14 HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS GAS Y ENERGÍA 4T-2013 Ganancia neta (2.510) 114 (6) (936) (175) (4T- 3T-2014): La ganancia neta resultó de la mayor generación y mayor precio medio de realización de energía eléctrica, compensados parcialmente por los mayores costos de importación de GNL para suplir la demanda del sector termoeléctrico, así como del adicional de la provisión para pérdidas sobre los montos a cobrar del sector eléctrico. La pérdida del 3T-2014 fue principalmente generada por la provisión para pérdidas sobre los montos a cobrar del sector eléctrico. ( 2013): La pérdida resultó de los mayores costos de importación de GNL y de gas natural para suplir la demanda del sector termoeléctrico, del reconocimiento del acuerdo referente a la ejecución del contrato de importación de gas natural boliviano, de la provisión para pérdidas sobre los montos a cobrar del sector eléctrico, de la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados y de la provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV), compensados parcialmente por los mayores precios medios de realización de energía eléctrica, debido al menor nivel de los reservatorios y consecuente elevación del PLD, y de la ganancia obtenida con la venta de la participación total en la empresa Brasil PCH S/A (R$ 646 millones). 4T-2013 Indicadores físicos y financieros (*) (6) Ventas de electricidad (ACL) - MW promedio (42) Ventas de electricidad (ACR) - MW promedio Generación de electricidad - MW promedio Precio de liquidación de las diferencias - R$/MWh Importaciones de gas natural licuado (Mbbl/d) (4) 199 Importaciones de gas natural (Mbbl/d) (4T- 3T-2014): La reducción del 6% en el volumen de ventas de energía en el ambiente de contratación libre (ACL) resultó de la menor demanda en el período. El aumento en el volumen generado de energía del 3% y en el PLD del 8% fue reflejo de la menor afluencia a lo largo del período. El aumento del 64% en la importación de gas natural licuado resultó de la mayor demanda del segmento termoeléctrico. La reducción del 4% en la importación de gas natural boliviano se debió a la menor disponibilidad por mantenimientos programados en los campos productores de Bolivia. ( 2013): La reducción del 42% del volumen de ventas de energía resultó de la migración de parte de la base disponible (574 MW/medios) al ambiente de contratación regulada (ACR) y del menor volumen de energía disponible para comercialización con el cierre del arrendamiento de la UTE Araucária (349 MW/medios). El aumento en el volumen generado de energía del 16% y en el PLD del 157% fue reflejo de la menor afluencia a lo largo del período. El aumento del 47% en la importación de gas natural licuado y del 4% en la importación de gas natural de Bolivia resultó de la mayor demanda del segmento termoeléctrico. (*) No auditado por los auditores independientes. 11 Precios semanales ponderados por nivel de carga libre (baja, media y pesada), el número de horas y la capacidad del submercado. 14

15 HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS BIOCOMBUSTIBLE 4T-2013 Ganancia neta (67) (90) 26 (36) (298) (254) (17) (4T- 3T-2014): La reducción de la pérdida resultó de las menores pérdidas en participaciones en invertidas del sector de etanol y del aumento en el precio medio de realización del biodiesel. ( 2013): El aumento de la pérdida resultó principalmente de las mayores pérdidas en participaciones en invertidas del sector de biodiesel y de la provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV). Estos efectos fueron parcialmente compensados por la reducción de las pérdidas en las operaciones de biodiesel y por el menor ajuste al valor de mercado de los inventarios. DISTRIBUCIÓN 4T-2013 Ganancia neta (203) (35) (4T- 3T-2014): La mejora del resultado fue debido al aumento del volumen de ventas. El trimestre anterior fue impactado por la provisión para pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico y por la gratificación contingente concedida en el Acuerdo Colectivo de Trabajo ( 2013): La reducción de la ganancia neta resultó de los mayores gastos de ventas debido a la provisión para pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico y a la provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV), compensados parcialmente por los aumentos en el volumen de ventas y en los márgenes medios de comercialización de combustibles.. 4T-2013 Market Share (*) ,8% 38,1% 37,4% 37,9% 37,5% (4T- 3T-2014): La disminución del Market Share se explica principalmente por la retracción del mercado de diesel, producto en que BR tiene participación expresiva. Aún con BR ganando participación en el producto en el período, la caída del mercado del diesel alteró el mix de productos, provocando pérdida de participación en el mercado total. ( 2013): La ganancia de Market Share en 2014 se explica principalmente por el mayor despacho térmico para el sistema integrado. (*) No auditado por los auditores independientes. 15

