RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO 2013

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1 RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO 2013

2 CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO Guido Mantega Presidente Francisco Roberto de Albuquerque Jorge Gerdau Johannpeter José Maria Ferreira Rangel Luciano Galvão Coutinho Márcio Pereira Zimmermann Maria das Graças Silva Foster Miriam Aparecida Belchior Mauro Gentile Rodrigues da Cunha Sergio Franklyn Quintella DIRETORIA EXECUTIVA Maria das Graças Silva Foster Presidente Almir Guilherme Barbassa José Miranda Formigli Filho José Carlos Cosenza José Alcides Santoro Martins José Eduardo de Barros Dutra José Antonio de Figueiredo CONSELHO FISCAL Titulares César Acosta Rech Marisete Fátima Dadald Pereira Paulo José dos Reis Souza Reginaldo Ferreira Alexandre Walter Luis Bernardes Albertoni MENSAGEM DO PRESIDENTE DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO Prezados Acionistas e Investidores, No ano de 2013, a Petrobras mostrou que segue construindo os alicerces para rentabilizar todo o potencial de seus ativos. Finalizamos plataformas que adicionam um milhão de barris por dia de capacidade de produção e que nos permitirão alcançar um crescimento de 7,5% (+/- 1 p.p.) na produção de petróleo da Petrobras no Brasil em Demonstramos o sucesso de nossos programas estruturantes, que visam à otimização de custos operacionais, ao aumento da eficiência e da produtividade e que, hoje, já se encontram definitivamente inseridos nas práticas de gestão da companhia e incorporados em nossa cultura. E é este o nosso foco: uma Petrobras mais produtiva, eficiente e que se empenha em direcionar seus recursos para aperfeiçoar seu desempenho operacional e financeiro com sustentabilidade no longo prazo, sempre respeitando a segurança e saúde de nossos colaboradores e a preservação do meio ambiente, o que é evidenciado pelo alcance, em 2013, das melhores marcas históricas de indicadores de SMS. Como resultado desta nova maneira de gerir nossos negócios, alcançamos em 2013 um aumento de 6% na produção de derivados de petróleo no Brasil, maximizando os volumes de diesel e gasolina, e, por conseguinte, diminuindo a necessidade de importação destes derivados. O maior volume de vendas de derivados no País (4%), consequência direta do crescimento econômico com inclusão social e maior renda, ainda manteve a Petrobras como importadora líquida, mas esta posição será revertida ao longo de 2015 com o aumento da produção de petróleo e da capacidade adicional de refino. No momento, os investimentos necessários para este aumento de produção não são plenamente cobertos por nossa geração operacional de caixa, motivo pelo qual aumentamos o endividamento da companhia. Entretanto, é fundamental considerar que é justamente esta expansão que nos dá a garantia de aumento de geração de caixa no futuro e a consequente redução gradual da dívida. É inegável que a Petrobras tem se destacado frente aos desafios atuais da indústria do petróleo no mundo, que se depara com enormes obstáculos para garantir a reposição de suas reservas e sustentar sua produção a custos competitivos. Com relação à produção, ao analisarmos a performance da Petrobras desde a descoberta do pré-sal, vemos que nossa produção de petróleo e gás natural cresceu 11% entre 2006 e 2013, enquanto as grandes empresas independentes de petróleo, as majors, viram sua produção cair 6% no mesmo período. A Petrobras, por sua vez, repõe há 22 anos consecutivos mais de 100% de suas reservas, o que evidencia o potencial geológico das bacias sedimentares brasileiras e as bases para o crescimento sustentável da produção a custos competitivos, face à alta produtividade dos poços do pré-sal. Outra iniciativa bem sucedida foi o leilão do campo de Libra, primeiro sob o regime de partilha de produção, resultando na formação do consórcio Petrobras, Shell, Total, CNPC e CNOOC, empresas vencedoras com reconhecida experiência offshore e robustez financeira. É esta perspectiva de geração de valor a nossos acionistas e investidores que nos motiva a continuar construindo esse futuro promissor para a nossa companhia. Ministro Guido Mantega Presidente do Conselho de Administração da Petrobras MENSAGEM DA PRESIDENTE Prezados Acionistas e Investidores, Nosso lucro líquido em 2013 foi de R$ 23,6 bilhões, um crescimento de 11% em relação ao resultado de Esse aumento é explicado pelos maiores preços de venda de combustíveis, função dos 3 reajustes do diesel e 2 da gasolina realizados ao longo do ano, pelo significativo aumento da produção de derivados em nosso parque de refino, pelos expressivos resultados de redução de custos e aumento de produtividade bem como pelos ganhos com as operações de venda de ativos. De fato o ano de 2013 se destaca pelo sucesso da implantação dos nossos Programas Estruturantes que, ao estabelecer novas referências de produtividade e gestão dos projetos de investimento, impôs disciplina na utilização dos recursos financeiros da companhia. Como destaque, por meio do PROCOP - Programa de Otimização de Custos Operacionais - alcançamos uma economia de R$ 6,6 bilhões em 2013, superando em muito a meta de R$ 3,9 bilhões estabelecida para o ano. As vendas de ativos do PRODESIN - Programa de Desinvestimentos - totalizaram R$ 8,5 bilhões de contribuição ao Caixa no ano de Desde a reestruturação desse programa em 2012 foram concluídas 21 operações que somaram R$ 23,4 bilhões em vendas de ativos e reestruturações financeiras. Os Programas Estruturantes também trouxeram o benefício do investimento evitado em 2013, como é o caso do próprio PRODESIN, do INFRALOG - Programa de Otimização da Infra-estrutura Logística - e do PRC- Poço - Programa de Redução de Custos de Poços, que, juntos, propiciaram uma economia de R$ 2 bilhões em capex no ano. Avançamos ainda mais, estabelecendo metas para adequar o perfil do efetivo da companhia aos desafios do nosso Plano de Negócios e Gestão. Durante o 2º semestre de 2013 implantamos o Programa Mobiliza, que ofereceu aos empregados oportunidades de movimentação interna para áreas que demandam crescimento de efetivo nos próximos anos, resultando em transferências voluntárias e consequente redução de custos advindos de novas contratações. Outra iniciativa recém lançada foi o POP - Programa de Otimização de Produtividade que resultou na aprovação do Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário (PIDV), com inscrições voluntárias até 31 de março de 2014 e abrangentes aos funcionários elegíveis com idade igual ou superior a 55 anos, podendo alcançar teoricamente até funcionários, cerca de 10% do efetivo da companhia. Nossa produção de petróleo no Brasil alcançou a média de mil bpd,resultado 2,5% abaixo do planejado devido a fatores já citados em minha última Carta, como o atraso dos Sistemas de Coleta Desacoplada dos FPSOs Cidade de São Paulo e Cidade de Paraty, bem como a necessidade de alterações no arranjo submarino do projeto de Papa-Terra/P-63, além da limitação de navios PLSVs (Pipe Laying Support Vessel). Ressaltamos que essas são questões já superadas não só pela inédita conclusão de 9 unidades de produção em 2013, com adição de 1 milhão de barris por dia de capacidade, mas principalmente pela bem sucedida instalação do primeiro boião no FPSO Cidade de São Paulo e do primeiro poço interligado a este sistema de coleta o qual entrou em produção em 18 de fevereiro, atualmente produzindo 36 mil barris por dia e permitiu que o pré-sal atingisse, em 20 de fevereiro, a marca de 407 mil barris de petróleo por dia, novo recorde de produção diária. As plataformas P-63 e P-55 iniciaram operação em novembro e dezembro de 2013, e as unidades P-58 e P-62 iniciarão produção neste 1º e 2º trimestre, respectivamente. Um total de 6 novos PLSVs serão entregues ao longo de 2014, somando-se aos 11 navios desse tipo atualmente em operação, o que viabilizará a aceleração do ritmo de interligação de poços às plataformas. Outro fator relevante na formação do resultado foi a elevação da eficiência operacional dos sistemas antigos. O PROEF - Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos - contribuiu com uma produção adicional de petróleo de 63 mil bpd em A eficiência operacional chegou a 75% na Unidade Operacional Bacia de Campos (contra 66% em abr/12) e a 92% na Unidade Operacional Rio (contra 82% em set/12). À condução desses programas foi dada prioridade absoluta pela Diretoria da Petrobras e, como demonstrado, seus resultados contribuíram de forma significativa para a formação do resultado econômico-financeiro de A sustentabilidade do crescimento da produção deste ano de 2014 contará não só com os indispensáveis investimentos na manutenção dos sistemas antigos e novos - poço, equipamentos submarinos e top-sides, mas também com a entrada de duas novas unidades de produção no 2º semestre, os FPSOs Cidade de Ilhabela e Cidade de Mangaratiba. No que se refere à Exploração, nossas reservas provadas no Brasil alcançaram 16,0 bilhões de barris de óleo equivalente, Reserva/Produção igual a 20 anos com Índice de Reposição de Reservas de 131%, acima de 100% pelo 22º ano consecutivo. As reservas provadas do pré-sal cresceram 43% em Nosso índice de sucesso exploratório foi de 75% em 2013, sendo de 100% no pré-sal, já refletindo a Política Exploratória implantada desde o ano passado, que privilegia as locações de menor risco e destina mais recursos para as atividades de desenvolvimento da produção. As despesas com prospecção e perfuração (poços secos) foram de R$ 6,1 bilhões em 2013, 14% menores que os R$ 7,1 bilhões de No que se refere à quantificação de nossa curva de produção a partir de 2020, enfatizo o excelente resultado que alcançamos no Leilão do campo de Libra, o primeiro a ser desenvolvido sob o regime de partilha de produção no Brasil, no qual trabalharemos em consórcio com os parceiros Shell, Total, CNPC e CNOOC, empresas que possuem reconhecida experiência e robustez financeira. No Refino, continuamos operando com excelentes níveis de eficiência que se traduziram em uma produção média de derivados de mil bpd, 6% superior aos mil bpd de produção em 2012, com destaque para a maior produção de gasolina (+53 mil bpd) e diesel (+68 mil bpd) e fator de utilização (FUT) de 97%, frente aos 94% verificados em O alcance desse novo patamar de operação decorreu da melhor performance obtida com a entrada em funcionamento de novas unidades de qualidade e conversão de derivados desde 2012, além da otimização dos processos de refino e da remoção de gargalos na infra-estrutura de movimentação de petróleo e derivados. A partir de janeiro de 2014 a companhia também passou a comercializar a gasolina com ultra baixo teor de enxofre (Gasolina S-50), produto com qualidade equivalente a dos mercados mais exigentes do mundo e que possibilita a introdução no Brasil de novos veículos com modernas tecnologias para o tratamento de emissões. Esse destacado desempenho das refinarias propiciou a redução do volume de importações de diesel (de 190 mil bpd em 2012 para 174 mil bpd em 2013) e de gasolina (de 87 mil bpd em 2012 para 32 mil bpd em 2013), este último também em razão do maior teor de etanol anidro na gasolina C. Novos recordes foram batidos na comercialização de gás natural e geração de energia elétrica visto o crescimento da demanda de gás natural de 85 milhões m 3 /dia em 2013, 15% superior ao de A geração termelétrica suprida pela Petrobras foi de 7,5 GW/médio, 66% superior ao ano de Reafirmo que os excelentes resultados operacionais alcançados pela companhia deram-se segundo rigoroso cumprimento da programação de normas e procedimentos de manutenção de suas instalações, mantendo-se asseguradas a integridade física das pessoas e dos equipamentos. Em decorrência, alcançamos em 2013 os menores valores, em toda a história da companhia, de taxa de ocorrências registráveis, de acidentes fatais e de volume vazado, mesmo com a crescente elevação do homem-hora exposto ao risco. Uma medida importante também adotada em 2013 relacionada ao câmbio foi a extensão da Contabilidade de Hedge para proteção de exportações futuras, permitindo que ganhos ou perdas cambiais relacionadas ao endividamento líquido exposto à variação cambial fossem contabilizadas no Patrimônio Líquido e transferidas para o resultado financeiro na medida em que as exportações forem realizadas. Essa medida promove um maior alinhamento entre os resultados contábeis e nossa política de gestão de risco, mitigando oscilações bruscas em função de volatilidades do câmbio sobre o resultado financeiro, o que poderia não refletir adequadamente o desempenho econômico da companhia em determinado período. Com relação à Política de Preços de Diesel e Gasolina, sua eficácia tem sido acompanhada mensalmente pelo Conselho de Administração conforme Fato Relevante de 29 de novembro de Complementando, registro que implementamos no 2º semestre de 2013 o Programa de Prevenção à Corrupção, que reafirma o compromisso da Diretoriada Petrobras e de seus empregados com a ética e a transparência em nossa organização. O programa se adequa às iniciativas nacionais e internacionais de combate à fraude e à corrupção, assim como às leis dos países nos quais a companhia atua, com impactos positivos no relacionamento com todos os seus públicos de interesse. Assim, estamos construindo uma companhia de maior valor: a capacitação de nossos empregados, o domínio das tecnologias necessárias para a implantação dos projetos, nossas relevantes reservas de petróleo e produção crescentes no curto prazo conjuntamente com a incessante busca pelo aumento da eficiência, produtividade e disciplinade capital nos levarão à geração de resultados melhores. A valorização de nossas ações e o justo retorno aos nossos acionistas é consequência natural do cumprimento de nossas obrigações. Maria das Graças Silva Foster Presidente RESULTADOS E NEGÓCIOS Estratégia Corporativa Nossa estratégia corporativa contempla a expansão de todos os nossos negócios com ênfase nas atividades de exploração e produção de petróleo, e baseia-se nos fatores de sustentabilidade, crescimento integrado, rentabilidade e responsabilidade socioambiental. Estratégia Corporativa Em 25 de fevereiro de 2014 foram aprovados pelo Conselho de Administração o Plano Estratégico 2030 (PE 2030) e o Plano de Negócios e Gestão (PNG ). Mantendo nosso posicionamento de ser uma empresa integrada de energia, o Plano Estratégico Petrobras 2030 define as Grandes Escolhas de nossas Áreas de Negócio como sendo: Exploração e Produção: produzir em média 4 milhões de bpd no período , sob titularidade da Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivo; Refino, Transporte, Comercialização e Petroquímica: suprir o mercado brasileiro de derivados, alcançando uma capacidade de refino de 3,9 milhões de bpd, em sintonia com o comportamento do mercado doméstico; Distribuição: manter a liderança no mercado doméstico de combustíveis, ampliando a agregação de valor e a preferência pela marca Petrobras; Gás, Energia e Gás-Química: agregar valor aos negócios da cadeia de gás natural, garantindo a monetização do gás do pré-sal e das bacias interiores do Brasil; Biocombustíveis: manter o crescimento em biocombustíveis, etanol e biodiesel, em linha com o mercado doméstico de gasolina e diesel; e Internacional: atuar em E&P, com ênfase na exploração de óleo e gás na América Latina, África e EUA.

3 A Visão 2030 da Petrobras é: Ser uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo (1) e a preferida dos seus públicos de interesse. (1) Métrica: uma das cinco maiores produtoras de petróleo, dentre todas as empresas, com ou sem ações em bolsa. O Plano Estratégico Petrobras 2030 reafirma a Missão da Petrobras: Atuar na indústria de petróleo e gás de forma ética, segura e rentável, com responsabilidade social e ambiental, fornecendo produtos adequados às necessidades dos clientes e contribuindo para o desenvolvimento do Brasil e dos países onde atua. O Plano Estratégico estabelece também os Direcionadores Corporativos, que orientam todas as nossas atividades e negócios: Rentabilidade, Responsabilidade Social e Ambiental e Crescimento Integrado. A proposta do PNG está alinhada à proposta do PE 2030, que busca dar seguimento às metas de crescimento e sustentabilidade da produção de petróleo e de aumento da capacidade de refino no País alinhado ao mercado brasileiro de derivados. Com foco no curto e médio prazo, os investimentos previstos no PNG totalizam US$ 220,6 bilhões. Plano de Negócios (em US$ bilhões) Segmento Investimento % E&P 153,9 70% Abastecimento 38,7 18% Gás & Energia 10,1 5% Internacional 9,7 4% Petrobras Biocombustível 2,3 1% Petrobras Distribuidora 2,7 1% Engenharia, Tecnologia e Materiais 2,2 1% Demais Áreas (*) 1,0 0,5% Total 220,6 100% (*) Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços. O PNG mantém o princípio da gestão de projetos dos Planos anteriores, passando a ser estruturado em três carteiras de projetos: Carteira em Implantação, Carteira em Processo de Licitação e Carteira em Avaliação. A Carteira em Implantação contempla todos os projetos em Execução (Obras) e projetos já licitados de todas as Áreas, além dos recursos necessários para os estudos dos projetos da Carteira em Avaliação. Na Carteira em Processo de Licitação estão incluídos os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de contratação de suas unidades e os projetos das refinarias Premium I e Premium II que terão seus processos licitatórios conduzidos em Juntas, as duas Carteiras, em Implantação e em Processo de Licitação, somam US$ 206,8 bilhões a serem investidos pela Petrobras. A Carteira em Avaliação, com US$ 13,8 bilhões, engloba, exceto E&P no Brasil, projetos que atualmente se encontram em Fase I (identificação de oportunidade), Fase II (projeto conceitual) e Fase III (projeto básico). Seus projetos possuem menor maturidade e não causam impacto nas curvas de produção de petróleo e de processamento de derivados no Brasil, até Todos os projetos do PNG incorporam o acompanhamento das Curvas S (gráfico que representa a evolução física e financeira do projeto). As projeções futuras são feitas a partir da análise da execução destas curvas, que são acompanhadas pela Diretoria Executiva e que irão sustentar o alcance das metas do Plano. A área de Exploração eprodução (E&P) no Brasil investirá US$ 153,9 bilhões, crescimento de4,3% (US$ 6,4 bilhões) em relação ao PNG , principalmente pela inclusão dos investimentos do ano de 2018 em níveis compatíveis com a aceleração da produção planejada até Do total de investimentos em E&P, 73% serão alocados para desenvolvimento da produção, 15% para exploração e 12% para infraestrutura. Dos US$ 135,9 bilhões a serem investidos nas atividades de desenvolvimento da produção e de exploração, 60% serão destinados ao pré-sal e 40% ao pós-sal. Os investimentos previstos na área de Abastecimento somam US$ 38,7 bilhões. Os destaques da Carteira em Implantação são os projetos da Refinaria Abreu e Lima, o primeiro trem de refino do Comperj e a construção de 45 navios de transporte de óleo e derivados (Promef). Já a Carteira em Processo de Licitação desta área é composta pelas refinarias Premium I e Premium II. A área de Gás e Energia tem alocados US$ 10,1 bilhões no PNG , com destaque para a Unidade de Fertilizantes de Três Lagoas, a Unidade de Fertilizantes de Uberaba, os gasodutos de escoamento de gás do pré-sal (Rota 2 e Rota 3) e suas respectivas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN), todos em implantação. Na área Internacional serão investidos US$ 9,7 bilhões com ênfase no segmento de E&P, que representa 92% destes investimentos. A área de Biocombustíveis prevê investimento de US$ 2,3 bilhões, distribuídos entre projetos de biodiesel e etanol. O segmento de Distribuição investirá US$ 2,7 bilhões, visando à manutenção da liderança no mercado de derivados de petróleo com crescimento de participação no segmento automotivo. Segurança, respeito ao Meio Ambiente, eficiência energética e saúde permanecem como valores de base para todas as nossas operações. Programas Estruturantes do PNG O PNG deu continuidade às ações estruturantes iniciadas em 2012 e incorporou o Programa de Redução Custos de Instalações Submarinas (PRC-Sub), totalizando cinco programas que dão sustentabilidade ao plano e contribuem para nossa lucratividade: Programa de Aumento da Eficiência Operacional (Proef) das Unidades Operacionais da Bacia de Campos e do Rio de Janeiro: procura aumentar a confiabilidade de entrega da curva de óleo, por meio da melhoria dos níveis de eficiência operacional das duas unidades, da integridade dos sistemas de produção antigos da Bacia de Campos e da redução dos riscos de perda de eficiência dos sistemas mais recentes. Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop): objetiva elevar a produtividade nas atividades operacionais e reforçar o modelo de gestão voltado para a excelência em custos. O PNG incorpora ganhos de eficiência operacional proporcionados pelo Procop com potencial de economia de R$ 37,5 bilhões (valores nominais) no período de 2013 a Destacam-se as reduções no Custo de Extração, no Custo de Logística do Abastecimento e no Custo de Refino. Programa de Otimização de Infraestrutura Logística (Infralog): sua função é fazer o planejamento integrado, acompanhar e gerir projetos e ações para atender às nossas necessidades de infraestrutura logística até 2020, adotando soluções logísticas mais simples e capturando sinergias entre nossas Áreas de Negócio. Programa de Redução de Custos de Poços (PRC-Poço): prevê redução dos custos unitários dos poços marítimos, otimização dos escopos de projetos e ganhos de produtividade, por meio de 23 iniciativas. Programa de Redução de Custos de Instalações Submarinas (PRC-Sub): O PRC-Sub, iniciado em 2013, visa aumentar a disponibilidade de itens críticos, gerar ganhos de produtividade, reduzir custos unitários e volume, além do aumento de eficiência logística. Ao longo do ano, estruturamos o Programa, definindo cronograma, indicadores operacionais e estimativa de ganhos para os próximos anos. Além dos cinco programas estruturantes do PNG , criamos o Programa para Exploração, Produção e Monetização de Gás Natural das Bacias Sedimentares Terrestres Brasileiras, em Reservatórios Convencionais e Não Convencionais (Pron-Gás), cujo objetivo é identificar o potencial de gás natural nessas bacias e avaliar os custos para seu aproveitamento, mantendo a lógica de integração da geração termelétrica próxima às linhas de transmissão e à produção complementar de fertilizantes nitrogenados. Análise do mercado de petróleo Os preços do petróleo mantiveram-se relativamente estáveis ao longo de As oscilações no período foram influenciadas principalmente por flutuações nas economias mundiais, especialmente nos Estados Unidos, Europa e China, pelo recrudescimento das tensões geopolíticas no Egito e na Síria e pelo aumento da oferta de tight oil nos EUA. Em 2013, o preço do WTI referenciado em Cushing, no meio-oeste americano, subiu devido ao aumento da capacidade logística de escoamento para o Golfo do México. Em 2012, o preço desse óleo havia caído em função do acúmulo do produto na região, que passou de importadora a exportadora, graças ao crescimento da produção não convencional. Com a valorização do WTI, o diferencial Brent-WTI estreitou-se ao longo de 2013, caindo de US$ 20/bbl para US$ 12/bbl. O preço médio do WTI foi de US$ 98,01/bbl, com alta de 4,2% em relação à cotação média de Os preços mínimo e máximo do WTI em 2013 foram de US$ 86,68/bbl e US$ 110,53/bbl, respectivamente. A média dos preços do Brent, por sua vez, foi de US$ 108,79/bbl em 2013, uma queda de 2,9% em relação ao ano anterior. A cotação mínima do Brent no ano ficou em US$ 96,79/bbl e a máxima, em US$ 119,34/bbl. O consumo mundial de petróleo apresentou alta moderada, de 1,2 milhão de bpd 1,3% em relação a Mais uma vez, os países não membros da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), especialmente Índia e China, impulsionaram o crescimento do consumo. Já a demanda dos países membros da OCDE caiu, devido às dificuldades na recuperação econômica enfrentadas pelos Estados Unidos e pelos países europeus. A oferta mundial de petróleo ao longo do ano foi garantida pelo crescimento da produção não convencional na América do Norte e pelo incremento da produção iraquiana. O mercado enfrentou a elevação dos preços associada ao risco de uma intervenção americana na guerra civil da Síria, evitada graças a uma solução diplomática liderada pela Rússia. Além desse evento, outras tensões geopolíticas impactaram os preços do petróleo, com destaque para as paralisações de campos de produção e terminais de exportação na Líbia, provocadas pela eclosão de novas manifestações populares naquele país. Nos EUA, as paralisações do governo e as dúvidas quanto à renegociação do teto para a dívida pública também afetaram os preços do óleo. A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) manteve a meta de produção em 30 milhões bpd, considerando a possibilidade de o crescimento moderado do consumo previsto para 2014 ser atendido pelo aumento da produção fora da Opep. Desempenho das ações Em 2013, os investidores mostraram-se preocupados com o comportamento da economia nacional, principalmente com a pressão inflacionária e o cenário fiscal brasileiro, provocando um movimento de evasão de capitais na BM&FBovespa. Seu principal índice, o Ibovespa, registrou um dos piores desempenhos entre os índices acionários, recuando 15,5% em relação ao ano anterior. Já os mercados acionários europeu e americano registraram alta em 2013, acompanhando os sinais de recuperação econômica dessas regiões. Nos Estados Unidos, o Índice Dow Jones valorizou 26,5% e, na Europa, as principais bolsas também registraram ganhos. Em 2013, seguindo o comportamento da bolsa doméstica, nossas ações fecharam em queda. As ações ordinárias (PETR3) caíram 18,2% e as preferenciais (PETR4), 12,5%. Na Bolsa de Nova York (Nyse), onde se negociam os recibos ordinários (PBR) e preferenciais (PBR/A), a desvalorização foi de 29,2% e 23,9%, respectivamente, impactadas também pela desvalorização de 15% do Real frente ao Dólar. Com a queda das cotações, nosso valor de mercado em 31 de dezembro de 2013 ficou em R$ 215 bilhões (US$ 92 bilhões). Exploração e Produção Nossa área de Exploração e Produção é responsável pela pesquisa, localização, identificação, desenvolvimento, produção e incorporação de reservas de petróleo e de gás natural, em terra e no mar. Atingir profundidades cada vez maiores nos tornou uma empresa reconhecida internacionalmente pela excelência no desenvolvimento da produção em águas profundas e ultraprofundas. Trabalhamos de maneira sustentável para aumentar a produção e as reservas de petróleo e de gás. Buscamos ampliar aatuação emáreas com grande potencial para exploração eprodução, em que acapacitação operacional, técnica e tecnológica represente diferencial competitivo. Áreas de Concessão Nossa atuação começa com o estudo e a aquisição de blocos exploratórios nos leilões da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), por meio de três diferentes modelos de concessão: Leilões de concessão: o vencedor de cada área ofertada para exploração é aquele que oferecer o bônus mais alto, pago no ato da aquisição, melhor programa exploratório mínimo e maior conteúdo local. A empresa deve repassar à União parte da receita de produção da área a título de royalties. Os campos que apresentarem produtividade extraordinária pagarão também participação especial. Sob esse sistema foram realizadas, em 2013, duas rodadas de concessões da ANP. Na 11ª rodada adquirimos 34 blocos, sendo 17 em terra e 17 no mar, e o total investido em conjunto com nossos parceiros foi de R$ 1,46 bilhão, dos quais R$ 537,9 milhões pagos com recursos próprios. Na 12ª rodada arrematamos 49 blocos em terra e investimos, com nossos parceiros, R$ 143 milhões, sendo R$ 120 milhões pagos com recursos próprios. Cessão Onerosa: modelo pelo qual nos foi concedido, excepcionalmente, o direito de produção de cinco bilhões de barris de óleo equivalente (boe), contra o pagamento de, em média, US$ 8,51 por boe. Não há incidência de participação especial e os royalties são menores que no regime de concessão. Sob esse modelo foram concedidos sete blocos: Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Sul de Tupi, Sul de Guará, Entorno de Iara e Peroba, totalizando uma área de km². A duração do contrato é de 40 anos, prorrogáveis por mais cinco anos. Partilha de Produção: modelo estabelecido pelo Congresso Nacional, em 2010, para as licitações das áreas do pré-sal ainda não concedidas, que estabelece que teremos participação mínima de 30% e seremos a operadora de todos os blocos licitados sob esse regime. A partilha de produção prevê o pagamento de um bônus fixo, sendo vencedora a proposta que oferecer o maior percentual de óleo-lucro à União. A primeira licitação sob esse modelo foi do campo de Libra, em 2013, com área de 1.547,76km 2 na Bacia de Santos; o bônus estabelecido foi de R$ 15 bilhões e o repasse de óleo-lucro ficou em 41,65%. Aumentamos para 40% nossa participação no campo, adquirindo mais 10% em parceria com a Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%). O programa exploratório mínimo de Libra prevê levantamentos sísmicos 3D em toda a área do bloco, dois poços exploratórios e um Teste de Longa Duração (TLD). O TLD já produzirá óleo, de acordo com o programa exploratório. Nosso portfolio doméstico é constituído por 96 blocos exploratórios e 51 planos de avaliação de descobertas (PAD), somando uma área de 103 mil km², dos quais 39 mil km² em terra e 64 mil km² no mar. Atividade Exploratória Após a aquisição do bloco, inicia-se a fase de exploração, que termina com a descoberta de volumes comercialmente viáveis de óleo e de gás ou a devolução do bloco à ANP. Em 2013, perfuramos 76 poços, sendo 45 em terra e 31 no mar, e obtivemos índice de sucesso de 75%. No pré-sal foram 14 poços, com um índice de sucesso de 100%. A atividade nesse ano gerou descobertas que ajudarão a elevar nosso nível de produção. Dependendo dos resultados dos PADs, as descobertas serão futuramente incorporadas às nossas reservas. Nossos investimentos em exploração em 2013 somaram R$ milhões, que abrangem, principalmente, os custos de perfuração, de levantamentos sísmicos e de aquisições de blocos. O custo de descoberta por boe adicionado à reserva foi de US$ 2,66. A tabela abaixo mostra as principais descobertas feitas no ano: Poço Bacia Ambiente LDA (m) Coluna (m) Qualidade Consórcio Franco Leste Santos Pré-sal API 100% Petrobras Iara Alto Ângulo* Santos Pré-sal API Júpiter Bracuhy Santos Pré-sal API Farfan I Sergipe Alagoas Pós-sal º API 65% Petrobras, 25% BG E&P Brasil e 10% Petrogal Brasil 80% Petrobras 20% Petrogal Brasil 60% Petrobras 40% IBV-Brasil Muriú I Sergipe Alagoas Pós-sal API 100% Petrobras Iara Extensão IV Santos Pré-sal API 65% Petrobras 25% BG E&P Brasil 10% Petrogal Brasil Florim Santos Pré-sal API 100% Petrobras Entorno de Iara I Santos Pré-sal API 100% Petrobras São Bernardo Espírito Santo Pós-sal ºAPI Sagitário Santos Pré-sal API 75% Petrobras 25% Vale S.A. 60% Petrobras, 20% BG E&P Brasil 20% Repsol Sinopec Brasil Sul de Tupi Santos Pré-sal API 100% Petrobras Franco Sul Santos Pré-sal API 100% Petrobras Arjuna Espírito Santo Pós-sal API 75% Petrobras 25% Vale S.A. Forno Extensão NE Campos Pré-sal API 100% Petrobras Pitu* Potiguar Pós-sal API Moita Bonita I Sergipe/Alagoas Pós-sal API 80% Petrobras 20% Petrogal Brasil BM-SEAL % Petrobras e BM-SEAL-4 75% Petrobras e 25% ONGC Mandarim Campos Pós-sal API 100% Petrobras *poços que serão concluídos em 2014 Em 2013, realizamos as seguintes declarações de comercialidade, com destaque para os campos Búzios, Sul de Lula e Lapa, anteriormente conhecidos como Franco, Sul de Tupi e Carioca: Campo Descoberta Bacia Ambiente Volume¹ LDA (m) Qualidade Consórcio Maçarico 2012 Potiguar Terra 1,5 Terra 32 API 100% Petrobras Paturi 2011 Potiguar Terra 1,4 Terra 33 API 100% Petrobras Búzios 2010 Santos Pré-sal API 100% Petrobras Sul de Lula 2013 Santos Pré-sal 128, API 100% Petrobras Lapa 2007 Santos Pré-sal API Baúna Sul 2010 Santos Pós-sal 33, API ¹ Volume recuperável estimado, em milhões de barris de óleo equivalente (boe) 45% Petrobras 30% BG 25% Repsol 80% Petrobras, 20% Karoon