16 HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS INTERNACIONAL 4T-2013 Ganancia neta (4.131) (219) (1.786) 640 (3.204) (188) (4T- 3T-2014): El resultado del 4T-2014 fue impactado por el reconocimiento de la reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) referentes a las actividades de en Estados Unidos y Bolivia, y de refinación en Japón, ocasionada principalmente por la reducción de los precios internacionales de petróleo y derivados, además de la provisión para pérdidas en inversiones en Venezuela y África y de la mayor provisión para reducción a valor de mercado de los inventarios en Estados Unidos y Japón. Estos factores fueron atenuados por la ganancia obtenida en la venta de la participación total en la empresa Petrobras Energía Perú S/A, concluida en noviembre de ( 2013): La pérdida resultó del reconocimiento de la reducción al valor recuperable de los activos (Impairment) referentes a las actividades de en Estados Unidos y Bolivia y de refinación en Japón, ocasionada principalmente por la reducción de los precios internacionales de petróleo y derivados, además de la provisión para pérdidas en inversiones en Venezuela, Ecuador y África. Además, hubo mayor provisión para reducción a valor de mercado de los inventarios en Japón y menor ganancia bruta, principalmente en las operaciones de, resultante de las desinversiones ocurridas y de la reducción del precio de los commodities. También hubo ganancia de 2013 con la venta del 50% de la participación societaria en las empresas de África. Estos efectos fueron en parte compensados por las ganancias provenientes de las ventas de activos en Perú y de activos terrestres en Colombia, concluidas en T-2013 Producción internacional (Mbbl/d) 12 (*) Producción internacional consolidada (13) 73 Petróleo y LGN (22) (6) 89 Gas natural (9) 162 Total producción internacional consolidada (11) (6) 32 Producción internacional no consolidada (9) 194 Producción total internacional (5) (4T- 3T-2014): La producción consolidada de petróleo y LGN se redujo el 13% debido a la conclusión de la transferencia de los activos de Perú en noviembre de La producción de gas natural se redujo el 6% también debido a la transferencia de los activos de Perú. ( 2013): A pesar del incremento de la producción por la entrada de nuevos pozos en los campos de Cascade y Chinook, Estados Unidos, en enero de 2014, la producción consolidada de petróleo y LGN se redujo el 22% debido a la conclusión de la transferencia de los activos terrestres en Colombia en abril de 2014 y en Perú, en noviembre de También estuvo la venta del activo Puesto Hernández, en Argentina, en enero de 2014, y la reducción en Nigeria a partir de la venta del 50% de la participación societaria ocurrida en junio de El 50% restante de la producción que pertenece a Petrobras, en Nigeria, está considerado como producción no consolidada. La producción de gas natural aumentó, principalmente en Perú, debido al inicio de la producción en el Campo de Kinteroni, en marzo de (*) No auditado por los auditores independientes. 12 Algunos países que componen la producción Internacional están bajo el régimen de producción compartida, con las participaciones gubernamentales siendo pagadas en petróleo. 16

17 HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS 4T-2013 Lifting Cost - Internacional (US$/barril) (*) ,40 8, ,72 8,98 9,50 (5) (4T- 3T-2014): El costo de extracción aumentó el 18%, principalmente en Argentina, debido a los mayores gastos en reparaciones en pozos y, en Estados Unidos, como resultado de costos de mantenimiento de las líneas de producción en el campo de Cottonwood. ( 2013): Reducción del 5%, principalmente en Argentina, como resultado de la depreciación de la moneda local ante el dólar y de la venta de la participación en el activo Puesto Hernández, con costos unitarios más elevados. Además, en Estados Unidos estuvo el efecto del aumento de producción en los campos de Cascade y Chinook. 4T-2013 Indicadores operativos del refino - Internacional (Mbbl/d) (*) (8) 175 Carga total procesada (4) (10) 196 Producción de derivados (5) Carga de referencia (4) 74 Factor de utilización de la refinación (%) (1) (4T- 3T-2014): Menor carga total procesada (8%), con reducción de la producción de derivados y de la utilización de la capacidad nominal, principalmente en Japón, debido a la baja demanda de petróleo combustible por parte de las generadoras de energía. En Estados Unidos, hubo paradas para mantenimiento en la unidad de craqueo catalítico en el 4T-14. Estos efectos fueron parcialmente compensados en Argentina por el regreso a la normalidad después de la parada programada en el trimestre anterior en diversas unidades de proceso. ( 2013): Menor carga total procesada (4%), con reducción de la producción de derivados y de la utilización de la capacidad nominal, debido a la parada programada ocurrida en Argentina en 2014, de la menor demanda de petróleo combustible en Japón, y de las paradas para mantenimiento realizadas en la unidad de craqueo catalítico en Estados Unidos. Costos de la refinación - Internacional 4T-2013 (US$/barril) (*) ,25 4, ,44 4,14 4,06 2 (4T- 3T-2014): El costo unitario aumentó el 31% principalmente debido a mantenimientos hechos en la unidad de craqueo catalítico, en Estados Unidos, y a la reducción de la carga procesada en Japón, resultado de la baja demanda de petróleo combustible en el mercado local. ( 2013): El costo unitario de refinación aumentó el 2%, principalmente en Estados Unidos, debido a los mayores gastos de tratamiento de efluente del proceso de refinación y a los mantenimientos en la unidad de craqueo catalítico. Estos efectos fueron parcialmente compensados por los menores costos en dólares en Argentina, como resultado de la depreciación cambiaria del peso ante la moneda estadounidense. (*) No auditado por los auditores independientes. 13 Carga total procesada: volumen de petróleo procesado en el exterior en las unidades de destilación atmosféricas de las refinerías; sumada a los productos intermedios comprados a terceros y utilizados como carga en otras unidades de la refinería. 14 Carga de referencia: considera carga máxima sostenible de petróleo alcanzada en las unidades de destilación. 15 Factor de utilización de la refinación (%): relación entre el petróleo procesado en la unidad de destilación y la carga de referencia. 17