4 Reservas Em 31 de dezembro, segundo o critério ANP/SPE, nossas reservas provadas de petróleo e de gás natural no Brasil atingiram 15,973 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), assim distribuídas: Reserva (Brasil) Petróleo (bilhões bbl) 13,284 13,512 Gás (bilhões m³) 388, ,286 Total (bilhões boe) 15,729 15,973 Vendemos participação de campos com reservas provadas no total de 45 milhões de boe. O balanço entre apropriações e vendas resultou em um acréscimo de 1,044 bilhão de boe às reservas provadas, contra uma produção de 800 milhões de boe. Não foram consideradas, nesses volumes, a produção dos Testes de Longa Duração em blocos exploratórios no Brasil. Para cada barril de óleo equivalente extraído em 2013, foi apropriado 1,31 barril, resultando em um Índice de Reposição de Reservas de 131%. Em 2013, a relação Reserva/Produção ficou em 20 anos. As reservas provadas no Brasil cresceram 2% em relação a O crescimento das reservas no pré-sal foi de 43% em relação ao ano anterior. Produção Nossa produção média no País em 2013 foi de 1.931,4 mil barris de petróleo por dia (bpd) e 61,9 milhões de metros cúbicos de gás por dia (m³/d), excluindo gás liquefeito, totalizando mil barris de óleo equivalente por dia (boe/d), uma diminuição de 1,5% em relação ao ano anterior. A redução na produção deveu-se a: necessidade de ajustes no arranjo submarino das linhas de poços da plataforma P-63 (campo de Papa Terra); maior tempo necessário à instalação das bóias de sustentação de riser (BSR) e dos primeiros sistemas de risers rígidos de coleta (SCR) para conexão aos FPSOs Cidade de São Paulo e Cidade de Paraty (campos de Sapinhoá e Lula NE, respectivamente); escassez no mercado dos barcos de apoio do tipo PLSVs (Pipe Laying Support Vessel) para instalação dos dutos a serem utilizados pelos novos sistemas; atraso na entrega de unidades previstas para entrar em operação em 2013 (P-55, P-58, P-61 e TAD). A produção total de óleo no pré-sal passou de 168,8 mil bpd, em 2012, para 301,6 mil bpd, em 2013, um aumento de 79%, com sucessivos recordes. Perfuramos 42 poços nessa área e, em 14 de janeiro de 2014, alcançamos o pico de produção de 390 mil bpd. A produção acumulada no pré-sal ultrapassou 290 milhões de boe em apenas seis anos de produção. Contamos com 126 unidades de produção marítimas, das quais 72 são plataformas fixas e 54 flutuantes. Ao longo do ano, incorporamos ao sistema cinco unidades de produção. Entraram em operação em 2013: Unidade de Produção FPSO Cidade de São Paulo FPSO Cidade de Itajaí FPSO Cidade de Paraty Campo Ambiente Bacia Capacidade (mil bpd) LDA (m) Sapinhoá Pré-sal Santos /jan 1º óleo Consórcio 45% Petrobras 30% BG 25% Repsol Baúna Pós-sal Santos /fev 100% Petrobras Piloto Lula NE Pré-sal Santos /jun P-63 Papa-Terra Pós-sal Campos /nov 65% Petrobras 25% BG 10% Petrogal 62,5% Petrobras 37,5% Chevron P-55 Roncador Pós-sal Campos /dez 100% Petrobras Estão previstas para entrar em produção mais cinco unidades em As unidades abaixo ajudarão a garantir nossa capacidade produtiva futura: Unidade de Produção P-58 Campo Ambiente Bacia Parque das Baleias Pré-sal/ Pós-sal Capacidade (mil bpd) Campos 180 P-62 Roncador Pós-sal Campos 180 P-61 Papa-Terra Pós-sal Campos (*) FPSO Cidade de Ilhabela FPSO Cidade de Mangaratiba Sapinhoá Norte Pré-sal Santos 150 Iracema Sul Pré-sal Santos 150 (*) a P-63 processará a produção da P-61. Início da Operação Primeiro trimestre Segundo trimestre Segundo trimestre Terceiro trimestre Quarto trimestre Consórcio 100% Petrobras 100% Petrobras 62,5% Petrobras 37,5% Chevron 45% Petrobras 30% BG 25% Repsol 65% Petrobras 25% BG 10% Petrogal Alcançamos em 2013 o recorde de entrega de gás natural nacional ao mercado, atingindo uma vazão média anual de 44,5 milhões de metros cúbicos por dia. A produção, por sua vez, totalizou 65,872 milhões de m³/d, incluindo gás liquefeito, um incremento de 2,3 milhões em relação ao ano anterior, devido, principalmente, à entrada em operação do FPSO Cidade de Anchieta, em setembro de 2012, no Parque das Baleias, e ao início de produção dos campos de Sapinhoá e Lula NE no pré-sal da Bacia de Santos. Destaca-se o êxito do Programa de Otimização do Aproveitamento de Gás Natural (Poag 2015), que permite melhorar o desempenho das Unidades Operacionais das regiões Sul e Sudeste. Em 2013, registramos o recorde anual de 92,60% do aproveitamento de gás associado do E&P e, em setembro, o recorde mensal de 94,36%. Eficiência Buscamos constantemente o aumento da produtividade e, em conjunto com parceiros e fornecedores, desenvolvemos novas tecnologias, analisamos nossos processos e implementamos programas com foco no incremento da produção, na redução de custos e na revisão do portfólio de ativos. Entre esses programas, destacam-se: Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop), Programa de Aumento da Eficiência Operacional (Proef) das Unidades Operacionais da Bacia de Campos e do Rio de Janeiro, Programa de Desinvestimentos (Prodesin), Programa de Redução de Custos de Poços (PRC-Poço) e Programa de Redução de Custos Submarinos (PRC-Sub). Procop Em 2013, o Procop, na área de E&P, proporcionou uma economia de R$ 1,93 bilhão, superando em 140% a previsão para o ano, de R$ 807 milhões. Algumas ações possibilitaram esse ganho: otimização das intervenções em poços terrestres, redução do consumo de diesel e de produtos químicos nas plataformas do Sudeste, redução de embarcações da frota destinada à contingência marítima, desmobilização de plataformas e início do processo de alienação de sondas de perfuração. Proef No Proef da Unidade Operacional da Bacia de Campos, a eficiência cresceu 3,7 pontos percentuais, passando de 71,7% para 75,4% em Na Unidade Operacional do Rio de Janeiro, a eficiência aumentou 0,7 ponto percentual, saindo de 91,7% para 92,4%. Com isso, a produção nessas áreas aumentou 63 mil bpd no ano. Para atingir tais resultados, realizamos extensivas campanhas de manutenção e segurança nas plataformas e executamos planos de paradas programadas para a recuperação da integridade das unidades de produção. Assim, fortalecemos a cultura de planejamento e de controle da eficiência operacional como parâmetro crítico de gestão, a padronização de equipamentos para facilitar a manutenção e contratação e a formação de estoques de segurança de equipamentos críticos para execução de intervenções, garantindo maior disponibilidade de recursos. Prodesin Alienamos nossa participação de 35% no Parque das Conchas (Bloco BC-10 da Bacia de Campos, em produção e operado pela Shell) às empresas Shell e ONGC, por US$ 1,54 bilhão, valor equivalente a 15,5% do total previsto no programa. PRC-Poço O PRC-Poço, lançado em 2013, tem como objetivo reduzir os custos de construção de poços marítimos por meio de 24 iniciativas associadas a três frentes principais: redução de custos unitários, redução de escopo e aumento de produtividade. Os ganhos resultantes das iniciativas do programa totalizaram US$ 344 milhões em 2013, superando a meta de US$ 310 milhões. PRC-Sub O PRC-Sub, iniciado em 2013, visa aumentar a disponibilidade de itens críticos, gerar ganhos de produtividade, reduzir custos unitários e volume, além do aumento de eficiência logística. Ao longo do ano, estruturamos o Programa, definindo cronograma, indicadores operacionais e estimativa de ganhos para os próximos anos. Tecnologia Dentre as diversas tecnologias em implementação, destacamos a BSR e o SCR, instalados nos FPSOs Cidade de São Paulo e Cidade de Paraty (que operam nos campos de Sapinhoá e Lula NE). A BSR (boia de sustentação de risers) consiste num sistema inovador composto por uma boia submersa, ancorada no fundo do mar por tendões. Sua principal finalidade é isolar o movimento dos risers (dutos) rígidos dos movimentos das plataformas instaladas em águas ultraprofundas. Optamos por utilizar essa tecnologia, na época do desenvolvimento do projeto, porque os risers flexíveis não eram qualificados para a viabilização do projeto com o teor de CO 2 presente no campo. O SCR (sistema de riser rígido de coleta) foi conectado pela primeira vez a um BSR de grande porte e em águas ultraprofundas. As duas primeiras BSRs estão ancoradas e finalizamos a instalação e comissionamento dos dois primeiros SCRs. A curva de aprendizado é comprovada pela redução do tempo de instalação offshore dos componentes do sistema. Refino e Comercialização Abastecimento Nossa área de Abastecimento é responsável pelo refino, transporte e comercialização de petróleo e de derivados. Nossa estratégia é incrementar a capacidade e a eficiência de nossos ativos e investir em novas unidades de refino para atender ao forte crescimento do mercado. No segmento petroquímico, atuamos prioritariamente em parcerias e de forma integrada aos nossos demais negócios. Refino Nossas 12 refinarias no Brasil processaram mil bpd de petróleo e LGN (Líquido de Gás Natural), e produziram mil bpd de derivados. Do volume total do petróleo processado, 82% foram provenientes de campos brasileiros. A produção de derivados de petróleo no País foi recorde, com aumento de 6% em relação a Ainda foram registrados recordes de produção em agosto, com média diária de diesel e de gasolina de 893 mil bpd e 515 mil bpd, respectivamente. Esses resultados decorrem do aumento da eficiência operacional das unidades de refino e da maior utilização dos ativos logísticos, possibilitando assim a redução das importações de derivados, um reflexo da gestão integrada do sistema de abastecimento. A partir de janeiro de 2014 está disponível em todo País a gasolina S-50, com teor de enxofre máximo de 50 partes por milhão, atendendo à mudança de especificação do produto. Dentre os principais benefícios do novo combustível, destaca-se a redução de emissões de gases poluentes dos veículos. Novos empreendimentos Refinaria Abreu e Lima A refinaria terá capacidade para processar 230 mil bpd de óleo pesado e produzirá até 162 mil bpd de diesel S-10. Vai produzir ainda gás liquefeito de petróleo (GLP), nafta petroquímica, óleo combustível para navios e coque de petróleo. A entrada em operação da primeira etapa de produção está prevista para novembro de 2014 e a da segunda, para maio de Refinarias Premium Está em avaliação a construção de duas refinarias para produzir derivados premium (de elevada qualidade e baixo teor de enxofre). Essas refinarias produzirão basicamente destilados médios (diesel e querosene de aviação - QAV) e coque. A Premium I está planejada para ser construída no município de Bacabeira, no Maranhão, a cerca de 60 quilômetros da capital São Luis, e terá capacidade para refinar até 600 mil bpd de petróleo. O objetivo é processar petróleo nacional para a produção de diesel S-10. A construção será feita em duas etapas de 300 mil bpd cada. Está prevista também a construção de um terminal portuário para receber, armazenar e transferir derivados líquidos e sólidos. A Premium II está planejada para ser construída em Caucaia, no Ceará, e terá capacidade para processar 300 mil bpd de óleo. A refinaria será interligada a um terminal portuário, no complexo de Pecém, por uma faixa de dutos de 11 quilômetros. Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) Em construção em Itaboraí, no Rio de Janeiro, a refinaria do Comperj está programada para entrar em operação em duas fases, a primeira, a partir de 2016, com capacidade de processamento de 165 mil bpd de óleo. A segunda etapa, ainda em avaliação, deverá elevar a capacidade total da unidade para 465 mil bpd de óleo. A refinaria produzirá diesel, GLP, QAV, nafta, óleo combustível, coque e enxofre para suprir o mercado nacional de derivados e fornecer matéria-prima às unidades petroquímicas. Comercialização Mercado Interno Comercializamos no mercado interno mil bpd de derivados de petróleo, volume 4% superior ao de O incremento de 5% no volume de vendas de óleo diesel deveu-se ao crescimento do Produto Interno Bruto (PIB), principalmente à expansão do comércio varejista e à safra recorde de grãos, que demandaram mais transporte, além da geração elétrica das térmicas a diesel do Sistema Interligado Nacional. As vendas totais de gasolina cresceram 4%. O principal motivo foi a ampliação da frota de veículos flex, associada a uma relação de preços entre etanol hidratado e gasolina C economicamente favorável ao consumo do combustível fóssil na maioria dos estados brasileiros. No entanto, a alteração de 20% para 25% do teor de etanol anidro na gasolina C, a partir de maio, limitou a expansão das vendas de gasolina A. As vendas de GLP subiram 3%, impulsionadas pelo aumento da massa salarial e pelas baixas temperaturas médias registradas entre julho e outubro nas principais regiões consumidoras. A comercialização de nafta cresceu 4%, devido à base de comparação baixa em 2012 face à retração do mercado na cadeia petroquímica. Já as vendas de QAV mantiveram-se estáveis. O óleo combustível registrou crescimento de vendas de 17% devido aos despachos das térmicas do Sistema Interligado Nacional. Essa demanda extra compensou a redução do consumo de óleo combustível devido à sua substituição por gás natural na indústria nacional e no segmento térmico do estado do Amazonas. Exportações x Importações As exportações de petróleo atingiram 207 mil bpd, com redução de 43% em relação a 2012, devido ao processamento de maior volume de óleo nacional no parque de refino doméstico e, também, por força da queda da produção interna de petróleo. As vendas de derivados para o mercado externo somaram 186 mil bpd, um aumento de 1%. Já as importações de petróleo alcançaram 404 mil bpd, um aumento de 17% em relação a 2012 enquanto as de derivados ficaram em 389 mil bpd, com redução de 10%. A compra menor de derivados foi consequência da maior utilização do nosso parque de refino e da recuperação na produção de etanol. O saldo financeiro da nossa balança comercial, calculado com base nas exportações e importações de petróleo e derivados, sem considerar o gás natural, o gás natural liquefeito (GNL) e os nitrogenados, apresentou déficit de US$ 16,2 bilhões. Petroquímica Atuamos no segmento petroquímico de forma integrada aos nossos negócios. O objetivo é ampliar a produção de petroquímicos e de biopolímeros, preferencialmente por meio de participações societárias no Brasil e no exterior. As seguintes empresas são nossas subsidiárias, controladas em conjunto ou coligadas na área Petroquímica (participação em 31 de dezembro de 2013): Braskem S.A. (36,20%) produz principalmente eteno, polietileno, polipropileno e PVC; Deten Química S.A. (27,88%) produz matéria-prima para detergentes; Metanor S.A./Copenor S.A. (34,54%) produz metanol, formol e hexamina; Fábrica Carioca de Catalisadores (50%) produz catalisadores e aditivos; Innova S.A. (100%) produz etilbenzeno, estireno e poliestireno; Petrocoque S.A. (50%) produz coque calcinado de petróleo. Innova Como parte do Prodesin, alienamos 100% das ações da Innova para a Videolar S.A., pelo valor de R$ 870 milhões (US$ 372 milhões), operação aprovada pela Assembleia Geral de acionistas da Petrobras em 30 de setembro, mas seu fechamento definitivo está condicionado à aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica - Cade. Os compradores assumiram também cerca de R$ 23 milhões em dívidas. Principais projetos Dos investimentos em projetos em implantação e em avaliação no setor petroquímico, previstos no Plano de Negócios e Gestão , destacam-se: Companhia Petroquímica de Pernambuco (PetroquímicaSuape) e Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe), responsáveis pela implementação do Complexo Petroquímico Suape. Produzirão ácido tereftálico purificado (PTA), resina PET (polietileno tereftalato), polímeros têxteis e filamentos de poliéster. A unidade de PTA começou a funcionar em janeiro e a de Pet deverá iniciar as operações no início de Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj): o projeto será realizado pela Braskem e utilizará o gás natural da Petrobras como matéria-prima. Companhia de Coque Calcinado de Petróleo Coquepar: participaremos com 45% em uma unidade de calcinação de coque de petróleo no Paraná, com capacidade total de produção de 350 mil toneladas anuais. Procop Na área de Abastecimento o Procop proporcionou uma economia de R$ 3,15 bilhões, superando em 40% a previsão para o ano, de R$ 2,25 bilhões. As principais ações que possibilitaram esse ganho foram: no Refino, elevação da eficiência operacional dos ativos e otimização dos gastos nas manutenções programadas; na Logística, redução dos estoques de petróleo e derivados, diminuição da estadia dos navios nos terminais e plataformas, e melhoria do processo de programação das operações de transporte marítimo. Transporte Transporte e Armazenamento A Petrobras Transporte S.A. (Transpetro), nossa subsidiária para o segmento de transporte e armazenamento de petróleo, derivados, biocombustível e gás natural, opera 48 terminais (21 terrestres e 27 aquaviários), 53 navios, km de oleodutos e km de gasodutos. A Transpetro interage com nossas áreas de produção, refino e distribuição. Atua ainda nas operações de importação e exportação de petróleo e de produtos e tem como principaisclientes empresas distribuidoras, indústrias petroquímicas e termelétricas. Tem atuação nacional, operando instalações em 19 dos 27 estados brasileiros. A frota transportou 59,4 milhões de toneladas de petróleo e derivados em Por seus oleodutos e terminais foram movimentados 807,7 milhões de m³ de líquidos, 4,3% a mais que em A média diária de transporte de gás natural foi de 69,8 milhões de m³, volume 15% acima da média registrada anteriormente.

5 Transporte Marítimo O Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) prevê a construção de 49 navios, acrescentando mais 4 milhões de toneladas de porte bruto (tpb) à capacidade atual e permitindo a incorporação de novas tecnologias. O Promef baseia-se em três premissas: construir navios no Brasil; alcançar o nível mínimo de nacionalização de 65% na primeira fase e de 70% na segunda; e tornar os estaleiros locais competitivos internacionalmente. No total, já são sete os navios entregues através do Promef. Três foram entregues em 2013: Zumbi dos Palmares e Dragão do Mar, respectivamente, segundo e terceiro navios do tipo Suezmax, ambos com 157 mil toneladas de porte bruto (tpb), destinados ao transporte de petróleo; e José Alencar, com 48,3 mil tpb, o quarto navio entregue, destinado ao transporte de produtos derivados de petróleo. Os navios foram incorporados à frota de transporte marítimo, juntando-se aos demais quatro navios já entregues: Celso Furtado, o primeiro entregue em 2011, e João Cândido, Sergio Buarque de Holanda e Rômulo Almeida, em Os navios contratados, no âmbito do Promef, estão sendo construídos em estaleiros brasileiros e deverão ser recebidos até Oito navios que encerraram seus períodos de vida útil foram alienados em Terminais e Oleodutos Principais destaques: Aumento de 35% na movimentação de petróleo pelo oleoduto Oscan, que interliga o Terminal de Osório à Refinaria Alberto Pasqualini (RS). Aumento da vazão e da confiabilidade do oleoduto Osvat, que supre as refinarias Henrique Lage e de Paulínia (SP), contribuindo para os recordes destas unidades. Modernização completa das instalações do píer do Terminal de Angra dos Reis (RJ), dobrando a vazão do transporte de petróleo por duto para 7 mil m 3 por hora. Início da operação do Osduc IV, com 183 km de extensão, que transporta líquido de gás natural (LGN) do Terminal de Cabiúnas (Tecab) para a Refinaria Duque de Caxias (RJ). O duto permitirá o escoamento total da produção da unidade de Recuperação de Líquido do Tecab, aumentando em cerca de 30% a capacidade de processamento de LGN do terminal. Entrada em operação do Terminal de Barra do Riacho em Aracruz (ES), que auxilia no escoamento da produção do FPSO Cidade de Anchieta e recebe gasolina natural e GLP da Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas. Operações com Gás Natural Maior polo brasileiro de processamento de gás natural, o parque industrial do Terminal de Cabiúnas é constituído por sete unidades com capacidade para processar, diariamente, 19,7 milhões de m³ de gás natural e 4,5 mil m³ de condensado de gás natural, provenientes da Bacia de Campos. O volume médio diário processado de gás natural foi 11,8 milhões de m³ e o de condensado de gás natural, 924 m³. Procop Em 2013, o Procop, na Transpetro, proporcionou uma economia de R$ 231 milhões, superando em 108% a previsão para o ano, de R$ 110 milhões. As principais iniciativas que permitiram esse ganho foram a otimização dos custos com manutenção programada de tanques e reparos de dutos, otimização da frota de veículos contratados, redução dos custos com docagem de navios e maior controle na aquisição de materiais usados na atividade de manutenção. Distribuição Nossa subsidiária Petrobras Distribuidora atua no mercado de comercialização e distribuição de derivados de petróleo e biocombustíveis para todo o Brasil, com o objetivo de manter o ritmo de crescimento, com ênfase na rentabilidade, combinado a uma logística integrada, confiável e sustentável. Líder no mercado doméstico, em 2013 comercializou 53,7 milhões m³, volume 4,5% maior do que o registrado no ano anterior. Sua receita operacional líquida foi de R$ 86,6 bilhões, com lucro líquido recorde de R$ 2,1 bilhões. Com market share em 31 de dezembro de 2013 de 37,5% e uma rede de postos de serviços e clientes consumidores,apetrobras Distribuidoraalcançou recordedevendas em outubro de 4,8 milhões de m 3. A Petrobras Distribuidora investiu R$ 1,03 bilhão em 2013 sendo R$ 545,6 milhões destinados à manutenção e à ampliação da infraestrutura logística; R$ 162,2 milhões ao desenvolvimento e à modernização da rede de postos de serviços; e R$ 45,4 milhões à distribuição de gás e a comercialização de energia. O segmento de aviação recebeu R$ 146,7 milhões e o segmento de grandes consumidores, R$ 28,7 milhões. A área de tecnologia da informação recebeu R$ 58,3 milhões; a de produtos químicos, R$ 19,9 milhões; e a de produtos asfálticos, R$ 4,1 milhões. Os investimentos na infraestrutura de distribuição foram determinados pelo crescimento do consumo de derivados de petróleo no País e seus consequentes desafios logísticos, principalmente nas regiões Sudeste, Norte e Centro-Oeste. A entrada em operação do Terminal de Porto Nacional (TO) e a continuidade das obras de construção da base de Cruzeiro do Sul (AC) e da modernização e ampliação da fábrica de lubrificantes de Duque de Caxias (RJ) estão entre os destaques do ano, além dos investimentos em ampliações e melhorias em 41 terminais e bases de distribuição de combustíveis. No segmento de aviação, foram executados projetos importantes para o aumento da capacidade operacional, com a ampliação da frota abastecedora de aeronaves, além de melhorias nas instalações em aeroportos, buscando o aumento da eficiência, inclusive dos pools de distribuição. A Petrobras Distribuidora investiu ainda em obras, equipamentos e em adequação de elementos de imagem na rede de postos de serviços, além da expansão dos serviços de conveniência BR Mania e Lubrax+. Também formalizou novas parcerias, que aprimoraram o programa de fidelidade Petrobras Premmia, aumentando sua atratividade para os consumidores. Procop Na Petrobras Distribuidora, o Procop proporcionou uma economia de R$ 68 milhões, superando em 26% a previsão para o ano, de R$ 54 milhões. As ações que permitiram esse ganho foram: redução dos custos unitários de frete e com viagens, ganho de produtividade nas bases e nas áreas comerciais e corporativas e diminuição dos gastos com imagens dos postos. Gás & Energia Nossa área de Gás e Energia é responsável pelo transporte, distribuição e comercialização de gás natural, pela geração e comercialização de energia elétrica e pela produção e comercialização de fertilizantes. Nossa estratégia é monetizar o gás das bacias sedimentares do Brasil. O aumento da produção de gás contribuirá para a expansão das nossas fábricas de fertilizantes e usinas termelétricas e para o atendimento da demanda da área de Abastecimento e dos contratos com as companhias distribuidoras de gás natural. Gás Natural A oferta de gás natural para atendimento ao mercado em 2013 superou a do ano anterior em 15%, atingindo 85,9 milhões de m 3 por dia. A principal razão foi o aumento da demanda das termelétricas a gás natural, acionadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em função dos baixos níveis dos reservatórios hidrelétricos, inferiores às médias históricas. Desse total, considerando a produção própria e a de parceiros, a oferta doméstica foi de 40,8 milhões de m 3 por dia (descontados os líquidos de gás natural, o gás utilizado no processo produtivo, a injeção nos poços e as perdas). A importação do produto da Bolívia, através de gasoduto, atingiu 30,5 milhões de m 3 por dia, excluído o gás usado no transporte; e o volume de gás natural liquefeito (GNL) importado e regaseificado totalizou 14,5 milhões de m 3 por dia. A malha nacional de gasodutos soma km. Projetos concluídos em 2013 Pontos de Entrega: Usina Termelétrica Baixada Fluminense (RJ), Pindamonhangaba II (SP), Guaratinguetá (SP) e Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (MS), Linhares (ES) e Refinaria Landulpho Alves (BA). Projetos em andamento Pontos de Entrega: Aquiraz (CE), São Mateus (ES), Goiana II (PE), Rio das Flores (RJ), Barra Mansa II (RJ) e São Bernardo do Campo II (SP). Gasoduto Gasfor II (Fortaleza/ CE): trecho Horizonte-Caucaia, com 83,2 km de extensão. Dutos OCVAP I e II: com 70 km de extensão cada, permitirão o escoamento de até m³/dia de GLP e m³/dia de C5+ através de dois dutos, a partir da Unidade de Tratamento de Gás em Caraguatatuba (UTGCA) até a Refinaria Henrique Lage. Gasoduto Rota 2: interligará o polo pré-sal da Bacia de Santos ao Terminal de Cabiúnas (Tecab), com 402 km de extensão. Unidade de Produção de Gás Natural (UPGN) Rota 2 permitirá o recebimento de até 13 milhões de m³ por dia de gás do polo pré-sal da Bacia de Santos, ampliando a capacidade de processamento diário de gás do Sistema Tecab-Reduc de 23 milhões de m³ para 28 milhões m³; e o processamento de condensado do Tecab de 4,5 mil m³ para 6 mil m³. Tratamento Complementar no Tecab: permitirá o recebimento e tratamento de até 2,9 milhões de m³ por dia adicionais de gás do polo pré-sal da Bacia de Santos. Gasoduto Rota 3: com 355 km de extensão, interligará o polo pré-sal da Bacia de Santos ao Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). UPGN Rota 3: implantação de unidades para o processamento de 21 milhões de m³ por dia de gás do polo pré-sal da Bacia de Santos dentro do Comperj. Gasoduto Itaboraí-Guapimirim: com 11 km de extensão e capacidade para escoar até 17 milhões m³/dia, permitirá o escoamento do gás processado nas futuras UPGNs Rota 3. Será o primeiro gasoduto de transporte a ser implantado sob o regime de concessão, conforme a Lei /09 ( Lei do Gás ). Dutos Norte Rota 3: composto por um duto de 50 km de extensão, para escoamento de GLP do Comperj ao Terminal de Campos Elíseos (Tecam), e por um gasoduto de transferência, com 11 km de extensão, para escoamento de gás do Gasduc II à UPGN Rota 3. Dutos Norte Comperj: composto por três dutos de 50 km de extensão cada, que interligam o Comperj ao Tecam, para escoamento depetróleo, diesel/nafta e QAV, além de uma adutora interligando arefinaria Duque decaxiasao Comperj. Scomp Pilar II: novo Serviço de Compressão (Scomp) que substituirá o Scomp Pilar, atualmente em operação, para ampliar a capacidade de movimentação de gás do sistema Pilar-Guamaré (PE), e atender à Usina Termelétrica Termopernambuco, à Refinaria Abreu e Lima e à demanda projetada de Alagoas, Pernambuco, Paraíba e Rio Grande do Norte. Gás Natural Liquefeito Em 2013, firmamos 11 contratos do tipo Master Sales Agreement (MSA), totalizando 72 contratos assinados, e realizamos 88 operações de compra de cargas 77 recebidas no Brasil e 12 revendidas no mercado externo, sendo uma dessas cargas proveniente de reexportação. Concluímos a construção e iniciamos o comissionamento do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia. A capacidade de despacho diário do terminal é de 14 milhões de m³ de gás natural. Comercialização de Gás Natural Em setembro de 2012, foi criado um novo modelo de vendas de gás natural de curto prazo, prevendo a realização mensal de leilões eletrônicos. Em 2013, o fornecimento de gás natural de curto prazo, negociado mensalmente, ocorreu nos meses de janeiro (1,3 milhão de m³), fevereiro (389 mil m³), agosto (3 milhões de m³), setembro (2 milhões de m³) e outubro (1,5 milhão de m 3 ). Nos demais meses, não houve venda nessa modalidade, uma vez que as condições do mercado brasileiro de gás natural, altamente demandado pelas termelétricas, não favoreciam a oferta adicional do produto. Em 2013, vigoraram 14 contratos de fornecimento para o mercado secundário no total de 2,05 milhões de m 3 por dia, sendo efetivamente fornecidos, em média, 310,6 mil m 3 por dia. Estas vendas, que realocam volumes não consumidos pelas termelétricas, atendem a clientes do segmento industrial que não usam o gás natural como principal combustível. Distribuição de Gás Natural O volume médio de gás natural comercializado diariamente pelas distribuidoras regionais no Brasil foi de 62,5 milhões de m 3, um crescimento de 14% em relação a 2012, refletindo o aumento de 54% no consumo das térmicas a gás. Detemos participações em 19 companhias distribuidoras de gás natural e controlamos integralmente a Gás Brasiliano (SP) e a Petrobras Distribuidora (ES). Nas demais, as participações variam de 23,5% a 83%, na maioria dos casos com atuação na gestão das áreas técnica e comercial. Essas 21 distribuidoras comercializaram 33,2 milhões de m³ diariamente, o equivalente a 53% do mercado de distribuição de gás natural do País. O volume comercializado por essas companhias aumentou 19% em relação a Em 2013, entrou em operação a Companhia de Gás do Maranhão (Gasmar), empresa na qual detemos 23,5% departicipação por meio da nossa subsidiária Petrobras Gás. A Gasmar distribui gás natural para as térmicas do complexo Parnaíba (MA), movimentando cerca de 4 milhões de m³/dia. Energia Elétrica Geramos megawatts (MW) médios de energia elétrica para o Sistema Interligado Nacional (SIN), por meio das 18 usinas termelétricas próprias e alugadas, que compõem nosso parquegerador, com capacidade instalada de 6.235,2 MW. Incluindo os projetos nos quais detemos participação minoritária a capacidade totaliza 6.885,5 MW. Nossa geração de energia em 2013 foi 48% superior à do ano anterior, devido à solicitação maior de despacho feita pelo ONS, em função dos baixos níveis dos reservatórios. Vendemos MW médios de energia elétrica no ambiente de comercialização livre. Projetos em andamento Usina Termelétrica Baixada Fluminense (Seropédica/RJ): construção da usina, com capacidade instalada de 530 MW, para atender ao contrato firmado ao vencer o Leilão de Energia A-3, em A entrada em operação está prevista para Usina Termelétrica Sepé Tiaraju (RS): fechamento de ciclo da usina, comaumento da capacidade instalada de 161 MW para 248 MW, a fim de aumentar a eficiência da unidade e atender às exigências ambientais para operação bicombustível. A entrada em operação está prevista para Fertilizantes Adquirimos a Araucária Nitrogenados S.A., em Araucária (PR), unidade com capacidade de ofertar ao mercado 700 mil t/ano de ureia e 41 mil t/ano de amônia, além de Arla 32. Com essa aquisição, passamos a ter três fábricas de fertilizantes. Além da produção de amônia e ureia, a Fafen-BA produz ácido nítrico, Arla 32 e gás carbônico. A Fafen-SE produz amônia, ureia, gás carbônico e ureia específica para fabricação de Arla 32. Comercializamos mil toneladas de ureia e 189 mil toneladas de amônia em Nossa produção de amônia foi de 882 mil toneladas e a de ureia, de mil toneladas. Projetos em andamento Unidade de Fertilizantes Nitrogenados (UFN) III (Três Lagoas/MS): em fase de construção, disponibilizará ao mercado mil t/ano de ureia e 70 mil t/ano de amônia, a partir de Expansão da Fafen/SE: uma unidade de sulfato de amônio está sendo construída para ofertar ao mercado 303 mil t/ano do produto, a partir do ácido sulfúrico excedente produzido pela Refinaria Abreu e Lima (PE). A conclusão está prevista para fevereiro de Planta de Amônia - UFN V (Uberaba/MG): em fase de desenvolvimento do projeto básico, fornecerá ao mercado 519 mil t/ano de amônia. O início da operação está previsto para Procop Na área de Gás e Energia, o Procop possibilitou uma economia de R$ 89,3 milhões, superando a previsão inicial para o ano, de R$ 52,8 milhões. As principais iniciativas que permitiram este ganho foram a redução dos custos operacionais dos ativos logísticos de gás e o aumento da produtividade de recursos das Fafens e das UTEs. Biocombustíveis Criamos a subsidiária Petrobras Biocombustível S.A. em 2008 para produzir biocombustíveis de forma segura e rentável, com sustentabilidade social e ambiental, contribuindo assim para a redução das emissões de gases de efeito estufa. A Petrobras Biocombustível pretende continuar crescendo de forma integrada, priorizando a produção de etanol e incorporando novas tecnologias. No segmento de biocombustíveis, buscamos: Aumentar a produção de etanol e biodiesel, participando da cadeia produtiva e do desenvolvimento tecnológico de combustíveis renováveis; Compensar a perda dos mercados de gasolina e de diesel para etanol e biodiesel pela produção dos nossos biocombustíveis; Acelerar o domínio do conhecimento tecnológico, priorizando o desenvolvimento do etanol 2G, do bioqav e de suprimento agrícola competitivo. Biodiesel e Suprimento Agrícola A Petrobras Biocombustível possui três usinas próprias de produção de biodiesel, localizadas em Candeias (BA), Quixadá (CE) e Montes Claros (MG); e duas usinas por meio de parceria em empresa controlada em conjunto com a BSBIOS Indústria e Comércio de Biodiesel Sul Brasil S.A. (BSBIOS Sul Brasil), em Passo Fundo (RS) e Marialva (PR). Em 2013, a capacidade total de produção de biodiesel das cinco unidades foi ampliada de 765 mil m 3 /ano para 821 mil m 3 /ano. Todas as usinas têm o Selo Combustível Social, em conformidade com as diretrizes do Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel. A Petrobras Biocombustível desenvolve o Projeto Belem no Pará, que contempla o cultivo de palma, a extração de óleo e a produção de biodiesel. Em 2013 foi constituída a joint-venture Belém Bioenergia Brasil, numa parceria com a portuguesa Galp Energia, para produção de 346 mil m 3 /ano de greendiesel em Portugal, a partir da produção própria de óleo vegetal no Brasil, com o objetivo de atender ao mercado português e parte do europeu. Por meio da Bioóleo, empresa controlada em conjunto, a Petrobras Biocombustível atua no processamento de grãos de mamona, algodão e girassol e no refino de óleo vegetal bruto. A fábrica, em Feira de Santana (BA), tem capacidade instalada de processamento de 130 mil t/ano de grãos e de 60 mil m 3 /ano de semirrefino de óleos brutos de algodão e degomado de soja. A Bioóleo é fornecedora de óleo vegetal para três usinas próprias de biodiesel no semiárido brasileiro. Etanol Por meio da Bambuí, da Nova Fronteira e da Guarani, empresas controladas em conjunto, a Petrobras Biocombustível tem participação em nove usinas de etanol em Minas Gerais, São Paulo e Goiás, e uma usina em Moçambique, na África. As três empresas encerraram a safra 2013/2014 com uma moagem total de 25 milhões de toneladas de cana-de-açúcar, produção de 1,06 milhão de m 3 de etanol e 1,58 milhão de toneladas de açúcar. A comercialização de energia excedente deve atingir 954,6 gigawatts-hora (GWh) ao final da safra. Os investimentos realizados nos últimos anos permitiram ampliar a capacidade de processamento das usinas e renovar e expandir os canaviais. Além do aumento da produção de etanol, os investimentos nas coligadas resultaram na expansão da produção de energia elétrica a partir do bagaço da cana-de-açúcar. Bambuí Bioenergia A Petrobras Biocombustível detém 43,58% do capital social da Bambuí Bioenergia S.A., que possui uma usina de etanol em Bambuí (MG). Neste ano, a Bambuí Bioenergia S.A. investiu R$ 50,9 milhões para expansão do canavial e conclusão da expansão industrial da usina, o que elevou a capacidade de moagem de 1,2 milhão para 2,4 milhões de toneladas de cana-de-açúcar por ano. Consequentemente, a capacidade de produção de etanol foi ampliada de 104 mil m 3 /ano para 211 mil m 3 /ano, e a venda de energia excedente, de 43 GWh/ano para 89 GWh/ano. Guarani Em 2013, a Petrobras Biocombustível fez um aporte de R$ 225,1 milhões na Guarani S.A., passando a deter 39,56% das ações da empresa. A operação decorreu do acordo firmado com a Tereos Internacional S.A. para a aquisição de até 45,7% da coligada por meio de investimentos de até R$ 1,6 bilhão, ao longo de cinco anos. A Guarani detém sete unidades produtoras em São Paulo e uma em Moçambique. Estão em curso investimentos de R$ 809 milhões para expandir o canavial e a capacidade de processamento de cana-de-açúcar, aumentar a produção de etanol e de açúcar e ampliar a cogeração de energia até Foram concluídos os projetos de cogeração nas unidades Mandu e Vertente, aumentando a capacidade de venda de energia excedente de 100 GWh para 244 GWh e de 18 GWh para 137 GWh, respectivamente. Com os investimentos programados, a Guarani elevará sua capacidade atual de moagem de 21,5 milhões de t/ano de cana-de-açúcar para 24,8 milhões t/ano, ampliando a capacidade de produção de etanol de 1,02 milhão m 3 /ano para 1,11 milhão de m³/ano, a de açúcar de 2,1 milhões t/ano para 2,3 milhões t/ano e a oferta de energia excedente, de 905 GWh para 1,4 mil GWh.

6 Nova Fronteira A Petrobras Biocombustível detém 49% do capital social da Nova Fronteira Bioenergia S.A., em parceria com o grupo São Martinho. Foram investidos R$ 62,4 milhões para expansão e renovação do plantio e aumento da capacidade de moagem de cana-de-açúcar de 3,4 milhões de t/ano para 4 milhões de t/ano, da produção de etanol de 301 mil m 3 para 370 mil m 3 e da comercialização de energia excedente de 225 GWh para 250 GWh. Etanol 2G As pesquisas para desenvolvimento de etanol celulósico de segunda geração foram iniciadas em Desde então, a evolução da tecnologia permitiu aumentar a escala. O projeto encontra-se em fase de engenharia e tem como meta a construção de uma planta industrial em Procop Em 2013, o Procop proporcionou uma economia de R$ 56 milhões na Petrobras Biocombustível, 4% superior à previsão do ano, de R$ 54 milhões. Entre as ações que possibilitaram esse ganho destacam-se a atualização organizacional da empresa e encerramento de contratos no Pará. Atividades Internacionais Atuação Nossa estratégia para atuar no exterior baseia-se em: Atuação em E&P, com ênfase na exploração de óleo e gás na América Latina, África e EUA; Manutenção do suprimento de gás natural da Bolívia para complementar a oferta de gás para o mercado brasileiro; Ampliação da eficiência das operações no segmento de distribuição; Manutenção da integridade operacional e otimização da gestão dos ativos de refino no exterior; Investimos, em 2013, R$ 5,1 bilhões no mercado internacional, sendo 90% em E&P e 10% em atividades de refino, petroquímica, distribuição, gás e energia. Nossa produção no exterior somou 128,5 mil barris por dia (bpd) de óleo e 15,5 milhões de m³ por dia de gás natural, totalizando 219,5 mil barris de óleo equivalente por dia (boed). Nossas três refinarias localizadas fora do Brasil processaram 169,4 mil bpd de óleo, o equivalente a 70% da capacidade instalada de 230,5 mil bpd. As reservas internacionais provadas de óleo, de condensado e de gás natural, em 31 de dezembro de 2013, totalizaram 592 milhões de barris de óleo equivalente, segundo critério da Society of Petroleum Engineers (SPE), 17% inferior às de Esse volume representa 3,6% das nossas reservas provadas no Brasil e no exterior. Tal redução é preponderantemente resultado da venda de 50% dos ativos na África, por meio da constituição de joint venture para exploração e produção de óleo, de condensado e de gás natural, e de campos no Golfo do México americano, totalizando 111 milhões de boe. As reservas provadas (166 milhões de boe) dos ativos vendidos pela Petrobras em 2013 no Peru e na Colômbia permanecem contabilizadas como tal até a aprovação das transações pelos órgãos competentes. Desenvolvimento dos negócios Américas Além do Brasil, estamos presentes em dez países das Américas: Argentina, Bolívia, Chile, Colômbia, Estados Unidos, México, Paraguai, Peru, Uruguai e Venezuela, onde possuímos 876 estações de serviços e ativos de E&P. Produzimos 88,3 mil bpd de óleo e 15,5 milhões de m³ diários de gás natural, somando 179,3 mil boed, ou 82% de toda a nossa produção internacional. Na Argentina, nossa atuação contempla as atividades de exploração e produção de óleo e de gás, e também uma refinaria com capacidade para processar 30,5 mil bpd de óleo, além de ativos de distribuição, petroquímica e no segmento de gás e energia. Descobrimos shale oil na concessão de Rincón de Aranda, na província de Neuquén, em que detemos 55% da concessão. Em janeiro de 2014, anunciamos a venda de nossa participação de 38,45% na área de Puerto Hernandez, por US$ 40,7 milhões para a YPF S.A. Esta transação antecipa o término do contrato de concessão previsto para 2016 e viabiliza o uso dos recursos no curto prazo para outras operações do nosso Plano de Negócios e Gestão. Na Bolívia, a produção de gás natural é estratégica, pois complementa a demanda brasileira. O produto é transportado através do gasoduto Gasbol. No Chile, estamos presentes no mercado de distribuição com 12,5% de market share e 253 estações de serviços e, no Paraguai, possuímos 166 estações de serviços e 19,6% de market share. No Uruguai, contamos com 88 estações de serviços e 23,1% de market share no mercado de combustíveis. No âmbito do Prodesin, assinamos um acordo para a venda da participação nos blocos exploratórios 3 e 4, localizados na Bacia de Punta del Este no Uruguai, por US$ 17 milhões, e de 50% das ações da Montevideo Gas por US$ 7,5 milhões. A conclusão das transações está sujeita às condições precedentes usuais, incluindo a aprovação pelos órgãos competentes uruguaios. No Peru, aprovamos o acordo para a venda de 100% das ações da nossa subsidiária integral Petrobras Energia Peru para a China National Petroleum Corporation - CNPC por US$ 2,6 bilhões. Fazem parte da negociação 100% do Lote X, 46,16% de participação no Lote 57 e 100% do Lote 58. A transação faz parte do Prodesin e sua conclusão está sujeita à aprovação dos governos chinês e peruano e à observância aos procedimentos previstos nos respectivos Joint Operating Agreements. Assinamos acordo para a alienação de 100% das ações de emissão da Petrobras Colombia Limited (PEC), pelo valor de US$ 380 milhões, conforme definido no Prodesin. Os ativos da PEC que fazem parte da transação incluem participações em 11 blocos de exploração e produção em terra, além dos oleodutos de Colombia e Alto Magdalena o primeiro, com capacidade para transportar bpd e o segundo, bpd. A conclusão da transação está sujeita às condições precedentes usuais, incluindo a aprovação da Agência Nacional de Hidrocarburos. Manteremos os blocos de exploração no mar e um único em terra na Colômbia, onde também atuamos no segmento de distribuição com 101 estações de serviços. Nos Estados Unidos, temos projetos de exploração, além da produção de óleo e gás, principalmente nos campos de Cascade e Chinook e operamos a Refinaria de Pasadena, com capacidade para processar 100 mil bpd de óleo. Ainda em território norte-americano, no âmbito do Prodesin, assinamos um contrato de compra e venda para alienação da nossa participação em seis blocos exploratórios no Golfo do México, que integram o campo de Gila. Por eles, recebemos US$ 110 milhões, além da participação em um bloco exploratório, adjacente ao campo de Tiber, onde foram feitas algumas descobertas. Também assinamos contratos de farm-out (cessão de direitos) no valor de US$ 184 milhões, referentes à participação de 33% no bloco MC 613 (Coulomb) no Golfo do México. África Nossa produção de óleo na África é de 40,2 mil bpd. Formamos uma joint venture com 50% de participação com o Banco BTG Pactual S.A., para exploração e produção de óleo e gás no continente africano, incluindo ativos em Angola, Benin, Gabão, Namíbia, Nigéria e Tanzânia. Ásia Temos uma refinaria na ilha de Okinawa, no Japão, com capacidade para processar 100 mil bpd de óleo. Investimentos Nossos investimentos em 2013 chegaram a R$ 104,4 bilhões, concentrados nas atividades exploratórias, no desenvolvimento da produção e na infraestrutura logística para o escoamento da produção de petróleo e derivados. Investimos na construção de refinarias e na instalação de unidades para a melhoria da qualidade dos combustíveis com o objetivo de atender à demanda do mercado interno. Investimos também em fábricas de fertilizantes e usinas termelétricas, valorizando a cadeia do gás natural, e na ampliação da capacidade de produção de etanol e de biodiesel, fortalecendo nossa participação no mercado brasileiro de biocombustíveis. Na área de E&P investimos R$ 60 bilhões. Os recursos foram aplicados nas atividades de desenvolvimento da produção (R$ 37,5 bilhões), exploração (R$ 17,3 bilhões) e infraestrutura (R$ 5,2 bilhões). Os investimentos visam ao desenvolvimento da produção dos campos do pré-sal e do pós-sal, à manutenção da produção nos campos mais antigos e à melhoria da infraestrutura logística e tecnológica. Desse montante, destaca-se o pagamento do bônus de R$ 6 bilhões pela aquisição do campo de Libra, no primeiro leilão sob o regime de partilha de produção no Brasil. Concluímos nove plataformas, com capacidade total para processar um milhão de barris de petróleo por dia, dos quais 840 mil correspondem ao aumento da nossa capacidade própria. São elas: FPSO Cidade de São Paulo, FPSO Cidade de Itajaí, FPSO Cidade de Paraty, FPSO P-63, semissubmersível P-55, TLWP P-61, FPSO P-58, sonda TAD e FPSO P-62. Investimos na área de Abastecimento R$ 30,7 bilhões a maior parte destinada à ampliação do parque de refino. Aplicamos R$ 8,9 bilhões na Refinaria Abreu e Lima (PE) e R$ 8 bilhões na implantação da primeira fase do Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro (Comperj). O início da operação de outros projetos do Abastecimento também merece destaque, como o começo da produção na unidade de Ácido Teraftálico Purificado (PTA) da PetroquímicaSuape; a inauguração do trecho Ribeirão Preto-Paulínia do Sistema de Escoamento de Etanol; o aumento da capacidade de escoamento de gás liquefeito de petróleo (GLP) com o início da operação da Etapa 1 (GLP Pressurizado) e Etapa 2 (GLP Refrigerado) do Terminal Aquaviário de Barra do Riacho. Concluímos a instalação das unidades de tratamento que permitirão reduzir o teor de enxofre da gasolina e do diesel produzidos nas refinarias de Paulínia (SP), Gabriel Passos (MG) e Landulpho Alves (BA). Nossa subsidiária do setor de transportes, a Transpetro, recebeu mais três navios do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef): dois do tipo suezmax (Zumbi dos Palmares e Dragão do Mar), e um de produtos (José Alencar). Nossos investimentos na Área de Gás e Energia somaram R$ 5,9 bilhões. Prosseguem as obras da Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (MS), a maior da América Latina, que nos permitirá dobrar a produção nacional de ureia. Concluímos, na Bahia, a construção do terceiro Terminal de Regaseificação de GNL, aumentando a segurança no suprimento de gás natural no mercado interno, com a adição de 14 milhões de m³/dia à capacidade atual de fornecimento. Nossa subsidiária do segmento de distribuição, a Petrobras Distribuidora, investiu R$ 1,1 bilhão para manter a liderança no País. O investimento foi feito, principalmente, na ampliação da capacidade logística para suportar o crescimento do mercado doméstico. Os recursos direcionados para biocombustíveis somaram R$ 322 milhões. Deste total, 70% foram aplicados no segmento de etanol, com o objetivo de aumentar a oferta desse produto e de ampliar a participação de mercado da nossa subsidiária Petrobras Biocombustível. O segmento de biodiesel recebeu 30% dos recursos para o aumento da confiabilidade e melhorias das plantas existentes. Nosso investimento na Área Internacional atingiu R$ 5,1 bilhões, sendo a maior parte 89,6% - aplicada em exploração e produção. PESQUISA & DESENVOLVIMENTO Os investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) totalizaram R$ 2,4 bilhões no ano. Nossa gestão em P&D é coordenada pelo Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), que conta com empregados, deles dedicados exclusivamente à área de P&D e 322, à engenharia básica dos projetos. Entre os pesquisadores, 24% possuem título de doutorado e 39%, de mestrado. Atuamos de forma colaborativa com universidades e instituições de pesquisa nacionais e estrangeiras, fornecedores e outras operadoras. Nosso objetivo é disponibilizar tecnologias para viabilizar o cumprimento do Plano de Negócios e Gestão, além de antecipar tendências e sinais de mudanças tecnológicas. Os principais resultados em 2013 foram: Maior precisão na determinação da acidez da água de injeção produzida nos reservatórios do pré-sal, obtida por meio de ensaios laboratoriais e modelagem numérica, considerando a interação rocha-fluido esperada - o que possibilitou a seleção de materiais de metalurgia mais adequados e redução dos custos. Computando apenas os custos de materiais para poços, estimamos uma economia de cerca de US$ 188 milhões nos projetos de desenvolvimento do pré-sal. Identificação de quatro intervalos de rochas geradoras na área do pré-sal da Bacia de Santos, por meio do uso integrado de dados de geoquímica, geologia e geofísica. O método de geoquímica orgânica de alta resolução contribui para uma estimativa mais precisa do risco exploratório de prospectos da Bacia de Santos e constitui um diferencial competitivo fundamental. Sistematização do monitoramento automatizado de desempenho de sondas de perfuração, contribuindo para o aumento de 12% na eficiência da perfuração de poços. O sistema permite a realização de benchmark entre as sondas e as equipes da mesma sonda e, consequentemente, a identificação de melhores práticas. Houve redução do tempo de construção de poços, gerando uma economia estimada de cerca de US$ 60 milhões. Operação otimizada do turbo expansor na Refinaria Landulfo Alves, na Bahia, dobrando a potência gerada para 25 MW, em decorrência do desenvolvimento de tecnologia de medição de material particulado na saída da unidade. Esse novo procedimento deverá gerar uma economia de cerca de R$ 30 milhões por ano. Desenvolvimento de 38 projetos de engenharia básica e P&D, contribuindo para o Programa de Produção de Médios e Gasolina (Promega). Criado em 2013, o Promega possibilitou o aumento da produção de gasolina em 41 mil bpd e de óleo diesel, em 81 mil bpd, reduzindo a necessidade de importação desses derivados. Aumento no processamento do resíduo atmosférico de petróleo pesado nacional na Refinaria Presidente Bernardes, em São Paulo, por meio do uso do aditivo Spike na unidade de craqueamento catalítico fluidizado. O ganho foi estimado em US$ 19,5 milhões por ano. Aplicação de nova ferramenta eletro-hidráulica de desconexão de fundo de poço no campo de Carapeba, na Bacia de Campos, reduzindo em 20% o tempo de intervenção para substituir a coluna de produção em poços com completação inteligente. Essa ferramenta permite monitorar em tempo real os dados de produção. Até 2017, esse procedimento deverá ser adotado na completação inteligente de 145 poços. Mais informações sobre pesquisa e desenvolvimento podem ser encontradas no Relatório de Tecnologia, publicado anualmente e disponível em RESPONSABILIDADE SOCIAL E AMBIENTAL Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde (SMES) Aplicamos R$ 5,7 bilhões em operações e projetos de investimentos ligados especificamente à gestão integrada de Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS). Desenvolvemos iniciativas para aperfeiçoar o desempenho em SMES e atender à legislação específica, e incorporar práticas de operação segura, rentável e ambientalmente responsável em nossas unidades. Uma dessas práticas é a certificação da conformidade com as normas ISO 14001(gestão ambiental) e OHSAS (gestão de saúde e segurança) dos sistemas de gestão de SMS das nossas unidades de operações no Brasil e no exterior. Em 2013, todo o petróleo refinado no País foi processado em unidades certificadas. Segurança Desenvolvemos em 2013 uma metodologia de análise de acidentes com base na identificação das causas típicas e dos pontos comuns entre as ocorrências, para avaliar as iniciativas de prevenção de acidentes e eliminar riscos. O resultado foi uma redução de 69% nos acidentes fatais em 2013, em comparação com o ano anterior, mesmo diante do crescimento de 3% no total de homens-horas trabalhadas. A taxa de acidentados fatais (número de fatalidades para cada 100 milhões de homens/horas trabalhadas) foi de 0,4%, representando queda de 70% em relação ao ano anterior. Essa taxa equivale a 1/3 do número médio divulgado em 2012 por empresas líderes internacionais de porte e de complexidade comparáveis aos nossos. Para prevenir a ocorrência de acidentes graves, continuamos desenvolvendo ações de melhoria da segurança de processos, incluindo investimentos na capacitação do corpo técnico, realização de estudos de riscos e estabelecimento de indicadores reativos e proativos específicos para cada área de atuação. Vazamento de petróleo e derivados Os derramamentos de petróleo e derivados atingiram 187 m 3 em 2013, um total 52% inferior ao registrado no ano anterior e 61% abaixo do Limite de Alerta estabelecido para o ano, de 476 m³. Os níveis de derramamento continuaram bem inferiores a 1 m 3 por milhão de barris de petróleo produzido, considerado um excelente resultado no contexto da indústria mundial de óleo e gás. A criação de uma sistemática de comunicação, tratamento e registro de vazamentos tornou possível o monitoramento diário dos incidentes, seus impactos e providências para mitigação. Além disso, a continuidade do Plano Vazamento Zero, instituído em 2012, permitiu otimizar o gerenciamento das ações nas áreas de gestão, processo e integridade, além de reduzir o risco de vazamentos nas operações. Resposta a vazamentos Mantivemos padrões, procedimentos e planos de respostas a vazamentos estruturados em níveis local, regional e corporativo. Dispomos de um grande volume de recursos para atuação eficaz nessas situações: são 39 embarcações de grande porte para recolhimento de óleo, 271 embarcações de apoio e outros veículos, 180 mil metros de barreiras de contenção, 198 mil metros de barreiras absorventes, 500 recolhedores de óleo e 225 mil litros de dispersantes químicos, entre outros itens. Todos esses recursos estão disponíveis nos dez Centros de Defesa Ambiental, com suas 14 bases avançadas, e nos Centros de Resposta a Emergência, distribuídos por mais de 20 cidades brasileiras. Somos associados à Oil Spill Response Limited (OSRL), organização especializada em prover e complementar recursos para dar resposta eficaz a vazamentos de petróleo, com atuação em escala global. No ano, realizamos 10 exercícios simulados de âmbito regional e de resposta a vazamentos. Meio Ambiente e Eficiência Energética Trabalhamos para incrementar a ecoeficiência de nossas operações. Buscamos a utilização racional de água, energia e demais insumos e fazemos a gestão eficaz das emissões atmosféricas e da geração de resíduos e efluentes. O objetivo é reduzir ao mínimo os impactos das atividades sobre o meio ambiente. Avaliamos sistematicamente os principais riscos e oportunidades nas dimensões segurança, meio ambiente, eficiência energética e saúde dos projetos de investimentos. Os resultados dessas avaliações são acompanhados periodicamente pelos comitês de SMS e de auditoria do Conselho de Administração (CA), e são verificados a aderência às orientações corporativas e o cumprimento das recomendações do Plano de Gerenciamento e Mitigação de Riscos. Ao longo do ano, emitimos 48 pareceres técnicos de SMES para os projetos de investimento. Apresentamos aos comitês de SMS e de auditoria do CA 11 projetos de investimento aprovados pela Diretoria Executiva para o acompanhamento dos aspectos de SMES. Recursos hídricos e efluentes e biodiversidade Em 2013, reutilizamos 24 milhões de m 3 de água volume suficiente para abastecer uma cidade de 600 mil habitantes durante um ano. A economia, resultado de ações de racionalização e de reuso, nos garante uma fonte segura de abastecimento. Também concluímos estudos de avaliação da disponibilidade de água nas bacias hidrográficas onde estão localizadas 12 unidades do parque de refino, para elaborar um balanço rigoroso entre oferta e demanda futura de água nessas regiões. Mapeamos as áreas protegidas e sensíveis no interior e no entorno das nossas instalações, utilizando um sistema que permite o acesso integrado às informações ambientais disponíveis internamente ou em fontes externas. Emissões atmosféricas, mudança do clima e eficiência energética Trabalhamos também pela melhoria contínua do desempenho energético e pela redução da intensidade de emissões de gases de efeito estufa (GEE). Essas emissões são monitoradas por meio de um abrangente inventário anual, que também contabiliza óxidos de enxofre e nitrogênio, hidrocarbonetos orgânicos voláteis e material particulado. Fomos reconhecidos no relatório CDP Brasil como uma das 10 empresas brasileiras melhor pontuadas no quesito Transparência. Nossas iniciativas associadas à gestão do desempenho energético estão focadas, principalmente, no controle avançado de processos, na modernização das instalações, na adaptação de equipamentos e na padronização de projetos e de práticas operacionais. Um dos principais resultados é a redução da queima de gás em tocha nas operações de exploração e produção, proporcionando maior aproveitamento do gás associado ao petróleo produzido. Saúde Realizamos anualmente nas áreas corporativas e em nossas unidades organizacionais diversos programas e ações voltados à saúde. Monitoramos indicadores estratégicos de saúde e acompanhamos a evolução do absenteísmo por doenças e acidentes, relacionados ou não ao trabalho, por meio do indicador Percentual de Tempo Perdido. Em 2013, o índice foi de 2,28%, inferior ao Limite de Alerta de 2,41 % estabelecido para o ano. Responsabilidade Social Em 2013, definimos o desafio de assegurar o alinhamento e a integração da responsabilidade social nos processos decisórios e na gestão do negócio. Para alcançá-lo, construímos direcionadores de responsabilidade social em quatro temas (cultura corporativa, gestão de riscos e impactos, direitos humanos e relacionamento comunitário), que ao longo de 2014 serão desdobrados em objetivos de longo prazo para as áreas corporativa e de negócios.

7 Projeto de Integração das dimensões de Responsabilidade Social nos projetos de investimento O principal marco da gestão de riscos e impactos sociais, em 2013, foi o início da elaboração do Projeto de Integração das dimensões de Responsabilidade Social nos projetos de investimento. O objetivo é permitir a identificação e o tratamento de possíveis riscos sociais associados aos projetos em avaliação e implementação, que compõem o PNG A implantação do projeto está prevista para Investimentos Sociais Investimos, em 2013, R$ 519,5 milhões em 830 projetos sociais, ambientais e de esporte educacional. Lançamos o Programa Petrobras Socioambiental, que prevê investimentos de R$ 1,5 bilhão, entre 2014 e 2018, em projetos sociais, ambientais e socioesportivos. O novo programa, que reuniu as experiências do ciclo anterior do Programa Petrobras Desenvolvimento e Cidadania e do Petrobras Ambiental, foi elaborado com base em diretrizes globais referenciadas pelo Pacto Global da ONU e pelos princípios da norma internacional ISO A verba de patrocínio para futuros projetos será distribuída por sete linhas de atuação: produção inclusiva e sustentável, biodiversidade e sociodiversidade, direitos da criança e do adolescente, florestas e clima, educação, água e esporte. As iniciativas devem contemplar também equidade de gênero e de raça e inclusão de pessoas com deficiência. Serão destinados R$ 51 milhões, em dois anos, para projetos sociais desenvolvidos no entorno de nossas unidades em mais de 15 estados brasileiros. O investimento faz parte da ampliação do Programa Integração Petrobras Comunidades. Dow Jones Sustainability Index World e Dow Jones Sustainability Emerging Markets Pelo oitavo ano consecutivo, integramos o Dow Jones Sustainability Index World. Obtivemos nota máxima nos critérios Liberações ao Meio Ambiente, que engloba vazamentos de petróleo/produtos químicos e emissões de gás flaring, e, pela sétima vez, em Transparência. Fomos destaques nos critérios: Impacto Social nas Comunidades, Políticas e Sistemas de Gestão Ambiental e Gerenciamento de Risco e Crise. Além disso, renovamos nossa participação no Dow Jones Sustainability Emerging Markets, índice regional que engloba 81 empresas de 20 países em desenvolvimento. A presença nesses índices reflete nosso empenho constante em alinhar o crescimento ao desenvolvimento sustentável, mitigando o impacto de nossas atividades no meio ambiente. Mais informações sobre responsabilidade social e ambiental podem ser encontradas no Relatório de Sustentabilidade, publicado anualmente e disponível em GESTÃO E ORGANIZAÇÃO GERAL Financiamentos Financiamentos Corporativos Bancos, investidores e agências oficiais de crédito (Export Credit Agencies ECAs) mais uma vez reconheceram a qualidade do nosso crédito, o que resultou em custos e prazos favoráveis para os financiamentos de nossas atividades. Dessa forma, conseguimos manter o grau de liquidez exigido à execução do nosso plano de investimentos. Em 2013, registramos o maior volume de recursos já captados, tanto no mercado de capitais (com uma captação equivalente a US$ 11,2 bilhões), quanto no mercado bancário (equivalente a US$ 19,6 bilhões). Os financiamentos com ECAs alcançaram US$ 1,6 bilhão. Captamos US$ 32,5 bilhões no total. Financiamentos a fornecedores e clientes Nossa cadeia de fornecedores conta com o Programa Progredir, importante ferramenta de fomento à obtenção de capital de giro para empresas provedoras de bens e de serviços e seus respectivos fornecedores, a um custo mais baixo que o praticado no mercado e de forma mais ágil. Ao longo de 2013, foram destinados R$ 2,7 bilhões a 657 financiamentos de 320 empresas. Além de facilitar a tomada dos recursos, o programa tem como garantia o fluxo de recebíveis de um contrato. No total, os financiamentos chegaram ao montante de R$ 7,7 bilhões, beneficiando 597 empresas. O Programa Progredir também permite aos fornecedores anteciparem suas faturas, no mesmo portal utilizado para a obtenção dos financiamentos. Desde o lançamento desta linha, 298 empresas anteciparam faturas, totalizando R$ 2 bilhões. Nossos fornecedores de bens e de serviços podem ainda antecipar seus recebíveis com recursos advindos do mercado de capitais, cedendo contratos, pedidos ou faturas para os Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FIDCs), instrumentos financeiros que adiantam recursos às empresas que tenham alguma obrigação comercial com a companhia. Em 2013, os FIDCs anteciparam mais de R$ 574,7 milhões aos nossos fornecedores, beneficiando 294 empresas por meio de operações. Desde 2010, os FIDCs anteciparam R$ 4,46 bilhões, atendendo a 443 empresas em operações. Desde 2011, há um FIDC estruturado para as vendas à Braskem, cujo patrimônio líquido é de R$ 1,5 bilhão. Esse FIDC é utilizado para a otimização do nosso fluxodecaixa por meio da redução do prazoderecebimento das vendas de produtos a clientes. Gerenciamento de riscos Riscos de mercado Estamos expostos a uma série de riscos que podem impactar o valor de nossos ativos e passivos financeiros, lucros e fluxos de caixa futuros. De um modo geral, são riscos decorrentes, principalmente, de variações eventuais nos preços de petróleo e derivados e nas taxas cambiais ou de juros. Adotamos uma estratégia de gestão integrada dos riscos de mercado, que não está focada nos riscos individuais das operações ou das unidades de negócio, mas numa perspectiva mais ampla e consolidada da companhia. Neste contexto, optamos por ações estruturais, criadas por uma gestão adequada do nosso capital e do nosso endividamento, em detrimento do uso de instrumentos financeiros derivativos. Seguros Os riscos que podem nos gerar prejuízos significativos, além daqueles que devem ser segurados por força de lei ou de contratos, são transferidos para o mercado de seguros. As franquias contratadas para risco operacional e de petróleo podem chegar a US$ 20 milhões, dada a nossa capacidade de assumir parcela expressiva de riscos. Nossas plataformas, refinarias e outras instalações são cobertas por apólices de riscos operacionais e de petróleo, e a movimentação de cargas, por apólices de transporte. As embarcações são cobertas por seguro de casco e de máquinas. Os seguros de responsabilidade civil e de poluição ambiental têm apólices específicas. No entanto, a maior parte da malha de dutos em território brasileiro e os riscos relacionados ao controle de poços e a lucros cessantes decorrentes de eventuais sinistros não são segurados. Contratamos diretamente os seguros que protegem os projetos e as instalações em construção, com potencial de dano máximo provável superior a US$ 80 milhões, cobertos contra riscos de engenharia onshore e offshore. A cobertura dos riscos associados aos novos empreendimentos, cujos investimentos estão previstos no Plano denegóciose Gestão , deve aumentar substancialmente o volume de prêmios pagos pela contratação do seguro. Para fazer face à demanda, contamos com duas apólices de seguro guarda-chuva, que cobrem os riscos de engenharia. No processo de contratação dos seguros, os ativos são avaliados a partir do custo de reposição. O limite máximo de indenização da apólice de riscos operacionais é de US$ 1,4 bilhão. No caso da apólice de riscos do petróleo, o limite chega a US$ 2 bilhões e corresponde ao maior valor de reposição das nossas plataformas. Em 2013, o prêmio final das nossas principais apólices (riscos operacionais e de petróleo) totalizou US$ 95 milhões, para 18 meses de vigência, com um valor segurado dos ativos de US$ 216 bilhões. Crédito A política adotada para concessões e revisões de crédito de nossos clientes segue as diretrizes da Lei Sarbanes-Oxley. Os limites de crédito, depois de analisados, são aprovados pelas Comissões de Crédito ou em instância superior. O controle da utilização do crédito é centralizado dentro e fora do País. Os processos de controle e concessão são aprimorados constantemente, de modo a oferecer suporte ao desempenho cada vez mais sustentável da atividade comercial. Com isso, nos aproximamos mais de nossos clientes e ampliamos o uso do crédito como instrumento comercial. Recursos Humanos O Plano de Negócios e Gestão também traz desafios para a área de Recursos Humanos. Precisamos prover os talentos necessários, no que diz respeito a competências e quantidades, a tempo de atender aos nossos objetivos, além de garantir a satisfação, o comprometimento e a produtividade dos empregados. Em 2013, estabelecemos uma série de projetos estratégicos para nortear nossa atuação nos próximos quatro anos, divididos emcinco temas: planejamento da força de trabalho, desenvolvimento estruturado de empregados, mobilidade, gestão do conhecimento, e desenvolvimento e sucessão gerencial. Fomos mais uma vez reconhecidos como uma companhia de excelência na gestão de recursos humanos e, pela sexta vez consecutiva, ocupamos o topo do ranking das empresas mais desejadas para se trabalhar, em pesquisa da consultoria Aon Hewitt. Também mantivemos a liderança na pesquisa Empresa dos Sonhos dos Jovens, da Cia. de Talentos. Evolução do efetivo O Sistema Petrobras encerrou o ano com empregados, aumentando em 1,2% seu efetivo sobre Na Petrobras foram admitidos empregados. Benefícios Em 2013, a Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS) atendeu 278 mil beneficiários, em cerca de 21 mil pontos de atendimento. Nossas despesas com consultas, exames e internações somaram R$ 1,065 milhão. Também aplicamos R$ 232 milhões em benefícios educacionais, concedendo auxílio a dependentes de empregados. Gastos com pessoal Compostos por salários, participações nos lucros ou resultados, benefícios, plano de aposentadoria e pensão, plano de saúde e Fundo de Garantia sobre Tempo de Serviço (FGTS). Os gastos com pessoal na controladora somaram R$ 22,1 bilhões, 18,7% a mais que no ano anterior. O reajuste salarial, com ganho real para os empregados de até 2,33%, a expansão do efetivo e o crescimento vegetativo da folha de pagamento, em virtude de anuênios e progressões de carreiras, foram as principais causas desse aumento de custos. No Sistema Petrobras, o total foi de R$ 27,6 bilhões. Desenvolvimento de Recursos Humanos Investimos R$ 225 milhões no desenvolvimento dos profissionais, resultando na média de 84,5 horas de treinamento por empregado. Registramos 240 mil participações em cursos de educação continuada no País e no exterior, incluindo a formação de novos empregados. Programa de Movimentação Interna de Empregados - Mobiliza Implementado em 2013, o Mobiliza tem por objetivo a movimentação interna, compatibilizando necessidades organizacionais e interesses dos empregados, propiciando agilidade e flexibilidade no atendimento das demandas de pessoal. Governança Corporativa Nossas práticas de governança corporativa enossos instrumentos degestão sãoconstantemente aperfeiçoados. Somos uma companhia de capital aberto e, portanto, seguimos as regras da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e da BM&FBovespa. No exterior, cumprimos as normas da Securities and Exchange Commission (SEC) e da Nyse, nos Estados Unidos; do Latibex da Bolsa y Mercados Españoles, na Espanha; e da Comisión Nacional de Valores (CNV) e da Bolsa de Comércio de Buenos Aires, na Argentina. Em 2013, o Conselho de Administração aprovou modificação na estrutura de governança corporativa, no que tange à atuação do Comitê de Negócios. O Regimento Interno do Comitê também foi revisado para contemplar as alterações pertinentes. O antigo Comitê de Meio Ambiente, vinculado ao Conselho de Administração, teve seu escopo de atuação ampliado, incorporando temas de segurança e de saúde. Seu regimento interno passou por adequação e houve mudança na sua nomenclatura para Comitê de Segurança, Meio Ambiente e Saúde. Assim, nossa estrutura de Governança Corporativa passou a ser formada por: Conselho de Administração e seus três Comitês (Auditoria; Remuneração e Sucessão; e Segurança, Meio Ambiente e Saúde), Diretoria Executiva, Conselho Fiscal, Auditoria Interna, OuvidoriaGeral e Comitê de Negócios. O Conselho de Administração aprovou a atualização das Diretrizes de Governança Corporativa, de forma a contemplar decisões tomadas pela Assembleia Geral e pelo próprio Conselho, que refletiram no conteúdo do documento. A Diretoria Executiva aprovou a atualização do Código de Conduta Concorrencial para adequá-lo à nova Lei de Defesa da Concorrência (Lei nº /2011). O programa de capacitação para administradores das sociedades do Sistema Petrobras prosseguiu ao longo de 2013, com o objetivo de disseminar boas práticas de governança corporativa e societária, legislações, regras e orientações aplicáveis a suas atividades. Controles internos As Certificações de Controles Internos do exercício de 2012 da Petrobras e da Petrobras Argentina foram concluídas em atendimento à Seção 404 da Lei Sarbanes-Oxley (SOX) e à Instrução CVM 480/09. Os relatórios financeiros consolidados foram certificados, sem ressalvas, pelos auditores independentes, como nos anos anteriores. Essas certificações são planejadas e colocadas em operação pela nossa área corporativa de Controles Internos, que reúne os principais processos da controladora, das subsidiárias e das controladas, que se enquadram na categoria de relevantes, de acordo com os quesitos da SOX/CVM e suas regulamentações. A supervisão dos trabalhos fica sob a responsabilidade da Comissão de Controles Internos e Conformidade. O acompanhamento é feito pelo Comitê de Integração Financeiro e pelo Comitê de Auditoria do Conselho de Administração. O processo de certificação anual está estruturado em três etapas: verificação da conformidade dos desenhos de processo e da autoavaliação dos controles (nível de entidade, processos e tecnologia da informação) pelos gestores e testes independentes pelas auditorias internas. Informações sobre a prestação de outros serviços que não sejam de auditoria externa pelo auditor independente Instrução CVM 381/2003 Nossos instrumentos de gestão empresarial são pautados em nossos Código de Ética e Código de Boas Práticas e nas Diretrizes de Governança Corporativa. O artigo 29 do nosso Estatuto Social determina que os auditores independentes não poderão nos prestar serviços de consultoria durante a vigência do contrato de auditoria. Contratamos a PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes para a prestação de serviços técnicos especializados em auditoria contábil para os exercícios sociais de 2012, 2013 e Durante o exercício de 2013, a PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes nos prestou os seguintes serviços, incluindo nossas subsidiárias e controladas: R$ mil Auditoria contábil Auditoria SOX Serviços adicionais relacionados à auditoria Auditoria Tributária Total dos serviços Glossário Arla 32: solução de ureia utilizada em veículos movidos a diesel para reduzir a emissão de poluentes. BioQAV: querosene de aviação produzido a partir de matérias-primas renováveis e que permite mistura com o querosene derivado de petróleo (atualmente, autorizada em até 50%) sem exigir mudanças operacionais e de projeto das turbinas. Boe/d: barris de óleo equivalente por dia. Brent: óleo usado como uma das principais referências do mercado internacional de petróleo. Os contratos de Brent Datado ou seus derivativos no mercado financeiro referenciam vários contratos de compra e venda de petróleo no mundo. C5+: gasolina natural, uma mistura obtida no processamento de gás natural. Condensado: mistura de hidrocarbonetos em estado gasoso no reservatório que torna-se líquida na superfície, em condições atmosféricas normais. Comissionamento: processo que antecede o início das atividades de uma unidade operacional para assegurar que os sistemas e componentes estejam instalados, testados, operados e mantidos de acordo com as necessidades e requisitos operacionais do proprietário. Curva S: representações gráficas dos avanços físico e financeiro dos projetos de investimento indicando sua evolução no tempo. A curva S permite a comparação do planejamento com a execução do projeto ao longo de sua realização, possibilitando a correção dos desvios. Degomado de soja: tipo de óleo de soja. Destilados médios: produtos feitos a partir do petróleo como óleo diesel, querosene, naftas e querosene de aviação. Diesel S-10: combustível com 10 ppm (partes por milhão), tipo Euro V (de elevada qualidade e baixíssimo teor de enxofre) e que segue especificações internacionais. Etanoldesegunda geração (2G): etanol de resíduos agrícolas, obtido por meio da fermentação dos açúcares contidos na estrutura celulósica do bagaço de cana-de-açúcar. O produto final é quimicamente idêntico ao etanol de 1ª geração (de milho) ou avançado (de cana). O diferencial desta tecnologia é aumentar a produção de etanol no mesmo hectare de terra, com grande redução de emissão de CO 2 em comparação aos biocombustíveis de primeira geração. Fechamento de ciclo: conversão de uma usina termelétrica de ciclo simples para ciclo combinado, que além de gás natural, utiliza vapor para acionar as turbinas. FPSO: navio com capacidade para produzir, armazenar e escoar petróleo e/ou gás natural para navios aliviadores. Gasolina A: combustível produzido em refinarias e composto 100% por petróleo. Gasolina C: gasolina com adição de etanol anidro, destinada ao consumidor final. Gás flaring: volume de gás natural queimado nos flares (queimadores de segurança) das unidades de processo da Petrobras. Green Diesel: diesel produzido a partir de matérias-primas renováveis e que pode ser misturado em qualquer proporção com o derivado de petróleo sem exigir mudança nos motores. O processo de produção de green diesel da Petrobras Biocombustível em parceria com a Galp gera um combustível limpo e similar em termos energéticos ao diesel derivado de petróleo. Índice de reposição de reservas: mede a reposição da produção por adições de reservas, extensões, revisões de estimativas ou aprimoramento de recuperação. Índice de reserva/produção: mede a longevidade das reservas provadas atuais considerando constante o nível de produção. Master Sales Agreement: contrato não vinculante que contém os termos e condições gerais para a compra e venda de gás natural liquefeito. Óleo-lucro: volume de óleo produzido deduzido aquele necessário para pagar os custos e impostos. Plano de Avaliação de Descoberta (PAD): documento contendo o conjunto de operações a serem realizadas numa área onde ocorreu uma descoberta para avaliar a sua viabilidade econômica. Um PAD deve ser submetido pelo concessionário para aprovação da Agência Reguladora da Indústria de Petróleo e Gás. Ponto de entrega: ponto de transferência de custódia de um produto entre empresas. Reexportação: operação na qual uma carga de gás natural liquefeito é importada e posteriormente exportada do país. TAD ou Tender Assisted Drilling: plataforma de apoio à perfuração de poços. Tight Oil: petróleo produzido a partir do folhelho ou qualquer outra rocha com permeabilidade muito baixa, utilizando técnicas similares à da produção de gás de xisto, como a perfuração horizontal ou o fraturamento hidráulico. A produção de tight oil é considerada um tipo não convencional de produção de petróleo. TLWP ou Tension-Leg Wellhead Platform: plataforma ancorada verticalmente, o que proporciona maior estabilidade. WTI: a sigla WTI significa West Texas Intermediate e é usada para designar a corrente que reúne a produção convencional terrestre de petróleos leves e de baixo teor de enxofre da região do PADD3, nos Estados Unidos. O WTI é uma das principais referências para contratos de compra e venda de petróleo na Bacia do Atlântico e é tratado como uma referência global para o mercado de petróleo.

8 ANÁLISE FINANCEIRA A Petrobras apresenta a análise financeira sobre suas demonstrações consolidadas em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário. Resumo Econômico-Financeiro 2013 x 2012 (%) Receita de vendas Lucro bruto Lucro antes do resultado financeiro, das participações e impostos Resultado financeiro líquido... (6.202) (3.723) (67) EBITDA ajustado R$ milhões Lucro líquido consolidado atribuível aos acionistas da Petrobras Lucro líquido por ação ,81 1,62 12 Valor de mercado () (16) Margem bruta (%) (2) Margem operacional (%) (1) Margem líquida (%) Margem do EBITDA ajustado (%) Ativo Total Investimentos, Imobilizado e Intangível Endividamento Líquido Patrimônio Líquido Relação Capital Próprio / Capital de Terceiros líquido /51 53/47 1 A companhia divulga seu EBITDA ajustado (conforme Instrução CVM n 527 de 4 de outubro de 2012), e o representa através do lucro antes dos juros, imposto de renda e contribuição social, depreciação e amortização, e exclui também a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos, para proporcionar melhores informações sobre sua capacidade de pagamento de dívidas, manutenção de seus investimentos e da capacidade de cobrir sua necessidade de capital de giro. O EBITDA ajustado não é uma medida definida pelas práticas contábeis internacionais (IFRS) e não pode ser comparável com o mesmo indicador divulgado por outras empresas. 2 Lucro líquido por ação calculado com base na média ponderada da quantidade de ações. 3 Para o cálculo foi considerado o lucro antes do resultado financeiro, das participações e impostos. 4 A Margem do EBITDA ajustado é igual ao EBITDA ajustado dividido pela receita de vendas. 5 O endividamento líquido não foi calculado segundo as normas internacionais de contabilidade IFRS e não deve ser considerado isoladamente ou em substituição ao endividamento total de longo prazo, calculado de acordo com IFRS. O cálculo do endividamento líquido não deve ser base de comparação com o endividamento líquido de outras empresas. A Administração acredita que a dívida líquida é uma informação suplementar que ajuda os investidores a avaliar nossa liquidez e auxilia na gestão pela busca de melhorias na alavancagem. 6 Capital de terceiros líquido de caixa e aplicações financeiras. Principais cotações e preços médios 2013 x 2012 (%) Cotações Petróleo Brent (US$/bbl) ,66 111,58 (3) Dólar médio de venda (R$)... 2,16 1,96 10 Dólar final de venda (R$)... 2,34 2,04 15 Selic- taxa média (%)... 8,19 8,54 Indicadores de preços médios Preço derivados básicos merc. interno (R$/bbl) ,17 186,55 12 Preço de venda - Brasil Petróleo (US$/bbl) ,19 104,60 (6) Gás natural (US$/bbl)... 47,43 48,45 (2) Preço de venda - Internacional Petróleo (US$/bbl)... 89,86 94,37 (5) Gás natural (US$/bbl)... 21,08 17, Média das exportações e dos preços internos de transferência do E&P para o Abastecimento. Volume de Vendas mil/barris dia x 2012 (%) Diesel Gasolina Óleo combustível Nafta GLP QAV Outros Total de derivados Alcoóis, nitrogenados renováveis e outros Gás natural Total mercado interno Exportação (29) Vendas internacionais Total mercado externo (14) Total geral O volume de vendas no mercado interno foi 6% superior a 2012, destacando-se os seguintes produtos: Diesel (aumento de 5%) crescimento da atividade de varejo, maior consumo em termelétricas, aumento da safra de grãos e crescimento da frota de veículos leves a diesel; Gasolina (aumento de 4%) crescimento da frota de veículos flex associado à vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol em diversos estados e diminuição da colocação de gasolina por outros players. Estes fatores foram parcialmente compensados pelo aumento do teor de etanol anidro na gasolina C, de 20% para 25%; Óleo Combustível (aumento de 17%) aumento da utilização em termelétricas para geração de energia elétrica e aumento do consumo em algumas empresas para disponibilizar gás natural às termelétricas; Gás natural (aumento de 15%) maior demanda termelétrica, em função do menor nível dos reservatórios das hidrelétricas. Resultados s A companhia apresentou um lucro líquido consolidado de R$ milhões no exercício social findo em 31 de dezembro de 2013, 11% superior ao exercício de 2012 (R$ milhões), refletindo principalmente os seguintes fatores: Lucro Bruto Estabilidade em relação ao exercício de 2012, com destaque para: Receita de vendas de R$ milhões, 8% superior ao exercício de 2012, em função de: Maiores preços nas vendas de derivados no mercado interno devido aos reajustes de gasolina e diesel, aos maiores preços de energia e aos impactos cambiais (10%) sobre os preços dos derivados atrelados ao mercado internacional; Aumento da demanda de derivados no mercado interno (4%), principalmente de diesel (5%), gasolina (4%) e óleo combustível (17%), compensado pelo menor volume de petróleo exportado (43%), em função da menor produção e maior carga processada. Custo dos produtos vendidos de R$ milhões, 11% superior ao exercício de 2012, retratando: Aumento de 4% no volume de vendas de derivados no mercado interno, suportado pelo aumento do refino nacional; Maiores volumes de importações de gás natural, para atendimento à demanda térmica, e de petróleo, devido ao maior processamento nas refinarias, combinado com o impacto da depreciação cambial de 10% sobre seus custos; Maiores gastos com produção de óleo, decorrentes do maior número de intervenções em poços e da entrada em operação de novas instalações, as quais ainda não produziram a totalidade de sua capacidade. Lucro Operacional Lucro operacional de R$ milhões, 6% superior em relação a 2012, refletindo as menores baixas de poços secos e subcomerciais e os ganhos na venda de ativos no âmbito do PRODESIN 8, compensados parcialmente pelos maiores gastos com pessoal decorrentes do reajuste salarial do Acordo Coletivo de Trabalho 2013 e 2012 e com fretes em função do maior volume de vendas no mercado interno. 8 Em 2013 o Programa de Desinvestimentos (PRODESIN) gerou reconhecimento de ganhos líquidos, nos quais se destacam as seguintes vendas: 50% de ativos na África (R$ milhões); blocos BS-4 Atlanta e Oliva, na Bacia de Santos (R$ 280 milhões); bloco de Coulomb, no Golfo do México (R$ 277 milhões), participação no projeto offshore Parque das Conchas - BC-10 (R$ milhões). Mais informações sobre PRODESIN estão disponíveis na Nota Explicativa às Demonstrações Contábeis nº 10. Resultado Financeiro Líquido Despesa financeira líquida de R$ milhões, superior em R$ milhões em relação a 2012, decorrente: Redução nas receitas financeiras, que em 2012 contemplaram o ganho na venda das NTN- B e rendimentos reconhecidos sobre depósitos judiciais (R$ milhões); Aumento das despesas financeiras devido ao maior endividamento, bem como adesão ao REFIS 9 Menores perdas monetárias e cambiais (R$ milhões), decorrente da redução da exposição cambial pela extensão da contabilidade de hedge para proteção de exportações futuras de petróleo e derivados, reduzindo em R$ milhões os impactos cambiais no resultado financeiro, conforme movimentação abaixo: 2013 x 2012 (%) Variação Monetária e Cambial Total... (17.009) (7.014) Variação Cambial Diferida registrada no Patrimônio Líquido Reclassificação do Patrimônio Líquido para o resultado... (693) Variação monetária e cambial, líquidas... (4.318) (7.014) (38) 9 Em 2103 a companhia optou pela adesão ao Programa de Recuperação Fiscal (REFIS). A Nota Explicativa às Demonstrações Contábeis nº 31 apresenta informações complementares sobre a adesão ao REFIS, que ocasionou o reconhecimento de despesas financeiras no montante de R$ 661 milhões. Resultado por Área de Negócio A Petrobras é uma companhia que opera de forma integrada, sendo que a maior parte da produção de petróleo e gás é oriunda da área de Exploração e Produção, e transferida para outras áreas da companhia. Na apuração dos resultados por área de negócio são consideradas as transações realizadas com terceiros e as transferências entre as áreas de negócio, sendo estas valoradas por preços internos de transferência definidos entre as áreas e com metodologias de apuração baseadas em parâmetros de mercado x 2012 (%) Lucro líquido/(prejuízo) consolidado atribuível aos acionistas da Petrobras E&P (7) Abastecimento... (17.764) (22.931) 23 Gás & Energia (23) Biocombustível... (254) (218) (17) Distribuição Internacional Exploração e Produção A redução do lucro líquido decorreu do menor volume de produção de petróleo e LGN (2%), em função do declínio natural dos campos, ligeiramente compensado pela entrada de novos sistemas, além do aumento dos custos com depreciação de equipamentos, afretamento de plataformas, pessoal e manutenção e intervenção de poços. Esses efeitos foram parcialmente compensados pelos maiores preços de venda/transferência do petróleo nacional, pelas menores baixas de poços secos ou subcomerciais e pela venda da participação total no bloco BC-10. O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido/transferido e a cotação média do Brent aumentou de US$ 6,98/bbl em 2012 para US$ 10,47/bbl em Abastecimento A melhora do resultado refletiu os reajustes nos preços do diesel e da gasolina ocorridos desde junho de 2012 e o maior processamento nas refinarias, ocasionando a redução do volume de derivados importados no mix de vendas, compensados parcialmente pelos maiores custos com aquisição/transferência de petróleo. Gás e Energia A redução do lucro líquido decorreu dos maiores custos com importação de gás natural liquefeito e de gás natural para atender a demanda do setor termelétrico, parcialmente compensados pelo maior volume de geração e preço médio de realização de energia elétrica, em razão do menor nível dos reservatórios e consequente elevação do preço de liquidação das diferenças (PLD). Biocombustível O menor preço médio de realização nas operações de biodiesel (11%) determinou a apuração de maior prejuízo. Esses efeitos foram parcialmente compensados pela redução das perdas com participações em investidas do setor de etanol, decorrente do maior volume comercializado de etanol, energia e açúcar e do aumento do preço médio de realização de etanol e energia. Distribuição O aumento no lucro líquido decorreu do acréscimo nas margens médias de comercialização (7%) e no volume de vendas (4%). Esses efeitos foram parcialmente compensados pelas maiores despesas de vendas e administrativas. Internacional O aumento do lucro líquido refletiu os ganhos nas vendas de ativos no âmbito do Programa de Desinvestimentos (PRODESIN), principalmente na África e nos EUA, associado ao reconhecimento de créditos fiscais na Holanda. Além disso, houve menores gastos exploratórios e baixas de poços. Estes efeitos foram atenuados pela menor produção de petróleo e LGN. Liquidez e Recursos de Capital Fluxos de caixa Disponibilidades ajustadas no início do período Títulos públicos federais no início do período... (20.869) (16.785) Caixa e equivalentes de caixa no início do período Recursos gerados pelas atividades operacionais Recursos utilizados em atividades de investimento... (76.674) (74.939) Investimentos em área de negócios... (98.038) (79.832) Recebimentos pela venda de ativos (desinvestimentos) Investimentos em títulos e valores mobiliários (=) Fluxo de caixa líquido... (20.464) (20.794) Financiamentos líquidos Captações Amortizações... (50.493) (31.615) Dividendos pagos a acionistas... (5.776) (6.187) Participação de acionistas não controladores... (137) 520 Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no fim do período Títulos públicos federais no fim do período Disponibilidades ajustadas no fim do período As disponibilidades ajustadas incluem títulos federais com vencimentos superiores a 90 dias e não foram calculadas segundo as normas internacionais de contabilidade e não devem ser consideradas isoladamente ou em substituição ao caixa e equivalentes de caixa, apurados em IFRS. As disponibilidades ajustadas não devem ser base de comparação com aquelas de outras empresas, contudo a administração acredita que são uma informação suplementar que ajuda os investidores a avaliar a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem. A geração operacional de caixa, no montante de R$ milhões, apresentou um acréscimo de 4%, motivada pelo efeito positivo dos reajustes no preço de diesel e gasolina ao longo de 2013 e do crescimento de 6% na produção de derivados, permitindo um recuo no volume de importações de derivados. Tais efeitos foram parcialmente compensados pelo impacto da desvalorização do real sobre os custos de importações, além do menor volume de exportações de petróleo. O volume de captações realizadas em 2013, líquidas de amortizações, foi de R$ milhões, representando um incremento de R$ milhões em relação a Destaque para a emissão em dólares de aproximadamente US$ 11 bilhões de bonds em maio de 2013 no mercado de capitais, além de captações junto a instituições financeiras no Brasil e no exterior. A companhia obteve R$ milhões ao longo de 2013 como resultado da venda de ativos. Tais recursos são referentes a vendas realizadas no escopo do Programa de Desinvestimentos (PRODESIN), com destaque para as vendas de 50% da participação em ativos na África (através da formação de uma joint venture e venda parcial dos ativos) e da participação detida no bloco BC-10, no Brasil. Os principais usos do caixa foram relacionados a investimentos nos negócios da companhia, totalizando R$ milhões, comparativamente a R$ milhões em Destaque para o incremento nos investimentos em E&P, de R$ milhões, incluindo R$ 6 bilhões relacionados à aquisição dos direitos sobre o bloco de Libra no Pré-Sal. Os dividendos pagos a acionistas, em 2013, totalizaram R$ milhões. Em 31 de dezembro de 2013, caixa e equivalentes de caixa atingiram R$ milhões (R$ milhões em 31 de dezembro de 2012). Contudo, considerando o recuo no saldo aplicado em títulos federais com vencimentos superiores a 90 dias, as disponibilidades ajustadas reduziram 5% em 2013 (R$ milhões) em relação a 2012 (R$ milhões).

9 Endividamento O endividamento consolidado, referente a empréstimos e financiamentos no país e no exterior, atingiu R$ milhões, conforme demonstrado a seguir: Δ% Endividamento curto prazo Endividamento longo prazo Total Disponibilidades Títulos públicos federais (vencimento superior a 90 dias) (56) Disponibilidades ajustadas (5) Endividamento líquido Endividamento líquido/(endividamento líquido+patrimônio líquido)... 39% 31% 8 Passivo total líquido Estrutura de capital (capital de terceiros líquido / passivo total líquido)... 51% 47% 4 Índice de Dívida Líquida/EBITDA ajustado... 3,52 2, Inclui Arrendamentos Mercantis Financeiros (R$ 38 milhões em e R$ 37 milhões em ). 12 Inclui Arrendamentos Mercantis Financeiros (R$ 171 milhões em e R$ 176 milhões em ). 13 O endividamento líquido não foi calculado segundo as normas internacionais de contabilidade - IFRS e não deve ser considerado isoladamente ou em substituição ao endividamento total de longo prazo, calculado de acordo com IFRS. O cálculo do endividamento líquido não deve ser base de comparação com o endividamento líquido de outras empresas. A Administração acredita que a dívida líquida é uma informação suplementar que ajuda os investidores a avaliar nossa liquidez e auxilia na gestão pela busca de melhorias na alavancagem. 14 Passivo total líquido das disponibilidades ajustadas. U.S.$ milhões Δ% Endividamento curto prazo Endividamento longo prazo Total Endividamento líquido O endividamento líquido do Sistema Petrobras em Reais aumentou 50% em relação a , em decorrência de captações de longo prazo e do impacto da depreciação cambial de 14,6%. Obrigações contratuais A tabela a seguir resume nossas obrigações contratuais e os compromissos pendentes consolidados em : Pagamentos com vencimento por Período Total em diante Obrigações contratuais Itens do balanço patrimonial: 15 Obrigações de dívida Com transferência de benefícios, riscos e controles de bens Total dos itens do balanço patrimonial Outros compromissos contratuais Gás natural ship or pay Serviços contratados Compromisso de compra de GN Sem transferência de benefícios, riscos e controles de bens Compromissos de compra Total de outros compromissos Total Não inclui obrigações com benefícios pós-emprego. Consulte nota explicativa nº 22 das Demonstrações Contábeis Ativos e Passivos sujeitos à Variação Cambial A companhia possui ativos e passivos sujeitos a variações de moedas estrangeiras, cuja principal exposição é o Real em relação ao Dólar norte-americano. A partir de meados de maio de 2013 a companhia estendeu a contabilidade de hedge para proteção de exportações futuras. Essa prática, regulada no Brasil pelo pronunciamento contábil CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração permite que empresas reduzam impactos provocados por variações cambiais em seus resultados periódicos, desde que gerem fluxos de caixa futuros em moeda de outro país que se equivalham e tenham sentidos opostos. No caso da Petrobras, esse mecanismo contemplou, inicialmente, cerca de 70% do total das dívidas líquidas expostas à variação cambial, protegendo parte das exportações, por um período de sete anos. Com a extensão da Contabilidade de Hedge, os ganhos ou perdas oriundos das dívidas em dólares norteamericanos, provocados por variações cambiais, somente afetam o resultado da companhia na medida em que as exportações são realizadas. Até que essas exportações sejam realizadas, as referidas variações serão acumuladas em conta do patrimônio líquido. Os saldos de ativos e passivos em moeda estrangeira de subsidiárias e controladas no exterior não são inseridos na exposição abaixo, quando realizados em moedas equivalentes às suas respectivas moedas funcionais. Em 31 de dezembro de 2013, a exposição líquida da companhia é passiva. Portanto, uma apreciação do Real frente as demais moedas gera receita de variação cambial, enquanto que uma depreciação do Real representa uma despesa de variação cambial Ativo Passivo... ( ) ( ) Derivativos (1.371) Hedge Accounting Total... (37.544) ( ) Impostos e Participações Governamentais Impostos e Contribuições s A contribuição econômica da Petrobras, medida por meio da geração de impostos, taxas e contribuições sociais correntes, totalizou R$ milhões x 2012 (%) Contribuição Econômica - País ICMS CIDE (100) PIS/COFINS (1) Imposto de Renda e C.S. s/lucro (6) Outros Subtotal País Contribuição Econômica - Exterior (11) Total Participações Governamentais 2013 x 2012 (%) País Royalties Participação Especial (4) Retenção de área Subtotal País Exterior Total A estabilidade nas participações governamentais em Reais, no país, deve-se, principalmente a menor produção nos grandes campos pagadores de participação especial, que compensou o aumento de 8% no preço médio de referência do petróleo nacional, sendo R$/bbl 208,40 (US$/bbl 96,59) em 2013, contra R$/ bbl 192,73 (US$/bbl 98,63) em Reconciliação do Ebitda x 2012 (%) Lucro Líquido Resultado Financeiro Líquido Imposto de renda e contribuição social (24) Depreciação, depleção e amortização EBITDA Resultado de participações em investimentos... (1.095) (84) (1.204) Perda no valor de Recuperação de Ativos - Impairment EBITDA ajustado Ativo Nota (*) (*) (*) (*) Circulante Caixa e equivalentes de caixa Títulos e valores mobiliários Contas a receber, líquidas Estoques Imposto de renda e contribuição social Impostos e contribuições Adiantamento a fornecedores Outros ativos circulantes Ativos classificados como mantidos para venda Não circulante Realizável a longo prazo Contas a receber, líquidas Títulos e valores mobiliários Depósitos judiciais Imposto de renda e contribuição social diferidos Impostos e contribuições Adiantamento a fornecedores Outros ativos realizáveis a longo prazo Investimentos Imobilizado Intangível Diferido (*) Reapresentado conforme nota explicativa 2.3. BALANÇO PATRIMONIAL Exercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012 e em 1º de janeiro de 2012 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. Passivo Nota (*) (*) (*) (*) Circulante Fornecedores Financiamentos Arrendamentos mercantis financeiros Imposto de renda e contribuição social Impostos e contribuições Dividendos propostos Salários, férias, encargos e participações Planos de pensão e saúde Outras contas e despesas a pagar Passivos associados a ativos classificados como mantidos para venda Não Circulante Financiamentos Arrendamentos mercantis financeiros Imposto de renda e contribuição social diferidos Planos de pensão e saúde Provisão para processos judiciais Provisão para desmantelamento de áreas Outras contas e despesas a pagar Patrimônio líquido 24 Capital social realizado Contribuição adicional de capital Reservas de lucros Ajustes de avaliação patrimonial (7.244) (12.376) (7.056) (7.244) (12.377) (7.055) Participação dos acionistas não controladores

10 DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADO Exercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário) Nota Receita de vendas Custo dos produtos e serviços vendidos... ( ) ( ) ( ) ( ) Lucro bruto Receitas (despesas) Vendas... (10.601) (9.604) (12.964) (11.819) Gerais e administrativas... (10.751) (9.842) (7.481) (6.843) Custos exploratórios para extração de petróleo e gás (6.445) (7.871) (6.056) (7.131) Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (2.428) (2.238) (2.389) (2.217) Tributárias... (1.721) (760) (949) (338) Outras receitas (despesas) operacionais, líquidas (4.854) (8.195) (7.118) (7.245) (36.800) (38.510) (36.957) (35.593) Lucro antes do resultado financeiro, participação e impostos Resultado financeiro líquido (6.202) (3.723) (2.071) Receitas Financeiras Despesas Financeiras... (5.795) (3.950) (2.856) (957) Variações Cambiais e Monetárias... (4.318) (7.014) (2.993) (4.282) Resultado de participações em investimentos Participação nos lucros ou resultados (1.102) (1.005) (908) (815) Lucro antes dos impostos Imposto de renda e contribuição social (5.148) (6.794) (1.413) (2.431) Lucro líquido Atribuível aos: Acionistas da Petrobras Acionistas não controladores... (563) (223) Lucro básico e diluído por ação (em R$) ,81 1,62 1,79 1,60 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOS ABRANGENTES Exercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012 (Em milhões de reais) (*) (*) Lucro líquido Itens que não serão reclassificados para o resultado: Ganhos (Perdas) atuariais com planos de benefícios definidos (9.173) (8.902) Imposto de renda e contribuição social diferidos... (4.647) (4.364) (6.177) (6.001) Itens que poderão ser reclassificados para resultado: Ajustes acumulados de conversão Resultados não realizados em títulos disponíveis para a venda Reconhecidos no patrimônio líquido... (1) (1) 974 Transferidos para o resultado... (90) (1.459) (1.459) Imposto de renda e contribuição social diferidos (60) (295) (1) (321) Resultados não realizados com hedge de fluxo de caixa Reconhecidos no patrimônio líquido... (13.361) (5) (12.199) Transferidos para o resultado Imposto de renda e contribuição social diferidos (8.332) 10 (8.376) Equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em Investidas... (573) Outros resultados abrangentes (5.445) (5.311) Resultado abrangente total Resultado abrangente atribuível aos: Acionistas da Petrobras Acionistas não controladores... (578) (358) Resultado abrangente total (*) Reapresentado, conforme nota explicativa 2.3. As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. Capital subscrito e integralizado DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO Exercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário) Contribuição adicional de capital Ajuste avaliação patrimonial Reservas de lucros Mudança Ganhos Outros de participação (perdas) resultados Gastos Ajuste atuariais abran- com em acumulado com planos gentes Incen- Lucros emissão controladas de de benefícios e custo Estativos Retenção acumu- de ações conversão definidos atribuído Legal tutária fiscais de lucros lados Total do patrimônio líquido atribuível aos acionistas da controladora (CPC) Participação dos acionistas não controladores (IFRS) Total do patrimônio líquido consolidado (IFRS) Ativo diferido (477) (8.328) (154) (636) Saldos em 01 de janeiro de 2012(*) (636) Aumento de capital com reservas (12) Realização de custo atribuído... (11) 11 Mudança de participação em controladas (11) Lucro líquido do exercício (223) Outros resultados abrangentes (6.177) (285) (5.311) (135) (5.446) Destinações: Apropriações do lucro líquido em reservas (12.030) Dividendos... (8.876) (8.876) (224) (9.100) Saldos em 31 de dezembro de 2012(*) (477) (14.505) (154) (360) (12.377) (360) Aumento de capital com reservas (19) Realização de custo atribuído... (10) 10 Mudança de participação em controladas (2) (238) (131) Lucro líquido do exercício (563) Outros resultados abrangentes (8.964) (15) Destinações: Apropriações do lucro líquido em reservas (13.963) Dividendos... (9.301) (9.301) (144) (9.445) Saldos em 31 de dezembro de (477) (3.516) (8.924) (200) (7.244) (200) (*) Representado conforme nota explicativa 2.3. As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA Exercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012 (Em milhões de reais, exceto quando indicado ao contrário) Fluxos de caixa das atividades operacionais Lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras Ajustes para: Resultado dos acionistas não controladores... (563) (223) Despesa atuarial de planos de pensão e saúde Resultado de participações em investimentos... (1.095) (84) (14.094) (8.581) Depreciação, depleção e amortização Perda na recuperação de ativos Baixa de poços secos Resultado com alienações / baixas de ativos... (3.877) 17 (131) 113 Variações cambiais, monetárias e encargos financeiros sobre financiamentos e operações de mútuo e outras operações Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos Redução (Aumento) de ativos Contas a receber... (2.693) (3.068) (3.737) Estoques... (4.601) (3.560) (2.989) (2.900) Outros ativos... (432) (4.051) (1.121) (6.059) Aumento (Redução) de passivos Fornecedores (2.252) Impostos, taxas e contribuições... (3.000) (307) (2.489) (488) Planos de pensão e de saúde... (1.724) (1.443) (1.580) (1.345) Outros passivos (454) Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais Atividades de investimentos Aquisições de Imobilizados e Intangíveis... (97.925) (80.032) (70.470) (53.870) Adições em Investimentos... (429) (285) (14.569) (18.905) Recebimentos pela venda de ativos (Desinvestimentos) Investimentos em títulos e valores mobiliários Dividendos recebidos Recursos líquidos gerados/(utilizados) nas atividades de investimento... (76.674) (74.939) (77.293) (60.379) Fluxo de caixa das atividades de financiamentos Participação de acionistas não controladores... (137) 520 Financiamentos e operações de mútuo, líquidos: Captações Amortizações de principal... (39.560) (22.317) (62.214) (54.219) Amortizações de juros... (10.933) (9.298) (3.443) (3.293) Dividendos pagos a acionistas... (5.776) (6.187) (5.776) (6.187) Recursos líquidos gerados / (utilizados) nas atividades de financiamentos Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa Variação líquida de caixa e equivalentes de caixa no exercício (8.119) (9.476) (1.465) Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO Exercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012 (Em milhões de reais, exceto quando indicado ao contrário) Receitas Vendas de produtos e serviços e outras receitas Perdas em créditos de liquidação duvidosa... (157) (76) (60) (10) Receitas relativas à construção de ativos para uso Insumos adquiridos de terceiros Matérias-primas e produtos para revenda... ( ) ( ) (98.056) (88.715) Materiais, energia, serviços de terceiros e outros... ( ) (93.546) (87.702) (74.979) Créditos fiscais sobre insumos adquiridos de terceiros... (23.021) (21.277) (21.469) (19.669) Perda na recuperação de ativos... (2.508) (1.747) (324) (491) ( ) ( ) ( ) ( ) Valor adicionado bruto Retenções Depreciação, depleção e amortização... (28.467) (21.766) (21.474) (15.738) Valor adicionado líquido produzido pela Companhia Valor adicionado recebido em transferência Resultado de participações em investimentos Receitas financeiras - inclui variações monetária e cambial Aluguéis, royalties e outros Valor adicionado a distribuir Distribuição do valor adicionado Pessoal e administradores Remuneração direta Salários % % % % Participações nos lucros ou resultados % % 908 1% 815 1% % % % % Benefícios Vantagens % Plano de aposentadoria e pensão % % % % Plano de saúde % % % % % % % % FGTS % % % 880 1% % % % % Tributos Federais* % % % % Estaduais % % % % Municipais No exterior * % % % % % % Instituições financeiras e fornecedores Juros, variações cambiais e monetárias % % % % Despesas de aluguéis e afretamento % % % % % % % % Acionistas Dividendos e/ou Juros sobre capital próprio % % % % Resultado dos acionistas não controladores... (563) (223) Lucros retidos % % % % % % % % Valor adicionado distribuído % % % % (*) Inclui participações governamentais. As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.

11 NOTAS EXPLICATIVAS Exercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário) 1. A companhia e suas operações A Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras dedica-se, diretamente ou por meio de suas subsidiárias e controladas (denominadas, em conjunto, Petrobras ou a companhia ), à pesquisa, lavra, refino, processamento, comércio e transporte de petróleo proveniente de poço, de xisto ou de outras rochas, de seus derivados, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, além das atividades vinculadas à energia, podendo promover pesquisa, desenvolvimento, produção, transporte, distribuição e comercialização de todas as formas de energia, bem como quaisquer outras atividades correlatas ou afins. A sede social da companhia está localizada no Rio de Janeiro - RJ. 2. Base de apresentação das demonstrações contábeis As demonstrações contábeis incluem: Demonstrações contábeis consolidadas As demonstrações contábeis consolidadas estão sendo apresentadas de acordo com os padrões internacionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board - IASB e também de acordo com práticas contábeis adotadas no Brasil. Demonstrações contábeis individuais As demonstrações contábeis individuais estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis n os /07 e /09, complementadas pelos pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade - CFC e por normas da Comissão de Valores Mobiliários - CVM. Os pronunciamentos, interpretações e orientações do CPC estão convergentes às normas internacionais de contabilidade emitidas pelo IASB. Dessa forma, as demonstrações contábeis individuais não apresentam diferenças em relação às consolidadas em IFRS, exceto pela manutenção do ativo diferido, conforme previsto no CPC 43 (R1), aprovado pela Deliberação CVM 651/10. As reconciliações do patrimônio líquido e resultado da controladora com o consolidado estão na nota explicativa As demonstrações contábeis foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, exceto para os ativos financeiros disponíveis para venda, ativos e passivos financeiros mensurados ao justo valor e determinadas classes de ativos e passivos circulantes e não circulantes, conforme apresentado na nota explicativa de políticas contábeis. O Conselho de Administração da companhia, em reunião realizada em 25 de fevereiro de 2014, autorizou a divulgação destas demonstrações contábeis Demonstração do valor adicionado As demonstrações do valor adicionado - DVA apresentam informações relativas à riqueza criada pela companhia e a forma como tais riquezas foram distribuídas. Essas demonstrações foram preparadas de acordo com o CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado, aprovado pela Deliberação CVM 557/08 e para fins de IFRS são apresentadas como informação adicional Moeda funcional A moeda funcional da Petrobras e de suas controladas no Brasil é o real. A moeda funcional da maior parte das controladas que atuam em ambiente econômico internacional é o dólar norte-americano. A Petrobras Argentina S.A. tem o peso argentino como moeda funcional. Asdemonstraçõesdoresultadoedofluxodecaixadasinvestidas, queatuamemambienteeconômicoestável com moedafuncionaldistintadasãoconvertidasparareaispelataxadecâmbiomédiamensal, osativose passivossãoconvertidospelataxafinaleosdemaisitensdopatrimôniolíquidosãoconvertidospelataxahistórica. As variações cambiais sobre os investimentos em controladas, coligadas e negócios em conjunto, com moeda funcional distinta da, são registradas no patrimônio líquido, como ajuste acumulado de conversão, sendo transferidas para o resultado quando da realização dos investimentos Apresentação retrospectiva de itens das demonstrações contábeis As Demonstrações Contábeis em 31 de dezembro de2012 eem1ºdejaneiro de2012 estão sendo reapresentadas para fins comparativos, contemplando os seguintes efeitos: a) Revisão do IAS 19 - Benefícios a Empregados (CPC 33 - R1) Em 2013 entrou em vigor a revisão do IASB sobre a norma IAS 19 - Benefícios a Empregados (CPC 33 - R1), que eliminou a possibilidade do diferimento das perdas/ganhos atuariais dos planos de pensão e saúde (método corredor) e requer o cálculo dos juros líquidos com base na aplicação da taxa de desconto sobre o saldo dos passivos líquidos de ativos do plano. Em decorrência desta alteração a companhia reconheceu em suas demonstrações contábeis consolidadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2012 um aumento do passivo atuarial líquido em R$ (R$ em 1º de janeiro de 2012), tendo como contrapartida uma redução do passivo fiscal diferido de R$ (R$ em 1º de janeiro de 2012) e do patrimônio líquido de R$ (R$ em 1º de janeiro de 2012). b) Compensação do imposto de renda e contribuição social, diferidos A companhia passou a apresentar o imposto de renda e contribuição social diferidos em base líquida no ativo ou no passivo, considerando os saldos de cada uma das empresas consolidadas, refletindo na redução de R$ no ativo e no passivo consolidados (redução de R$ em 1º de janeiro de 2012). A seguir são apresentados os efeitos das reclassificações para comparabilidade nos itens do balanço patrimonial: Efeito da Revisão do IAS 19 (a) Efeito da IR e CSLL Revisão do diferidos, IAS 19 (a) líquidos (b) Reapresentado IR e CSLL diferidos, líquidos (b) Reapresentado Divulgado (*) Divulgado (*) Ativo não circulante Imposto de renda e contribuição social, diferidos (8.685) (6.567) Passivo não circulante Planos de pensão e saúde Imposto de renda e contribuição social, diferidos (6.105) (8.685) (3.108) (6.567) Patrimônio Líquido Ajustes de avaliação patrimonial (outros resultados abrangentes) (14.505) (12.376) (8.328) (7.056) Reservas de lucros (lucros acumulados) (154) (154) (*) Divulgado nas demonstrações contábeis do exercício findo em 31 de dezembro de Estas alterações não geram impactos materiais aos resultados e aos fluxos de caixa da Companhia. 3. Sumário das principais práticas contábeis As práticas contábeis descritas abaixo foram aplicadas de maneira consistente pela companhia nas demonstrações contábeis apresentadas Base de consolidação As demonstrações contábeis consolidadas abrangem informações da Petrobras e das suas controladas. O controle é obtido quando a Petrobras possui: i) poder sobre a investida; ii) exposição a, ou direitos sobre, retornos variáveis decorrentes de seu envolvimento com a investida; e iii) a capacidade de utilizar seu poder sobre a investida para afetar o valor de seus retornos. Subsidiárias e controladas são consolidadas a partir da data em que o controle é obtido até a data em que esse controle deixa de existir, utilizando práticas contábeis consistentes às adotadas pela companhia. O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado corresponde à soma dos saldos das contas de ativo, passivo, receitas e despesas, segundo a sua função, complementada com as eliminações das operações realizadas entre empresas consolidadas, bem como dos saldos e resultados não realizados economicamente entre as referidas empresas. As empresas consolidadas são as seguintes: Participação no capital - Subscrito, integralizado e votante % Subsidiárias e controladas Petrobras Distribuidora S.A. - BR e suas controladas ,00 100,00 Braspetro Oil Services Company - Brasoil e suas controladas (i) ,00 100,00 Petrobras International Braspetro B.V. - PIBBV e suas controladas (i) (ii) ,00 100,00 Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN (iii) ,00 100,00 Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-PETRO (iv) ,00 100,00 Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e suas controladas... 99,99 99,99 Petrobras International Finance Company - PifCo (i) ,00 100,00 Petrobras Transporte S.A. - Transpetro e suas controladas ,00 100,00 Downstream Participações Ltda ,99 99,99 Petrobras Netherlands B.V. - PNBV e suas controladas (i) ,00 100, Participações Ltda ,00 100,00 Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII... 99,00 99,00 Baixada Santista Energia S.A ,00 100,00 Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE (vi) ,00 Termoaçu S.A. (vii) (viii) ,00 Termoceará Ltda ,00 100,00 Termomacaé Ltda ,00 100,00 Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda ,00 100,00 Termobahia S.A ,85 98,85 Ibiritermo S. A. (x)... 50,00 50,00 Petrobras Biocombustível S.A ,00 100,00 Refinaria Abreu e Lima S.A. (vi) ,00 Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. - CLEP ,00 100,00 Comperj Participações S.A. (vi) ,00 Comperj Estirênicos S.A. (vi) ,00 Comperj MEG S.A. (vi) ,00 Comperj Poliolefinas S.A. (vi) ,00 Cordoba Financial Services Gmbh - CFS e sua controlada (i) ,00 100,00 Breitener Energética S.A. e suas controladas... 93,66 93,66 Cayman Cabiunas Investment CO. (ix) ,00 Innova S.A ,00 100,00 Companhia de Desenvolvimento de Plantas Utilidades S.A. - CDPU (v) ,00 Companhia de Recuperação Secundária S.A. - CRSEC (vi) ,00 Arembepe Energia S.A ,00 100,00 Energética Camaçari Muricy S.A ,00 71,60 Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco S.A. - CITEPE ,00 100,00 Companhia Petroquímica de Pernambuco S.A. - PetroquímicaSuape ,00 100,00 Petrobras Logística de Exploração e Produção S.A. - PB-LOG ,00 100,00 Liquigás S.A ,00 100,00 Araucária Nitrogenados S.A. (vii) ,00 Fábrica Carioca de Catalizadores S.A. - FCC (viii) (x)... 50,00 (i) Empresas sediadas no exterior com demonstrações contábeis elaboradas em moeda estrangeira. (ii) Participação de 11,87% da 5283 Participações Ltda. (iii) Participação de 0,09% da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro. (iv) Participação de 0,05% da Downstream. (v) Empresa incorporada pela COMPERJ Participações S.A. (vi) Empresa incorporada pela Petrobras (vii) Aquisição de controle (combinação de negócios). (viii) Empresa avaliada pelo método de equivalência patrimonial em (ix) Empresa extinta. (x) Operação em conjunto. Entidades estruturadas consolidadas País Principal segmento de atuação Charter Development LLC - CDC (i)... E.U.A E&P Companhia de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais - CDMPI... Brasil Abast PDET Offshore S.A.... Brasil E&P Nova Transportadora do Nordeste S.A. - NTN... Brasil Gás e Energia Nova Transportadora do Sudeste S.A. - NTS... Brasil Gás e Energia Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-padronizados do Sistema Petrobras Brasil Corporativo (i) Empresas sediadas no exterior com demonstrações contábeis elaboradas em moeda estrangeira. A Petrobras não tem participação acionária nas entidades estruturadas consolidadas, no entanto, o controle é determinado pelo poder que a companhia possui sobre as atividades operacionais relevantes dessas entidades Reconciliação do patrimônio líquido e lucro líquido do consolidado com o da controladora Patrimônio líquido Lucro líquido (*) (*) - IFRS Patrimônio de acionistas não controladores... (1.394) (2.354) (2.385) Despesas diferidas líquidas de IR (162) (287) - CPC (*) Reapresentado em decorrência da revisão do IAS19 - Benefícios a empregados (CPC33 -R1),conforme nota explicativa Relatórios por segmento de negócio As informações contábeis por segmento operacional (área de negócio) da companhia são elaboradas com base em itens atribuíveis diretamente ao segmento, bem como aqueles que podem ser alocados em bases razoáveis. Na apuração dos resultados segmentados são consideradas as transações realizadas com terceiros e as transferências entre as áreas de negócio, sendo estas valoradas por preços internos de transferência definidos entre as áreas e com metodologias de apuração baseadas em parâmetros de mercado. As informações por área de negócio na companhia estão segmentadas de acordo com o modelo de organização vigente, contendo as seguintes áreas: a) Exploração eprodução (E&P): abrange as atividades de exploração, desenvolvimento da produção e produção de petróleo, LGN (líquido de gás natural) e gás natural no Brasil, objetivando atender, prioritariamente, as refinarias do país e, ainda, comercializando nos mercados interno e externo o excedente de petróleo, bem como derivados produzidos em suas plantas de processamento de gás natural, atuando, também, de forma associada com outras empresas em parcerias. b) Abastecimento: contempla as atividades de refino, logística, transporte e comercialização de derivados e petróleo, exportação de etanol, extração e processamento de xisto, além das participações em empresas do setor petroquímico no Brasil. c) Gás e Energia: engloba as atividades de transporte e comercialização do gás natural produzido no país ou importado, de transporte e comercialização de GNL, de geração e comercialização de energia elétrica, assim como as participações societárias em transportadoras e distribuidoras de gás natural e em termoelétricas no Brasil, além de ser responsável pelos negócios com fertilizantes. d) Biocombustível: contempla as atividades de produção de biodiesel e seus co-produtos e as atividades de etanol, através de participações acionárias, da produção e da comercialização de etanol, açúcar e o excedente de energia elétrica gerado a partir do bagaço da cana-de-açúcar. e) Distribuição: responsável pela distribuição de derivados, etanol e gás natural veicular no Brasil, representada principalmente pelas operações da Petrobras Distribuidora. f) Internacional: abrange as atividades de exploração e produção de petróleo e gás, de abastecimento, de gás e energia e de distribuição, realizadas no exterior, em diversos países das Américas, África, Europa e Ásia. No grupo de órgãos corporativos são alocados os itens que não podem ser atribuídos às demais áreas, notadamente aqueles vinculados à gestão financeira corporativa, o overhead relativo à Administração Central e outras despesas, inclusive as atuariais referentes aos planos de pensão e de saúde destinados aos aposentados e beneficiários Instrumentos financeiros Caixa e equivalentes de caixa Incluem numerário em espécie, depósitos bancários disponíveis e aplicações financeiras de curto prazo com alta liquidez, vencíveis em até três meses, contados da data da contratação original, prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e com risco insignificante de mudança de valor.

12 Títulos e valores mobiliários Investimentos em títulos e valores mobiliários compreendem investimentos em títulos de dívida e patrimônio. Estes instrumentos são inicialmente mensurados ao valor justo e são classificados e mensurados subsequentemente conforme abaixo: - Valor justo por meio do resultado: Incluem títulos adquiridos ou incorridos principalmente para a finalidade de venda ou de recompra em prazo muito curto. São mensurados subsequentemente à aquisição ao valor justo. Alterações no valor justo são reconhecidas no resultado. - Mantidos até o vencimento: Incluem títulos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis com vencimentos definidos para os quais a companhia tem intenção e capacidade de manter até o vencimento. São mensurados subsequentemente à aquisição pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de juros efetiva. - Disponíveis para venda: Incluem títulos não derivativos que são designados como disponíveis para venda ou que não são classificados como investimentos mantidos até o vencimento ou pelo valor justo por meio do resultado. São mensurados subsequentemente ao valor justo. Alterações no valor justo são reconhecidas em outros resultados abrangentes, no patrimônio líquido, e reclassificadas para resultado quando o instrumento é desreconhecido. Alterações posteriores atribuíveis a juros, variação cambial e inflação são reconhecidas no resultado para todas as categorias, quando aplicáveis Contas a receber São contabilizados inicialmente pelo valor justo da contraprestação a ser recebida e, subsequentemente, mensurados pelo custo amortizado, com o uso do método da taxa de juros efetiva, sendo deduzidas as perdas por redução ao valor recuperável de ativos (impairment) e crédito de liquidação duvidosa. A companhia reconhece as perdas em créditos de liquidação duvidosa quando existe evidência objetiva de perda no valor recuperável, como resultado de um ou mais eventos que ocorreram após o reconhecimento inicial do ativo, que impactam os fluxos de caixa futuros estimados e que possam ser confiavelmente estimadas. Evidências de perdas incluem: casos de dificuldades financeiras significativas e probabilidade significativa do cliente entrar com pedido de falência ou recuperação judicial Empréstimos e financiamentos São reconhecidos pelo valor justo menos os custos de transação incorridos e, após o reconhecimento inicial, são mensurados pelo custo amortizado utilizando-se do método da taxa de juros efetiva Instrumentos financeiros derivativos Instrumentos financeiros derivativos são reconhecidos como ativos ou passivos no balanço patrimonial e mensurados inicialmente e subsequentemente ao valor justo. Ganhos ou perdas resultantes das alterações no valor justo são reconhecidas no resultado financeiro, exceto quando o derivativo é qualificado e designado para contabilidade de hedge (hedge accounting) Contabilidade de hedge No início da contabilidade de hedge, a companhia elabora documentação formal da relação de hedge e do objetivo e estratégia da gestão de risco. As relações de hedge que se qualificam como hedge accounting são: (i) hedge de valor justo, quando se refere a hedge de exposição às alterações no valor justo de ativo ou passivo reconhecido ou de compromisso firme não reconhecido, ou de parte identificada de tal ativo, passivo ou compromisso firme; e (ii) hedge de fluxos de caixa, quando se refere a hedge de exposição à variabilidade nos fluxos de caixa que seja atribuível a um risco particular associado a um ativo ou passivo reconhecido ou a uma transação prevista altamente provável. Nas operações envolvendo instrumentos financeiros derivativos designados e qualificados como hedge de valor justo, os ganhos ou perdas resultantes da mensuração ao valor justo do instrumento e do objeto de hedge são reconhecidos no resultado. Para hedges qualificados como de fluxo de caixa, a companhia designa instrumentos financeiros derivativos e não-derivativos, sendo a parcela efetiva dos ganhos e perdas decorrentes das variações do valor justo reconhecida no patrimônio líquido e transferida para o resultado quando o item protegido for efetivamente realizado. A parcela não efetiva do hedge é registrada no resultado do período. Quando um instrumento de hedge vence ou é liquidado antecipadamente, quando um hedge não atende mais aos critérios de contabilização de hedge ou quando a Administração decide revogar a designação de hedge accounting, o ganho ou perda acumulado permanece reconhecido no patrimônio. A reclassificação do ganho ou perda para o resultado é realizada quando a transação prevista ocorre. Quando não se espera mais que uma operação prevista ocorra, o ganho ou a perda acumulado no patrimônio é imediatamente transferido para a demonstração do resultado Estoques Os estoques são mensurados pelo seu custo médio ponderado de aquisição ou de produção e compreende, principalmente, petróleo bruto, intermediários e derivados de petróleo, assim como gás natural e gás natural liquefeito (GNL), fertilizantes e biocombustíveis, ajustados, quando aplicável, ao seu valor de realização líquido. Os estoques de petróleo e gás natural liquefeito (GNL) podem ser comercializados em estado bruto, assim como consumidos no processo de produção de seus derivados e/ou utilizados para geração de energia, respectivamente. Os intermediários são formados por correntes de produtos que já passaram por pelo menos uma unidade de processamento, mas ainda necessitam ser processados, tratados ou convertidos para serem disponibilizados para venda. Os biocombustíveis compreendem, principalmente, os saldos de estoques de etanol e biodiesel. Materiais e suprimentos para manutenção e outros representam, principalmente, insumos de produção e materiais de operação e consumo que serão utilizados nas atividades da companhia, exceto matérias-primas, e estão demonstrados ao custo médio de compra, que não excede ao de reposição. O valor de realização líquido compreende o preço de venda estimado no curso normal dos negócios, menos os custos estimados de conclusão e aqueles necessários para a realização da venda. Os estoques incluem as importações em andamento, que são demonstradas ao custo identificado Investimentos societários Coligada é a entidade sobre a qual a companhia possui influência significativa, definida como o poder de participar das decisões sobre políticas financeiras e operacionais de uma investida, mas sem que haja o controle individual ou conjunto dessas políticas. Em um negócio em conjunto duas ou mais partes têm o controle conjunto, podendo ser uma operação em conjunto ou um empreendimento controlado em conjunto, dependendo dos direitos e obrigações das partes. Enquanto em uma operação em conjunto, as partes integrantes têm direitos sobre os ativos e obrigações sobre os passivos relacionados ao negócio, em um empreendimento controlado em conjunto, as partes têm direitos sobre os ativos líquidos do negócio. Os resultados e os ativos e passivos das coligadas e dos empreendimentos controlados em conjunto são reconhecidos pelo método de equivalência patrimonial. A companhia reconhece a totalidade dos seus ativos, passivos e as respectivas receitas e despesas nas operações controladas em conjunto. Adicionalmente, reconhece a sua parcela nas receitas e despesas, bem como dos ativos e passivos detidos em conjunto. Nas demonstrações individuais os investimentos em empresas controladas são reconhecidos pelo método de equivalência patrimonial. A definição de controle é apresentada na nota explicativa Combinação de negócios e goodwill Aquisições de negócios são reconhecidas pelo método da aquisição quando o controle é obtido. Transações envolvendo empresas sob controle comum não configuram uma combinação de negócios. O referido método requer que os ativos identificáveis adquiridos e os passivos assumidos sejam mensurados pelo seu valor justo. O montante pago, acima desse valor deve ser reconhecido como ágio por expectativa de rentabilidade futura (goodwill). Quando o custo de aquisição for menor que o valor justo dos ativos líquidos adquiridos, um ganho proveniente de compra vantajosa é reconhecido no resultado. As mudanças de participações em controladas que não resultem em perda de controle são reconhecidas diretamente no patrimônio líquido, como contribuição adicional de capital, pela diferença entre o preço pago/ recebido e o valor contábil da participação adquirida/vendida. Nas aquisições de participação em coligadas e empreendimentos controlados em conjunto, sem a obtenção de controle, apesar de não configurarem uma combinação de negócios, ogoodwill é mensurado pelo excesso do custo de aquisição sobre os ativos líquidos adquiridos e é apresentado no investimento Gastos com exploração e desenvolvimento de petróleo e gás natural Os gastos incorridos com exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural são contabilizados de acordo com o método dos esforços bem sucedidos, que considera as seguintes características gerais: Gastos relacionados com atividades de geologia e geofísica são reconhecidos como despesas no período em que são incorridos. Valores relacionados à obtenção de direitos e concessões para exploração de petróleo e gás natural são inicialmente capitalizados. Custos exploratórios diretamente associados à perfuração de poços são inicialmente capitalizados no ativo imobilizado até que sejam constatadas ou não reservas provadas relativas ao poço. Os custos posteriores à perfuração do poço continuam a ser capitalizados desde que o volume de reservas descobertos justifique o seu reconhecimento futuro como poço produtor e estudos das reservas e da viabilidade econômica e operacional do empreendimento estiverem em curso. Uma comissão interna de executivos técnicos da Petrobras revisa mensalmente as condições de cada poço, levando-se em consideração os dados de geologia, geofísica e engenharia, condições econômicas, métodos operacionais e regulamentações governamentais. Poços exploratórios secos ou sem viabilidade econômica e os demais custos vinculados às reservas não comerciais são reconhecidos como despesa no período, quando identificados como tal. Construção, instalação e conclusão de infra-estrutura, tais como plataformas, dutos, perfuração de poços de desenvolvimento e outros custos relacionados ao desenvolvimento de reservas provadas e economicamente viáveis são capitalizados no ativo imobilizado Imobilizado Está demonstrado pelo custo de aquisição ou custo de construção, que representa os custos para colocar o ativo em condições de operação, corrigido monetariamente durante períodos hiperinflacionários, bem como pelo valor presente dos custos estimados com desmontagem e remoção do imobilizado e de restauração do local no qual este está localizado, deduzido da depreciação acumulada e perdas por redução ao valor recuperável de ativos (impairment). Os gastos relevantes com manutenções das unidades industriais e dos navios, que incluem peças de reposição, serviços de montagem, entre outros, são registrados no imobilizado, se os critérios de reconhecimento forem atendidos. Os gastos compreendem: substituição de determinados ativos ou parte de ativos, serviços de instalação dos equipamentos, e outros custos relacionados. Essas manutenções ocorrem, em média, a cada quatro anos e seus gastos são capitalizados e depreciados de forma linear, com base na estimativa de duração do ciclo. Os encargos financeiros de empréstimos obtidos, quando diretamente atribuíveis à aquisição ou à construção de ativos, são capitalizados como parte dos custos desses ativos. Os encargos financeiros sobre recursos captados sem destinação específica, utilizados com propósito de obter um ativo qualificável,são capitalizados pela taxa média dos empréstimos vigente durante o período, aplicada sobre o saldo de obras em andamento. Esses custos são amortizados ao longo das vidas úteis estimadas ou pelo método das unidades produzidas dos respectivos ativos. Os ativos de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural são depreciados/ amortizados a partir do início da produção do campo pelo método das unidades produzidas, exceto para os ativos cuja vida útil seja inferior a do campo que utiliza o método linear, considerando os seguintes critérios: equipamentos e instalações cativos aos respectivos poços desenvolvidos são depreciados de acordo com o método das unidades produzidas, considerando o volume de produção mensal em relação às reservas provadas desenvolvidas de cada campo produtor; e direitos e concessões, como o bônus de assinatura, são amortizados de acordo com o método das unidades produzidas, considerando o volume de produção mensal em relação às reservas provadas totais de cada campo produtor. Os terrenos não são depreciados. Os outros bens do imobilizado são depreciados pelo método linear com base nas vidas úteis estimadas, que estão demonstradas por classe de ativo na nota explicativa Intangível Está demonstrado pelo custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada e perdas por redução ao valor recuperável de ativos (impairment). É composto por direitos e concessões que incluem, principalmente, bônus de assinatura pagos pela obtenção de concessões para exploração de petróleo ou gás natural, cessão onerosa de direitos de exploração em blocos da área do pré-sal, concessões de serviços públicos, além de marcas e patentes, softwares e ágio por expectativa de rentabilidade futura goodwill decorrente de aquisição de participação com controle. Nas demonstrações contábeis individuais, o ágio por expectativa de rentabilidade futura (goodwill) é apresentado no investimento. Os direitos e concessões correspondentes aos bônus de assinatura das concessões e cessão onerosa, quando da declaração de comercialidade dos campos são reclassificados para conta do ativo imobilizado. Os bônus de assinatura das concessões e a cessão onerosa, enquanto estão no ativo intangível não são amortizados, sendo os demais intangíveis de vida útil definida amortizados linearmente pela vida útil estimada. Ativos intangíveis gerados internamente não sãocapitalizados, sendo reconhecidos como despesa no resultado do período em que foram incorridos, exceto os gastos com desenvolvimento que atendam aos critérios de reconhecimento relacionados à conclusão e uso dos ativos, geração de benefícios econômicos futuros, dentre outros. Ativos intangíveis com vida útil indefinida não são amortizados, mas são testados anualmente em relação a perdas por redução ao valor recuperável, individualmente ou no nível da unidade geradora de caixa. A avaliação de vida útil indefinida é revisada anualmente para determinar se essa avaliação continua a ser justificável.caso contrário, a mudança na vida útil de indefinida para definida é feita de forma prospectiva Diferido A companhia manteve o saldo do ativo diferido de 31 de dezembro de 2008 no individual, que continuará a ser amortizado em até 10 anos, sujeito ao teste de redução ao valor recuperável de ativos (impairment), conforme previsto na legislação societária brasileira Redução ao valor recuperável de ativos - Impairment A companhia avalia os ativos do imobilizado, do intangível com vida útil definida e do diferido (individual) quando há indicativos de não recuperação do seu valor contábil. Os ativos vinculados a exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural e aqueles que têm uma vida útil indefinida, como o ágio por expectativa de rentabilidade futura, oriundos de uma combinação de negócios, têm a recuperação do seu valor testada anualmente, independentemente de haver indicativos de perda de valor. Na aplicação do teste de redução ao valor recuperável de ativos, o valor contábil de um ativo ou unidade geradora de caixa é comparado com o seu valor recuperável. O valor recuperável é o maior valor entre o valor líquido de venda de um ativo e seu valor em uso. Considerando-se as particularidades dos ativos da companhia, o valor recuperável utilizado para avaliação do teste de redução ao valor recuperável é o valor em uso, exceto quando especificamente indicado. O valor em uso é estimado com base no valor presente dos fluxos de caixa futuros decorrentes do uso contínuo dos respectivos ativos, considerando as melhores estimativas da companhia. Os fluxos de caixa são ajustados pelos riscos específicos e utilizam taxas de desconto pré-imposto, que derivam do custo médio ponderado de capital (WACC) pós-imposto.as principais premissas dos fluxos de caixa são:preços baseados no último plano estratégico divulgado, curvas de produção associadas aos projetos existentes no portfólio da companhia, custos operacionais de mercado e investimentos necessários para realização dos projetos. Essas avaliações são efetuadas ao menor nível de ativos para os quais existam fluxos de caixa identificáveis. Os ativos vinculados a exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural são revisados anualmente, campo a campo, para identificação de possíveis perdas na recuperação, com base no fluxo de caixa futuro estimado. A reversão de perdas reconhecidas anteriormente é permitida, exceto com relação à redução no valor do ágio por expectativa de rentabilidade futura Arrendamentos mercantis Os arrendamentos mercantis que transferem substancialmente a maioria dos riscos e benefícios sobre o ativo objeto do arrendamento são classificados como arrendamento financeiro. Para os arrendamentos mercantis financeiros em que a companhia é a arrendatária, ativos e passivos são reconhecidos pelo valor justo do item arrendado, ou se inferior, ao valor presente dos pagamentos mínimos do arrendamento mercantil, ambos determinados no início do arrendamento. Ativos arrendados capitalizados são depreciados na mesma base que a companhia utiliza os ativos que possui propriedade. Quando não há uma certeza razoável que a companhia irá obter a propriedade do bem ao final do contrato, os ativos arrendados são depreciados pelo menor prazo entre a vida útil estimada do ativo e o prazo do contrato. Quando a companhia é arrendadora do bem um contas a receber é constituído por valor igual ao investimento líquido no arrendamento mercantil. Os arrendamentos mercantis nos quais uma parte significativa dos riscos e benefícios de propriedade permanecem com o arrendador são classificados como operacionais e os pagamentos são reconhecidos como despesa no resultado durante o prazo do contrato. Pagamentos contingentes são reconhecidos como despesas quando incorridos Ativos classificados como mantidos para venda Os ativos e eventuais passivos associados são classificados como mantidos para venda quando seu valor contábil for recuperável, principalmente, por meio de uma venda. Essa condição só é alcançada quando a alienação for aprovada pela Administração da companhia, o ativo estiver disponível para venda imediata em suas condições atuais e existir a expectativa de que a venda ocorra em até 12 meses após a classificação como disponível para venda. Contudo, nos casos em que comprovadamente o atraso for causado por acontecimentos ou circunstâncias fora do controle da companhia e se ainda houver evidências suficientes da alienação, a classificação pode ser mantida. Estes ativos e seus passivos associados devem ser mensurados pelo menor valor entre o contábil e o valor justo líquido das despesas de venda. Os ativos e passivos relacionados são apresentados de forma segregada no balanço patrimonial Desmantelamento de áreas Representam os gastos futuros com a obrigação para recuperar o meio ambiente e para desmobilizar e desativar as unidades produtivas, em função da exaustão da área explorada ou pela suspensão permanentes das atividades na área por razões econômicas. São reconhecidos no Imobilizado pelo seu valor presente, descontada a uma taxa ajustada ao risco, como parte do valor dos ativos que lhes deu origem, desde que exista obrigação legal e seu valor possa ser estimado em bases confiáveis, tendo como contrapartida o registro de uma provisão no passivo da companhia. Os juros incorridos pela atualização da provisão estão classificados como despesas financeiras. As estimativas de desmantelamento de área revisadas anualmente sofrem depreciação/amortização nas mesmas bases dos ativos principais.

13 A obrigação futura com desmantelamento de área de produção é registrada no momento da declaração de comercialidade de cada campo e é revisada anualmente. A depreciação/amortização é realizada com base no método das unidades produzidas, considerando as reservas provadas desenvolvidas Provisões e passivos contingentes As provisões são reconhecidas quando existir uma obrigação presente como resultado de um evento passado e seja provável que uma saída de recursos incluindo benefícios econômicos será necessária para liquidar a obrigação, cujo valor possa ser estimado de maneira confiável. Os passivos contingentes não são reconhecidos no balanço, porém são objeto de divulgação em notas explicativas quando a probabilidade de saída de recursos for possível, inclusive aqueles cujos valores não possam ser estimados Imposto de renda e contribuição social As despesas de imposto de renda e contribuição social do período compreendem os impostos correntes e diferidos. Para fins de apuração do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro corrente, a companhia adotou o Regime Tributário de Transição (RTT) para garantir a neutralidade na determinação do lucro tributável com a adoção dos IFRS. O RTT se baseia na legislação societária/fiscal brasileira, vigente em 31 de dezembro de a) Imposto de renda e contribuição social correntes O imposto de renda e a contribuição social correntes são calculados com base no lucro tributável aplicando-se alíquotas vigentes no final do período que está sendo reportado. b) Imposto de renda e contribuição social diferidos Os impostos e contribuições sociais diferidos são reconhecidos em função das diferenças temporárias entre o valor contábil do ativo ou passivo e sua base fiscal, prejuízo fiscal e base negativa da contribuição social, quando aplicável. Os reconhecimentos no ativo são realizados na proporção da probabilidade de que lucro tributável futuro esteja disponível e contra o qual as diferenças temporárias possam ser usadas. O imposto de renda e a contribuição social diferidos são calculados aplicando-se alíquotas que se espera que sejam aplicáveis no período quando for realizado o ativo ou liquidado o passivo, com base nas alíquotas (e legislação fiscal) que estejam em vigor ao final do período que está sendo reportado Benefícios concedidos a empregados (pós-emprego) Os compromissos atuariais com osplanos de benefícios de pensão eaposentadoria definidos eosde assistência médica são provisionados com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário independente, de acordo com o método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável. O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final. Mudanças na obrigação de benefício definido líquido (ativo) são reconhecidos quando incorridos da seguinte maneira: i) custo do serviço e juros líquidos, no resultado do exercício; e ii) remensurações, em outros resultados abrangentes. O custo do serviço compreende: i) custo do serviço corrente, que é o aumento no valor presente da obrigação de benefício definido resultante do serviço prestado pelo empregado no período corrente; ii) custo do serviço passado, que é a variação no valor presente da obrigação de benefício definido por serviço prestado por empregados em períodos anteriores, resultante dealteração (introdução, mudanças ou ocancelamento de um plano de benefício definido) ou de redução (uma redução significativa, pela entidade, no número de empregados cobertos por um plano); e iii) qualquer ganho ou perda na liquidação (settlement). Juros líquidos sobre o valor líquido de passivo (ativo) de benefício definido é a mudança, durante o período, no valor líquido de passivo (ativo) de benefício definido resultante da passagem do tempo. Remensurações do valor líquido de passivo (ativo) de benefício definido, reconhecidos em outros resultados abrangentes, compreendem: i) ganhos e perdas atuariais; ii) retorno sobre os ativos do plano, excluindo valores incluídos nos juros líquidos sobre o valor líquido de passivo (ativo) de benefício definido; e iii) qualquer mudança no efeito do teto de ativo (asset ceiling), excluindo valores incluídos nos juros líquidos sobre o valor líquido de passivo (ativo) de benefício definido. As premissas atuariais incluem: estimativas demográficas e econômicas, estimativas dos custos médicos, bem como dados históricos sobre as despesas e contribuições dos funcionários. A companhia também contribui para os planos de contribuição definida, cujos percentuais são baseados na folha de pagamento, sendo essas contribuições levadas ao resultado quando incorridas Capital social e remuneração aos acionistas O capital social está representado por ações ordinárias e preferenciais. Os gastos incrementais diretamente atribuíveis à emissão de ações são apresentados como dedução do patrimônio líquido, como contribuição adicional de capital, líquido de efeitos tributários. As ações preferenciais têm prioridade no caso de reembolso do capital e no recebimento dos dividendos, no mínimo, de 3% do valor do patrimônio líquido da ação, ou de 5% calculado sobre a parte do capital representada por essa espécie de ações, prevalecendo sempre o maior, participando, em igualdade com as ações ordinárias, nos aumentos do capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros. As ações preferenciais não asseguram direito de voto e não são conversíveis em ações ordinárias e vice-versa. A remuneração aos acionistas é efetuada sob a forma de dividendose/ou juros sobre o capital próprio com base nos limites definidos no estatuto da companhia. O benefício fiscal dos juros sobre capital próprio é reconhecido no resultado do exercício Subvenções e assistências governamentais Subvenções governamentais são reconhecidas quando houver razoável certeza de que o benefício será recebido e que todas as correspondentes condições serão satisfeitas. Quando se referir a um item de despesa, o benefício é reconhecido como receita ao longo do período de fruição, de forma sistemática, em relação aos custos cujo benefício objetiva compensar. Quando se referir a um ativo, o benefício é reconhecido como receita diferida, sendo alocada ao resultado em valores iguais ao longo da vida útil esperada do item correspondente Reconhecimento de receitas, custos e despesas A receita é reconhecida quando for provável que benefícios econômicos serão gerados para a companhia e quandoseu valor puder ser mensurado de forma confiável, compreendendo o valor justo da contraprestação recebida ou a receber pela comercialização de produtos e serviços, líquida das devoluções, descontos, impostos e encargos sobre vendas. As receitas com as vendas de petróleo, derivados, gás natural, biocombustíveis e outros produtos relacionados são reconhecidas no resultado quando a companhia não mantém envolvimento continuado na gestão dos bens vendidos e tampouco efetivo controle sobre tais bens e todos os riscos e benefícios inerentes ao produto forem transferidos ao comprador, o que geralmente acontece no ato da entrega, de acordo com os termos do contrato de venda. As receitas de vendas de serviços de fretes e outros são reconhecidas em função de sua realização. As receitas e despesas financeiras incluem principalmente receitas de juros sobre aplicações financeiras e títulos públicos, despesas com juros sobre financiamentos, ganhos e perdas com avaliação ao valor justo, de acordo com a classificação do título, além das variações cambiais e monetárias líquidas. As despesas financeiras excluem os custos com empréstimos atribuíveis as construções dos bens que necessitam de um período substancial de tempo para estar pronto para uso, que são capitalizados como parte do custo do ativo. As receitas, custos e despesas são reconhecidas pelo regime de competência. 4. Estimativas e julgamentos relevantes A preparação das demonstrações financeiras requer o uso de estimativas e julgamentos para determinadas operações e seus reflexos em ativos, passivos, receitas e despesas. As premissas utilizadas são baseadas no histórico e em outros fatores considerados relevantes, revisadas periodicamente pela Administração e cujos resultados reais podem diferir dos valores estimados. A seguir são apresentadas informações apenas sobre práticas contábeis e estimativas que requerem elevado nível de julgamento ou complexidade em sua aplicação e que podem afetar materialmente a situação financeira e os resultados da companhia Reservas de petróleo e gás natural As reservas de petróleo e gás natural são calculadas tendo por base informações econômicas, geológicas e de engenharia, como perfis de poço, dados de pressão e dados de amostras de fluidos de perfuração, que são utilizadas para o cálculo das taxas de depreciação no método de unidades produzidas e teste de recuperabilidade dos ativos (impairment). A apuração dos volumes de reserva exige a aplicação de julgamentos e está sujeita a revisões anuais, ou em um intervalo menor, caso haja indício de alterações significativas, realizadas a partir de reavaliação de dados preexistentes e/ou novas informações disponíveis relacionadas à produção, reservatórios e geologia, bem como alterações em preços e custos utilizados. As revisões podem, também, resultar de alterações significativas na estratégia de desenvolvimento da companhia ou da capacidade de produção de equipamentos e instalações. As reservas de petróleo e gás natural incluem tanto as provadas como as não provadas. De acordo com as definições prescritas pela Securities and Exchange Commission (SEC), reservas provadas são as quantidades estimadas cujos dados de engenharia e geológicos demonstram, com razoável certeza, ser recuperáveis no futuro, a partir de reservatórios conhecidos e sob condições operacionais e econômicas existentes (preços e custos na data em que a estimativa é realizada). As reservas provadas são subdivididas em desenvolvidas e não desenvolvidas. Reservas provadas desenvolvidas podem ser recuperadas através dos poços existentes, com os equipamentos e métodos presentes e representaram 59,9% do total de reservas provadas da companhia em 31 de dezembro de Embora a companhia entenda que as reservas provadas serão produzidas, as quantidades e os prazos de recuperação podem ser afetados por diversos fatores, que incluem a conclusão de projetos de desenvolvimento, o desempenho dos reservatórios, aspectos regulatórios e alterações significativas nos níveis de preço de petróleo e gás natural no longo prazo. Outras informações sobre reservas são apresentadas nas informações complementares sobre atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. a) Impacto das reservas de petróleo e gás natural na depreciação, amortização e exaustão Depreciação, amortização e exaustão são mensuradas com base em estimativas de reservas elaboradas por profissionais especializados da companhia, de acordo com as definições estabelecidas pela SEC. Revisões das reservas provadas desenvolvidas e não desenvolvidas impactam de forma prospectiva os valores da depreciação e depleção reconhecidos nos resultados e os valores contábeis dos ativos de petróleo e gás natural. Dessa forma, mantidas as demais variáveis constantes, uma redução na estimativa de reservas provadas aumentaria, prospectivamente, o valor de despesas com depreciação, enquanto um incremento das reservas resultaria em redução da depreciação. Outras informações sobre depreciação e depleção são apresentadas nas notas explicativas 3.8 e b) Impacto das reservas de petróleo e gás natural e preços no teste de impairment Para avaliar a recuperabilidade dos ativos relacionados à exploração e desenvolvimento de petróleo e gás natural, a companhia utiliza o valor em uso, conforme nota explicativa Em geral, as análises baseiam-se em reservas provadas e reservas prováveis. O percentual de reservas prováveis incluídos nos fluxos de caixa não excede os índices históricos de sucesso no desenvolvimento das reservas prováveis. A gestão da companhia realiza avaliações contínuas dos ativos, analisando sua recuperabilidade, para as quais utiliza a estimativa dos volumes de reservas de petróleo e gás natural, além de preços estimados futuros de petróleo e gás natural. A companhia não considera a volatilidade de curto prazo nos preços de petróleo como indicativo de mudança no valor recuperável dos ativos de petróleo e gás natural. Os mercados de petróleo e gás natural têm um histórico de volatilidade de preços significativa e, embora, ocasionalmente, possam haver quedas expressivas, os preços, a longo prazo, tendem a continuar sendo ditados pela oferta de mercado e fundamentos de demanda. Assim, os testes de recuperabilidade dos ativos impairment utilizam os preços de longo prazo previstos no planejamento, orçamento e nas decisões de investimento de capital da companhia, os quais são considerados estimativas razoáveis em relação aos indicadores de mercado e às experiências passadas. Reduções nos preços futuros de petróleo e gás natural, que sejam consideradas tendência de longo prazo, bem como efeitos negativos decorrentes de mudanças significativas no volume de reservas, na curva de produção esperada, nos custos de extração ou nas taxas de desconto podem ser indícios da necessidade de realização de teste de impairment. Outras informações sobre ativos relacionados à exploração e desenvolvimento de petróleo e gás natural são apresentadas nas notas explicativas 3.8 e Definição das unidades geradoras de caixa para testes de recuperabilidade de ativos (Impairment) Adefinição das unidades geradoras de caixa -UGC s envolve julgamentos eavaliação por parte da administração, com base em seu modelo de negócio e gestão, e seus impactos sobre os resultados dos testes de recuperabilidade de ativos de longa duração podem ser significativos. As premissas apresentadas a seguir foram utilizadas de forma consistente pela companhia: UGC s da área de Exploração e Produção: campo ou pólo de produção de petróleo e gás, composto por um conjunto de ativos vinculados à exploração e ao desenvolvimento da produção da área. UGC s da área de Abastecimento: i) UGC Refino: conjunto de ativos que compõem as refinarias, terminais e dutos, bem como os ativos logísticos operados pela Transpetro. A definição da UGC Refino é baseada no conceito deintegração eotimização doresultado, podendo as indicações do planejamento eas operações dos ativos privilegiar uma determinada refinaria em detrimento de outra, buscandomaximizar o desempenho global da UGC, sendo os dutos e terminais partes complementares e interdependentes dos ativos de refino, com o objetivo comum de atendimento ao mercado;ii)ugc Petroquímica: ativos das plantas petroquímicas das empresas PetroquímicaSuape e Citepe; iii) UGC Transporte: a unidade geradora de caixa desse segmento é definida pelos ativos da frota de navios da Transpetro. UGC s da área de Gás e Energia: i) UGC Gás Natural: conjunto de ativos que compõem a malha comercial do gás natural (gasodutos), unidades de processamento de gás natural (UPGN) e conjunto de ativos de fertilizantes e nitrogenados (plantas industriais); e ii) UGC Energia: conjunto de ativos que compõem o portfólio de usinas termoelétricas (UTE). UGC da área de Distribuição: conjunto de ativos de distribuição, relacionados principalmente às atividades operacionais da Petrobras Distribuidora S.A. e da Liquigás Distribuidora S.A.. UGC da área de Biocombustível: i) UGC Biodiesel: conjunto de ativos que compõem as usinas biodiesel. A definição da UGC, com avaliação conjunta das usinas, reflete o processo de planejamento e realização da produção, considerando as condições do mercado nacional e a capacidade de fornecimentos de cada usina, assim como os resultados alcançados nos leilões e a oferta de matéria-prima; ii) UGC Etanol: representadas por investimentos em coligadas e empreendimentos em conjunto do setor de etanol. UGC da Internacional: i) UGC Exploração e Produção Internacional: campo ou polo de produção de petróleo e gás, composto por um conjunto de ativos vinculados à exploração e ao desenvolvimento da produção da área; e ii) Demais atividades da área internacional: definida ao menor nível de ativos para os quais exista fluxo de caixa identificável. Os investimentos em coligada e em empreendimentos controlados em conjunto, incluindo o ágio por rentabilidade futura (goodwill), são testados individualmente para fins de avaliação da sua recuperabilidade. Outras informações sobre redução ao valor recuperável de ativos são apresentadas nas notas explicativas 3.11 e Benefícios de pensão e outros benefícios pós-emprego Os compromissos atuariais e os custos com os planos de benefícios definidos de pensão e aposentadoria e os de assistência médica dependem de uma série de premissas econômicas e demográficas, dentre as principais utilizadas estão: Taxa de desconto - compreende a curva de inflação projetada com base no mercado mais juros reais apurados por meio de uma taxa equivalente que conjuga o perfil de maturidade das obrigações de pensão e saúde com a curva futura de retorno dos títulos de mais longo prazo do governo brasileiro. Taxa de variação de custos médicos e hospitalares - premissa representada por conjunto projetado de taxas anuais considerando a evolução histórica dos desembolsos per capita do plano de saúde, observáveis nos últimos 05 anos, para definição de um ponto inicial da curva que decresce gradualmente em 30 anos para alcance do patamar de inflação geral da economia. Essas e outras estimativas são revisadas anualmente e podem divergir dos resultados reais devido a mudanças nas condições de mercado e econômicas, além do comportamento real das premissas atuariais. A análise de sensibilidade das taxas de desconto e de variação de custos médicos e hospitalares, assim como informações adicionais das premissas estão divulgadas na nota explicativa Estimativas relacionadas a processos judiciais e contingências A companhia é parte envolvida em diversos processos judiciais e administrativos envolvendo questões cíveis, fiscais, trabalhistas e ambientais decorrente do curso normal de suas operações, cujas estimativas para determinar os valores das obrigações e a probabilidade de saída de recursos são realizadas pela Petrobras, com base em pareceres de seus assessores jurídicos e nos julgamentos da Administração. Informações sobre processos provisionados e contingências são apresentadas na nota explicativa Estimativas de custos com obrigações de desmantelamento de áreas A companhia possui obrigações legais e/ou não formalizadas de remoção de equipamentos e restauração de áreas terrestres ou marítimas ao final das operações em locais de produção. As obrigações mais significativas de remoção de ativos envolvem a remoção e descarte das instalações offshore de produção de petróleo e gás natural no Brasil e no exterior. As estimativas de custos de futuras remoções e recuperações ambientais são realizadas com base nas informações atuais sobre custos e planos de recuperação esperados. Os cálculos das referidas estimativas são complexos e envolvem julgamentos significativos, uma vez que as obrigações ocorrerão no longo prazo; que os contratos e regulamentações possuem descrições subjetivas das práticas de remoção e restauração e dos critérios a serem atendidos quando do momento da remoção e restauração efetivas; e que as tecnologias e custos de remoção de ativos se alteram constantemente, juntamente com as questões políticas, ambientais, de segurança e de relações públicas. A companhia está constantemente conduzindo estudos para incorporar tecnologias e procedimentos de modo a otimizar as operações de abandono, considerando as melhores práticas da indústria. Contudo, os prazos e os valores dos fluxos de caixa futuros estão sujeitos a incertezas significativas. Outras informações sobre desmantelamento de áreas são apresentadas nas notas explicativas 3.14 e Instrumentos financeiros derivativos Os instrumentos financeiros derivativos são reconhecidos ao valor justo nas demonstrações contábeis. A definição do valor justo exige julgamento da existência ou não de ativos idênticos ou similares cotados em mercado ativo e, na sua ausência, do uso de metodologias alternativas de valoração que podem ser complexas e envolvem estimativas de preços futuros, taxas de juros de longo prazo e índices de inflação. Outras informações sobre instrumentos financeiros derivativos são apresentadas nas notas explicativas e 34.

14 4.7. Contabilidade de hedge A identificação de relações de hedge entre objetos protegidos e os instrumentos de proteção (instrumentos financeiros derivativos e/ou não derivativos) envolve julgamentos críticos relacionados à efetiva existência da relação de proteção e da efetividade das mesmas. Ademais, a companhia avalia continuamente o alinhamento entre as relações de hedge identificadas e os objetivos e estratégia de sua política de gestão de risco. Outras informações sobre contabilidade de hedge são apresentadas nas notas explicativas e Novas normas e interpretações a) IASB - International Accounting Standards Board Durante o exercício de 2013, as seguintes normas emitidas pelo IASB entraram em vigor e, exceto pela revisão do IAS 19 - Benefícios a Empregados (CPC 33 - R1), não impactaram materialmente as demonstrações contábeis da companhia: Os efeitos decorrentes da revisão do IAS 19 - Benefícios a Empregados (CPC 33 - R1) estão apresentados na nota explicativa 2.3. Emenda ao IAS 1 - Apresentação das Demonstrações Contábeis (Presentation of Financial Statements). Agrupam em Outros Resultados Abrangentes os itens que poderão ser reclassificados para lucros ou prejuízos na demonstração de resultado do exercício. IFRS 10 - Demonstrações Financeiras Consolidadas (Consolidated Financial Statements). Define os princípios e os requerimentos para a preparação e a apresentação das demonstrações contábeis consolidadas, quando uma entidade controla uma ou mais entidades. Estabelece o conceito de controle como base para a consolidação e como aplicá-lo para identificar se uma empresa investida deve ser considerada controlada e, portanto, consolidada. IFRS 11 - Acordos Conjuntos (Joint Arrangements). Estabelece os princípios para divulgação de demonstrações contábeis de entidades que sejam partes de acordos conjuntos. Há dois tipos de acordos conjuntos: operações conjuntas e empreendimentos controlados em conjunto (joint ventures). Operações conjuntas são aquelas em que as partes em conjunto têm direitos sobre os ativos e obrigações relacionadas a esse acordo e, portanto, contabilizam sua parcela dos ativos, passivos, receitas e despesas. Joint ventures existem quando as partes possuem em conjunto direitos sobre os ativos líquidos do acordo e, portanto, contabilizam sua participação pelo método de equivalência patrimonial. A consolidação proporcional de joint ventures não é mais permitida. IFRS 12 - Divulgações sobre Participações em Outras Entidades (Disclosure of Interests in Other Entities). Consolida todos os requerimentos de divulgação que uma entidade deve utilizar quando participa em uma ou mais entidades, incluindo controladas, negócios em conjunto, coligadas e entidades estruturadas. IFRS 13 - Mensuração do Valor Justo (Fair Value Measurement). Define valor justo de forma mais precisa, introduz explicações adicionais sobre seu processo de mensuração e determina o que deve ser divulgado. As exigências não ampliam o uso da contabilização ao valor justo, mas fornecem orientações sobre como aplicá-lo, quando seu uso já é requerido ou permitido por outras normas. Emenda ao IFRS 7 - Divulgações - Compensando Ativos e Passivos Financeiros (Disclosures - Offsetting Financial Assets and Financial Liabilities). Estabelece requerimentos de divulgação de acordos de compensação de ativos e passivos financeiros. IAS 28 (revisado em 2011) - Coligadas e Empreendimentos em Conjunto (Joint Ventures). Estabelece requerimentos para empreendimentos em conjunto e coligadas avaliadas pelo método de equivalência patrimonial a partir da emissão do IFRS 11. As normas emitidas pelo IASB que ainda não entraram em vigor e não tiveram sua adoção antecipada pela companhia até 31 de dezembro de 2013 são as seguintes: Norma Exigências-chave Data de vigência IFRS 9 - Instrumentos Financeiros e emenda IFRIC 21, Levies Emenda ao IAS 36 - "Redução ao Valor Recuperável de Ativos" (Impairment of assets) O IFRS 9 mantém, mas simplifica, o modelo de mensuração combinada e estabelece duas principais categorias de mensuração para ativos financeiros: custo amortizado e valor justo. A base de classificação depende do modelo de negócios da entidade e das características do fluxo de caixa contratual do ativo financeiro. A orientação do IAS 39 sobre redução do valor recuperável de ativos financeiros e contabilidade de hedge continua aplicável. IFRS 9 inclui novos requisitos relacionados a contabilidade de hedge. IFRIC 21 é uma interpretação do IAS 37, Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes. O IFRIC 21 aborda quando uma entidade deve reconhecer um tributo a pagar para o governo (exceto imposto de renda). Esta interpretação esclarece que o fato gerador da obrigação que dá origem a obrigação de pagar o tributo é a atividade descrita na legislação pertinente que desencadeia o pagamento do tributo. Esta emenda trata da divulgação de informações sobre o valor recuperável dos ativos depreciados. A emenda esclarece que o escopo dessas divulgações é limitado ao valor recuperável dos ativos depreciados, que são mensurados com base no valor justo menos os custos de alienação. As alterações devem ser aplicadas retroativamente. 1º de janeiro de º de janeiro de º de janeiro de 2014 Quanto às emendas e novas normas listadas acima, a companhia estima que suas adoções não trarão impactos significativos às suas demonstrações contábeis. b) Legislação tributária Em 11 de novembro de 2013 foi publicada a Medida Provisória nº 627 que: Modifica a legislação tributária relativa ao Imposto sobre a Renda das Pessoas Jurídicas - IRPJ, à Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL, à Contribuição para o PIS/PASEP e à Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social - COFINS; Revoga o Regime Tributário de Transição - RTT, instituído pela Lei nº , de 27 de maio de 2009; Dispõe sobre a tributação da pessoa jurídica domiciliada no Brasil, com relação ao acréscimo patrimonial decorrente de participação em lucros auferidos no exterior por controladas e coligadas e de lucros auferidos por pessoa física residente no Brasil por intermédio de pessoa jurídica controlada no exterior; e Altera dispositivos da Lei nº /2013 que reabriu o parcelamento de débitos administrados pela Receita Federal do Brasil e pela Procuradoria Geral da Fazenda Nacional - PGFN (REFIS da Crise), instituído pela Lei nº /2009. Essa Medida Provisória está em processo de tramitação no Congresso Nacional, podendo sofrer modificações em seu texto quando de sua conversão em lei. Existe, ainda, a necessidade de regulamentação de diversos dispositivos pela Secretaria da Receita Federal do Brasil. A Administração da companhia avaliou estas alterações e, com base no texto vigente, estima não haver efeitos contábeis relevantes nas demonstrações contábeis consolidadas do exercício de Caixa e equivalentes de caixa Caixa e bancos Aplicações financeiras de curto prazo - No País Fundos de investimentos DI e operações compromissadas Outros fundos de investimentos No exterior Total das aplicações financeiras de curto prazo Total de caixa e equivalentes de caixa As aplicações financeiras no país são representadas por fundos de investimentos cujos recursos estão aplicados em títulos públicos federais. Na controladora são realizadas, ainda, aplicações em quotas do fundo de investimento em direitos creditórios (FIDC) do Sistema Petrobras. As aplicações no exterior são compostas de time deposits com prazos de até 3 meses e outros instrumentos de renda fixa de curto prazo, realizadas com instituições de primeira linha. 7. Títulos e valores mobiliários Para negociação Disponíveis para venda Mantidos até o vencimento Circulante Não circulante Os títulos para negociação referem-se principalmente a investimentos em títulos governamentais com prazos de vencimentos superiores a 90 dias e são apresentados no ativo circulante, pois consideram a expectativa de realização no curto prazo. Os títulos mantidos até o vencimento na incluem investimentos no FIDC-NP, conforme nota explicativa 19.2 e estão apresentados no ativo circulante. 8. Contas a receber 8.1. Contas a receber, líquidas Clientes Terceiros Partes relacionadas (Nota Explicativa 19) Investidas Recebíveis do setor elétrico Contas petróleo e álcool - STN Outras Perdas em créditos de liquidação duvidosa... (3.293) (2.967) (473) (412) Circulante Não circulante Movimentação das perdas em créditos de liquidação duvidosa Saldo inicial Adições (*) (**) Baixas (*)... (144) (410) (27) (277) Saldo final Circulante Não circulante (*) Inclui variação cambial sobre perdas em créditos de liquidação duvidosa constituída em empresas no exterior. (**) Reconhecido na demonstração de resultado como despesas com vendas Contas a receber vencidos - Terceiros Até 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 12 meses Acima de 12 meses Estoques Petróleo Derivados de petróleo Intermediários Gás Natural e GNL (*) Biocombustíveis Fertilizantes Materiais, suprimentos e outros Circulante Não circulante (*) GNL - Gás Natural Liquefeito Os estoques consolidados são apresentados deduzidos de provisão, no montante de R$ 205, para ajuste ao seu valor realizável líquido (R$ 184 em 2012), sendo estes ajustes decorrentes, principalmente, de oscilações nas cotações internacionais do petróleo e seus derivados. O montante acumulado reconhecido no resultado do exercício, como outras despesas operacionais, é apresentado na nota explicativa 26. Parcela dos estoques de petróleo e/ou derivados foi dada como garantia dos Termos de Compromisso Financeiro - TCF, assinados com a Petros, no valor de R$ (R$ em 2012), conforme nota explicativa Aquisições, vendas e incorporações de ativos Aquisição de ativos Araucária Nitrogenados S.A. Em 1º de junho de 2013, a Petrobras assumiu o controle da Araucária Nitrogenados S.A. (FAFEN-PR), cujo contrato para aquisição da totalidade das ações da empresa foi assinado com a Vale S.A. em 18 de dezembro de A operação foi aprovada pelo CADE em 15 de maio de O valor da operação foi de US$ 234 milhões e o pagamento à Vale será feito com a receita proveniente de arrendamento dos direitos minerários de titularidade da Petrobras em Sergipe. Está em andamento o processo de avaliação do valor justo dos ativos e passivos, que será concluído em até 12 meses após a assunção do controle da empresa. Na avaliação preliminar o valor justo dos ativos e passivos líquidos totalizou R$ 671, sendo apurado um ganho por compra vantajosa no valor de R$ 172. Este ganho foi registrado no resultado do exercício, no grupo de resultado de participações em investimentos e está sujeito a alteração até a conclusão do processo de avaliação pela compra. Termoaçu Em 14 de maio de 2013, a Petrobras celebrou contrato de compra de ações com a Neoenergia, referente a 23,13% de participação acionária na Termoaçu. A Petrobras passou a deter 100% do capital da investida após o fechamento da operação ocorrido com o cumprimento das condições precedentes: aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, efetivada em 14 de junho de 2013, anuência do Conselho Administrativo de Defesa Econômica - CADE, concedida em 17 de julho de 2013 e homologação do contrato de compra e venda de ações pelo Tribunal Arbitral, com a consequente extinção da Arbitragem, efetivada em 14 de agosto de O valor total da operação, considerando ajustes de preço, foi de R$ Venda de ativos Brasil PCH Em 14 de junho de 2013, a Petrobras celebrou contrato de compra e venda com a Cemig Geração e Transmissão S.A., que posteriormente cedeu esse contrato à Chipley SP Participações, para alienação da totalidade de sua participação acionária detida na Brasil PCH S.A., equivalente a 49% do capital votante, pelo valor de R$ 650, sem considerar os ajustes previstos no contrato. Em 14 de fevereiro de 2014, após atendidas todas as condições precedentes previstas em contrato, a Petrobras concluiu a operação de alienação pelo valor total de R$ 711, considerando os ajustes ao preço. Em decorrência da existência de condições precedentes, em 31 de dezembro de 2013 os ativos e passivos correspondentes, objetos da transação, foram classificados como mantidos para venda. Formação de joint venture para atuação na área de exploração e produção (E&P) no continente africano Em 14 de junho de 2013, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou o acordo celebrado entre a Petrobras International Braspetro B.V. (PIBBV), controlada da Petrobras, e a BTG PactuaI E&P B.V., empresa controlada pelo Banco BTG Pactual S.A., para a formação de uma joint venture para atuar na exploração e produção de óleo e gás na África, envolvendo ativos em Angola, Benin, Gabão, Namíbia, Nigéria e Tanzânia. Para constituição da joint venture, a BTG PactuaI E&P B.V. adquiriu 50% das ações da Petrobras Oil & Gas B.V. (PO&G), detidas pela PIBBV, pelo valor total de R$ 3.364, incluindo o adiantamento de R$ 78 pela aquisição dos ativos de Angola e Tanzânia. Com a efetivação desta operação em 28 de junho de 2013, o resultado líquido antes dos impostos auferido pela companhia foi de R$ 1.906, sendo classificado na demonstração de resultado em outras receitas (despesas) operacionais, conforme demonstrado a seguir: Valor de venda Valor contábil... (1.732) Resultado com alienação dos ativos (*) Remensuração ao valor justo dos ativos remanescentes Perda no valor recuperável em ativos de Angola e Tanzânia (**)... (1.202) (*) Resultado com alienação, exceto ativos de Angola e Tanzânia. (**) Decorrente do ajuste ao valor justo líquido de despesas de venda. Em decorrência da necessidade de aprovação da operação pelos governos de Angola e Tanzânia, em relação aos respectivos ativos situados nestes países, os saldos destes ativos foram classificados como mantido para venda até que as condições precedentes sejam atendidas e a operação seja efetivada. Considerando aestrutura societária eostermos do acordo de acionistas desta parceria, firmado em 28 de junho de 2013, o investimento da Petrobras na PO&G passou a ser classificado como empreendimento controlado em conjunto, deixando de ser consolidado.

15 Companhia Energética Potiguar Em 16 de agosto de 2013, a Petrobras celebrou com Global Participações Energia S.A. contrato de compra e venda para alienação da totalidade de sua participação acionária detida na Companhia Energética Potiguar, equivalente a 20% do capital votante, pelo valor total de R$ 23 já considerando os ajustes de preço previstos no contrato. A aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica - CADE foi ratificada em 25 de setembro de 2013 e o fechamento da operação ocorreu em 31 de outubro de Campo de Coulomb - EUA Em 16 de agosto de 2013, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a venda, pela Petrobras America Inc, controlada da Petrobras International Braspetro B.V. (PIBBV), de sua participação de 33% no campo de Coulomb, localizado no bloco Mississipi Canyon 613 (MC 613), pelo valor de R$ 418. A Shell Offshore Inc., operadora e detentora de 67% de participação no campo, exerceu seu direito de preferência na aquisição. Com a efetivação desta transação em 27 de setembro de 2013, o resultado líquido auferido pela companhia foi de R$ 277, após as deduções do ajuste de preço, conforme farm-out agreement, e os custos relacionados ao ativo. Innova S.A. Em 16 de agosto de 2013, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a alienação de 100% das ações de emissão da Innova S.A. para a Videolar S.A. e seu acionista majoritário, pelo valor de R$ 870, sujeito a ajuste de preço até o fechamento da operação. A transação foi aprovada pela Assembleia Geral Extraordinária em 30 de setembro de 2013 e sua conclusão está sujeita a determinadas condições precedentes, incluindo a aprovação do Conselho Administrativo de Defesa Econômica - CADE. Em decorrência das condições precedentes acima elencadas, em 31 de dezembro de 2013 os ativos e passivos correspondentes, objetos da transação, foram classificados como mantidos para venda. Bloco BC-10 - Parque das Conchas Em 16 de agosto de 2013, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a alienação da participação total no projeto offshore Parque das Conchas (Bloco BC-10), equivalente a 35% do consórcio e da participação na Tambá BV, fornecedora de equipamentos, pelo valor de US$ 1,54 bilhão. O contrato firmado com o Grupo Sinochem estabelecia algumas condições precedentes para a efetivação da venda, entre elas o exercício de direito de preferência dos sócios e a obtenção da aprovação da operação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) e pela Agencia Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP). Em 17 de setembro de 2013, a Shell e a ONGC Videsh exerceram seus direitos de preferência para a aquisição de 23% e 12% de participação, respectivamente. Após a aprovação da ANP e do CADE, a venda para os sócios foi concluída em 30 de dezembro de O resultado líquido auferido pela companhia foi de R$ Petrobras Colombia Limited (PEC) Em 13 de setembro de 2013, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a alienação de 100% das ações de emissão da Petrobras Colombia Limited (PEC), controlada da Petrobras International Braspetro B.V. (PIBBV), para a Perenco Colombia Limited, pelo valor de R$ 847, sujeito a ajuste de preço até o fechamento da operação. A conclusão da transação está sujeita a determinadas condições precedentes usuais, incluindo a aprovação da Agência Nacional de Hidrocarburos - ANH. Em decorrência das condições precedentes, em 31 de dezembro de 2013 os ativos e passivos correspondentes, objetos da transação, foram classificados como mantidos para venda. Blocos de Exploração - Uruguai Em 04 de outubro de 2013, a Diretoria Executiva da Petrobras aprovou a venda para a Shell, por R$ 40, da participação acionária de 40% que a Petrobras Uruguay Servicios y Operaciones S.A. (PUSO), controlada da Petrobras Uruguay S.A. de Inversión, possuía nas empresas Bizoy S.A. e Civeny S.A., detentoras respectivamente dos blocos exploratórios 3 e 4, localizados na Bacia de Punta Del Este, no Uruguai. A conclusão da transação está sujeita a determinadas condições precedentes, principalmente, a aprovação da operação pela Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland (ANCAP). Em decorrência das condições precedentes, os ativos e passivos correspondentes, objetos da transação, foram classificados como mantidos para venda. Petrobras Energia Peru S.A. Em 13 de novembro de 2013, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a venda, pela Petrobras de Valores Internacional de España S.L. (PVIE) e Petrobras Internacional Braspetro BV (PIB BV), de 100% das ações da Petrobras Energia Peru S.A. para a China National Petroleum Corporation (CNPC), pelo valor total de R$ 6.201, sujeito a ajuste de preço até o fechamento da operação. A conclusão da transação está sujeita a determinadas condições precedentes, incluindo a aprovação dos governos chinês e peruano, bem como à observância dos procedimentos previstos nos respectivos Joint Operating Agreement (JOA), quando aplicável. Em decorrência das condições precedentes, os ativos e passivos correspondentes, objetos da transação, foram classificados como mantidos para venda Ativos classificados como mantidos para venda Os ativos classificados como mantidos para venda e passivos correspondentes, classificados no ativo e passivo circulante da companhia, são compostos pelas seguintes classes e segmentos de negócio: Abastecimento Gás & Energia Inter nacional Outros Total Total E&P (*) Ativos classificados como mantidos para venda Imobilizado Contas a receber Estoques Investimentos Caixa e Equivalentes de Caixa Outros Passivos associados a ativos classificados como mantidos para venda Fornecedores... (60) (323) (383) Provisão para desmantelamento de área (70) (70) Financiamentos... (36) (1.398) (1.434) Outros... (53) (574) (627) (149) (2.365) (2.514) (*) Contempla perda no valor recuperável de ativos, conforme nota explicativa Incorporações, cisões e outras informações sobre ativos Cisão parcial da Petrobras International Finance Company S.A. - PifCo Em 16 de dezembro de 2013, a Assembleia Geral Extraordinária da Petrobras aprovou a cisão parcial da Petrobras International Finance Company S.A. PifCo, com versão da parcela cindida ao patrimônio da Petrobras, sem aumento de capital social. Em 12 de fevereiro de 2014, a Petrobras Global Finance B.V. (PGF), controlada indireta, adquiriu da Petrobras as ações remanescentes da PifCo, pelo montante de US$ 224 milhões (valor contábil em 31 de janeiro de 2014). Estes eventos não causaram efeitos sobre as demonstrações contábeis consolidadas da companhia. Incorporação de Controladas A Petrobras realizou no exercício de 2013 as seguintes incorporações de controladas ao seu patrimônio, sem aumento do seu capital, conforme a seguir: Data da Assembleia Geral Extraordinária/Razão Social: Em 30 de setembro de 2013: -Comperj Participações S.A. -Comperj Estirênicos S.A. -Comperj MEG S.A. -Comperj Poliolefinas S.A. - Sociedade Fluminense de Energia Ltda. (SFE) Em 16 de dezembro de 2013: -Refinaria Abreu e Lima S.A. (RNEST) -Companhia de Recuperação Secundaria (CRSec) - Petrobras International Finance Company (PIFCo) - parcela cindida Essas incorporações visam simplificar a estrutura societária da companhia, minimizar custos e capturar sinergias e não causaram efeitos sobre as demonstrações contábeis consolidadas da companhia. 11. Investimentos Investimentos diretos em subsidiárias, controladas, empreendimentos controlados em conjunto, operações em conjunto e coligadas () Principal segmento de atuação % de Participação direta da Petrobras % no Capital votante Patrimônio líquido (passivo a descoberto) Lucro líquido (prejuízo) do exercício País Subsidiárias e Controladas Petrobras Netherlands B.V. - PNBV... E&P 100,00% 100,00% Holanda Petrobras Distribuidora S.A. - BR... Distribuição 100,00% 100,00% Brasil Petrobras Gás S.A. - Gaspetro... Gás e Energia 100,00% 100,00% Brasil Petrobras Transporte S.A. - Transpetro... Abastecimento 100,00% 100,00% Brasil Petrobras International Braspetro - PIB BV... Internacional 88,12% 88,12% Holanda Petrobras Logística de Exploração e Produção S.A. - PB-LOG... E&P 100,00% 100,00% Brasil Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco S.A. - Citepe... Abastecimento 100,00% 100,00% (216) Brasil Petrobras Biocombustível S.A. - PBIO... Biocombustível 100,00% 100,00% (323) Brasil Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. - CLEP... E&P 100,00% 100,00% Brasil Companhia Petroquímica de Pernambuco S.A. - PetroquímicaSuape... Abastecimento 100,00% 100,00% (555) Brasil Petrobras International Finance Company - PifCo... Corporativo 100,00% 100,00% (1.132) (1.569) Luxemburgo Liquigás Distribuidora S.A.... Distribuição 100,00% 100,00% Brasil Araucária Nitrogenados S.A.... Gás e Energia 100,00% 100,00% 789 (45) Brasil Termomacaé Ltda.... Gás e Energia 99,99% 99,99% Brasil Termoaçu S.A.... Gás e Energia 100,00% 100,00% 691 (54) Brasil INNOVA S.A. (*)... Abastecimento 100,00% 100,00% Brasil 5283 Participações Ltda.... Internacional 100,00% 100,00% Brasil Breitener Energética S.A.... Gás e Energia 93,66% 93,66% 507 (1) Brasil Termobahia S.A.... Gás e Energia 98,85% 98,85% Brasil Termoceará Ltda.... Gás e Energia 100,00% 100,00% Brasil Arembepe Energia S.A.... Gás e Energia 100,00% 100,00% Brasil Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN... Gás e Energia 99,91% 99,91% Brasil Baixada Santista Energia S.A.... Gás e Energia 100,00% 100,00% Brasil Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII... E&P 99,00% 99,00% Brasil Energética Camaçari Muricy I Ltda.... Gás e Energia 100,00% 100,00% Brasil Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda.... Gás e Energia 100,00% 100,00% Brasil Braspetro Oil Services Company - Brasoil... E&P 100,00% 100,00% (69) (45) Ilhas Cayman Cordoba Financial Services GmbH... Corporativo 100,00% 100,00% 54 2 Austria Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro... Corporativo 99,95% 99,95% 30 3 Brasil Downstream Participações Ltda.... Corporativo 100,00% 100,00% (2) Brasil Operações em conjunto Fábrica Carioca de Catalizadores S.A. - FCC... Abastecimento 50,00% 50,00% Brasil Ibiritermo S.A.... Gás e Energia 50,00% 50,00% Brasil Empreendimentos controlados em conjunto Logum Logística S.A.... Abastecimento 20,00% 20,00% 283 (62) Brasil Brasil PCH S.A. (*)... Gás e Energia 49,00% 49,00% Brasil Cia Energética Manauara S.A.... Gás e Energia 40,00% 40,00% Brasil Petrocoque S.A. Indústria e Comércio... Abastecimento 50,00% 50,00% Brasil Brasympe Energia S.A.... Gás e Energia 20,00% 20,00% 83 6 Brasil Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS... Biocombustível 50,00% 50,00% 62 Brasil Refinaria de Petróleo Riograndense S.A.... Abastecimento 33,20% 33,33% 51 2 Brasil METANOR S.A. - Metanol do Nordeste... Abastecimento 34,54% 50,00% 49 4 Brasil Brentech Energia S.A.... Gás e Energia 30,00% 30,00% Brasil Companhia de Coque Calcinado de Petróleo S.A. - Coquepar... Abastecimento 45,00% 45,00% 46 (18) Brasil Eólica Mangue Seco 4 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A.... Gás e Energia 49,00% 49,00% 43 1 Brasil Eólica Mangue Seco 3 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A.... Gás e Energia 49,00% 49,00% 39 1 Brasil Eólica Mangue Seco 1 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A.... Gás e Energia 49,00% 49,00% 38 4 Brasil Eólica Mangue Seco 2 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A.... Gás e Energia 51,00% 51,00% 36 2 Brasil GNL do Nordeste Ltda.... Gás e Energia 50,00% 50,00% Brasil Coligadas Braskem S.A.... Abastecimento 36,20% 47,03% Brasil Fundo de Investimento em Participações de Sondas... E&P 4,59% 4,59% Brasil Sete Brasil Participações S.A.... E&P 5,00% 5,00% Brasil UTE Norte Fluminense S.A.... Gás e Energia 10,00% 10,00% Brasil UEG Araucária Ltda.... Gás e Energia 20,00% 20,00% Brasil Deten Química S.A.... Abastecimento 27,88% 27,88% Brasil Energética SUAPE II S.A.... Gás e Energia 20,00% 20,00% Brasil Termoelétrica Potiguar S.A. - TEP... Gás e Energia 20,00% 20,00% 84 Brasil Nitroclor Ltda.... Abastecimento 38,80% 38,80% 1 Brasil Bioenergética Britarumã S.A.... Gás e Energia 30,00% 30,00% Brasil (*) Investimentos classificados como mantidos para venda em 31 de dezembro de 2013, conforme nota explicativa 10.

16 11.2. Mutação dos investimentos () Saldo em Aquisição e aporte de capital Contribuição Adicional de Capital Reorganizações, redução de capital e outros Resultado de participação em investidas Outros resultados abrangentes Saldo em Dividendos Subsidiárias e controladas PNBV BR Distribuidora (667) Gaspetro (1.354) Transpetro (348) PIB BV (18) (422) PB-LOG (281) Citepe (216) PBIO (323) CLEP (45) PetroquímicaSuape (555) Liquigás (19) 859 Araucária Nitrogenados (44) Termomacaé Ltda (164) 747 Termoaçu (56) Participações (2) 462 (57) 518 Breitener (1) 475 Termobahia Termoceará (70) 334 Arembepe (6) 314 PBEN (37) 301 RNEST (19.698) (979) Innova (464) 57 (24) Outras Controladas (1.103) (190) 871 Operações em conjunto (569) 43 (22) 218 Empreendimentos controlados em conjunto (163) 12 9 (31) 374 Coligadas (507) (57) Total (21.173) (3.312) Subsidiárias, controladas, operações/empreendimentos em conjunto e coligadas Ágio Lucros não realizados da... (1.570) (1.143) Outros investimentos Total dos investimentos Investimentos () Investimentos avaliados por equivalência patrimonial Braskem S.A Petrobras Oil & Gas BV (i) Distribuidoras estaduais de gás natural Guarani S.A Petroritupano - Orielo Petrowayu - La Concepción Nova Fronteira Bionergia S.A Demais investidas do setor petroquímico Transierra S.A Petrokariña - Mata UEG Araucária Termoaçu S.A. (ii) Distrilec S.A. (iii) Demais empresas coligadas Outros investimentos (i) Empresa consolidada em 2012, conforme nota explicativa 10. (ii) Aquisição de controle em 2013, conforme notas explicativas 3.1 e 10. (iii) Participação alienada em janeiro de 2013 pela Petrobras Argentina S.A Investimentos em empresas com ações negociadas em bolsas Lote de mil ações Cotação em bolsa de valores (R$ por ação) Valor de mercado Empresa Tipo Controlada indireta Petrobras Argentina ON 1,87 1, Coligada Braskem ON 16,50 9, Braskem PNA 21,00 12, O valor de mercado para essas ações não reflete, necessariamente, o valor de realização de um lote representativo de ações Participação de acionistas não controladores O total da participação dos acionistas não controladores no patrimônio líquido da companhia é de R$ 1.394, dos quais R$ são atribuíveis aos acionistas não controladores da Petrobras Argentina S.A.. A seguir estão apresentadas suas informações contábeis sumarizadas: Petrobras Argentina Ativo circulante Ativo realizável a longo prazo Imobilizado Outros ativos não circulantes Passivo circulante Passivo não circulante Patrimônio líquido Receita operacional líquida Lucro líquido do exercício Caixa e equivalentes de caixa gerado (utilizado) no exercício... (86) 148 A Petrobras Argentina S.A. é uma empresa integrada de energia, com atuação principal na Argentina, e controlada indireta da Petrobras, por meio da PIBBV Informações contábeis resumidas de empreendimentos controlados em conjunto e coligadas A companhia investe em empreendimentos controlados em conjunto e coligadas no país e exterior, cujas atividades estão relacionadas àempresas petroquímicas, distribuidoras de gás, biocombustíveis, termoelétricas, refinarias e outras. As informações contábeis resumidas são as seguintes: 2013 Empreendimentos controlados em conjunto Coligadas País Exterior País Exterior Ativo Circulante Ativo Realizável a Longo Prazo Imobilizado Outros ativos não circulantes Passivo Circulante Passivo não circulante Patrimônio Líquido Participação dos Acionistas não Controladores Receita Operacional Líquida Lucro Líquido do Exercício Percentual de Participação - % a 83% 34 a 50% 5 a 49% 11 a 49% 12. Imobilizado Por tipo de ativos Terrenos, edificações e benfeitorias Equipamentos e outros bens Ativos em construção (*) Gastos c/ exploração e desenv. Produção de petróleo e gás (campos produtores) Total Total Saldo em 1º de janeiro Adições Constituição/revisão de estimativa de desmantelamento de áreas Juros capitalizados Combinação de negócios Baixas... (11) (119) (5.232) (215) (5.577) (5.151) Transferências (59.531) Depreciação, amortização e depleção.. (933) (12.985) (7.360) (21.278) (15.250) Impairment - constituição (****)... (42) (366) (77) (307) (792) (294) Impairment - reversão (****) Ajuste acumulado de conversão Saldo em 31 de dezembro de Custo Depreciação, amortização e depleção acumulada... (5.456) (83.658) (59.226) ( ) ( ) Saldo em 31 de dezembro de Adições Constituição/revisão de estimativa de desmantelamento de áreas... (1.431) (1.431) (1.958) Juros capitalizados Combinação de negócios Baixas... (9) (261) (5.285) (55) (5.610) (4.550) Transferências (***) (64.706) Depreciação, amortização e depleção.. (1.115) (16.241) (10.643) (27.999) (21.028) Impairment - constituição (****)... (26) (13) (193) (232) (119) Impairment - reversão (****) Ajuste acumulado de conversão Saldo em 31 de dezembro de Custo Depreciação, amortização e depleção acumulada... (6.703) ( ) (63.826) ( ) ( ) Saldo em 31 de dezembro de Tempo de vida útil médio ponderado 25 em anos... (25 a 40) (exceto terrenos) 20 (3 a 31) (**) Método da unidade produzida (*) Os saldos por área de negócio são apresentados na nota explicativa 30. (**) Contempla ativos de exploração e produção depreciados pelo método das unidades produzidas. (***) Inclui o montante de R$ , reclassificado do Ativo Intangível para o Imobilizado, em decorrência da declaração de comercialidade de áreas vinculadas ao Contrato de Cessão Onerosa (Franco e Sul de Tupi), conforme descrito na nota explicativa 13, assim como o montante relativo à desconsolidação da PO&G (R$4.898) e valores transferidos para o ativo circulante, classificados como mantidos para venda, conforme nota explicativa 10. (****) Reconhecido na demonstração de resultado como outras despesasoperacionais. Em 31 de dezembro de 2013, o imobilizado do e da inclui bens decorrentes de contratos de arrendamento que transfiram os benefícios, riscos e controles no montante de R$ 202 e de R$ , respectivamente (R$ 208 e R$ em 31 de dezembro de 2012) Abertura por tempo de vida útil estimada - Edificações e benfeitorias, equipamentos e outros bens Vida útil estimada Custo Depreciação Acumulada Saldo em 2013 até 5 anos (7.636) anos (23.190) anos (978) anos (20.504) anos (11.729) anos (9.387) anos em diante (10.635) Método da Unidade Produzida (23.290) ( ) Edificações e benfeitorias (6.703) Equipamentos e outros bens ( )

17 13. Intangível Por tipo de ativos Softwares Direitos e Concessões Adquiridos Saldo em 1º de janeiro de Adição Juros capitalizados Baixa... (229) (3) (6) (238) (231) Transferências... (166) 23 (198) (28) (369) (257) Amortização... (91) (119) (278) (488) (360) Impairment - reversão (***) Ajuste acumulado de conversão Saldo em 31 de dezembro de Custo Amortização acumulada... (831) (1.077) (1.772) (3.680) (2.524) Saldo em 31 de dezembro de Adição Juros capitalizados Baixa... (171) (3) (7) (181) (138) Transferências (**)... (50.467) (30) (26) (39) (50.562) (50.474) Amortização... (82) (99) (287) (468) (336) Impairment - constituição (***)... (1.139) (1.139) Ajuste acumulado de conversão Saldo em 31 de dezembro de Custo Amortização acumulada... (990) (1.091) (2.217) (4.298) (2.829) Saldo em 31 de dezembro de Tempo de vida útil estimado - anos.. (*) 5 5 Indefinida Desenvolvidos Internamente Ágio com expectativa de rentabilidade futura goodwill Total Total (*) Ver nota explicativa 3.9 (Ativo Intangível). (**) Inclui o montante de R$ , reclassificado do Ativo Intangível para o Imobilizado, em decorrência da declaração de comercialidade de áreas vinculadas ao Contrato de Cessão Onerosa (Franco e Sul de Tupi), conforme descrito abaixo, e o montante relativo à desconsolidação da PO&G (R$1.244), conforme nota explicativa 10. (***) Reconhecido na demonstração de resultado como outras despesas operacionais. Em 19 de dezembro de 2013, a Petrobras apresentou à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a declaração de comercialidade das áreas de Franco e Sul de Tupi, localizadas no pré-sal da Bacia de Santos. Foram constatados nas fases exploratórias os volumes contratados por meio da Cessão Onerosa para as áreas de Franco (atual campo de Búzios), de 3,058 bilhões de barris de óleo equivalente, e de Sul de Tupi (atual campo de Sul de Lula), de 128 milhões de barris de óleo equivalente. Com a declaração de comercialidade, os valores pagos à União na aquisição das áreas de Franco e Sul de Tupi, nos montantes de R$ e R$ 1.768, respectivamente, foram reclassificados do Ativo Intangível para o Imobilizado, conforme prática descrita na nota explicativa 3.9. Esses valores serão objeto da revisão do Contrato de Cessão Onerosa, conforme descrito na nota explicativa Direito de exploração de petróleo - Cessão Onerosa Em 31 de dezembro de 2013, o Ativo Intangível da companhia inclui o montante de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012),vinculado ao Contrato de Cessão Onerosa, líquido da transferência para Ativo Imobilizado dos valores pagos na aquisição dos blocos de Franco (atual Campo de Búzios) e Sul de Tupi (atual Campo de Sul de Lula), conforme nota explicativa O Contrato de Cessão Onerosa foi celebrado em 2010 entre a Petrobras e a União (cedente), tendo a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP como reguladora e fiscalizadora, refere-se ao direito de exercer atividades de pesquisa e lavra de petróleo,de gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos localizados em blocos na área do Pré-Sal (Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Entorno de Iara, Sul de Guará e Sul de Tupi), limitado à produção de cinco bilhões de barris equivalentes de petróleo em até 40 (quarenta) anos, renováveis por mais 05 (cinco), sob determinadas condições. O contrato estabelece que, imediatamente após a declaração de comercialidade de cada área, serão iniciados os procedimentos de revisão, que deverão estar baseados em laudos técnicos independentes. A conclusão da revisão do Contrato de Cessão Onerosa será realizada após a data da última declaração de comercialidade. Caso a revisão determine que os direitos adquiridos alcancem um valor maior que o inicialmente pago, a companhia poderá pagar a diferença à União ou reduzir proporcionalmente o volume total de barris adquiridos nos termos do contrato. Se a revisão determinar que os direitos adquiridos resultem em valor menor que o inicialmente pago pela companhia, a União reembolsará a diferença, em moeda corrente ou títulos, sujeito às leis orçamentárias. Quando os efeitos da referida revisão tornarem-se prováveis e mensuráveis, a companhia efetuará os respectivos ajustes nos preços de aquisição. Adicionalmente, o contrato prevê um programa exploratório obrigatório para cada um dos blocos e compromissos mínimos de aquisição de bens e serviços de fornecedores brasileiros nas fases de exploração e desenvolvimento da produção, os quais serão objeto de comprovação junto à ANP. No caso de descumprimento, a ANP poderá aplicar sanções administrativas e pecuniárias, conforme regras previstas no contrato. Os resultados obtidos até o momento vêm corroborando as expectativas com relação ao potencial de produção das áreas e a Petrobras dará continuidade às atividades e aos investimentos previstos no contrato Devolução à ANP de áreas na fase de exploração No exercício de 2013, os direitos sobre os blocos exploratórios devolvidos para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP totalizaram R$ 131 (R$ 221 em 2012) e são os seguintes: Blocos - Concessão exclusiva da Petrobras: - Bacia de Campos: C-M-95; C-M-96; C-M-119; C-M-120; C-M-403; - Bacia do Espírito Santo: ES-M-523; - Bacia do Parecis: PRC-T-104; PRC-T-105; - Bacia de Solimões: SOL-T-150; SOL-T-173. Blocos em parceria (devolvidos pela Petrobras ou pelos seus operadores): - Bacia do Ceará: BM-CE-1; - Bacia de Camamu Almada: CAL-M-120; CAL-M-186; - Bacia de Campos: C-M-593; - Bacia do Espírito Santo: ES-M-588; ES-M-590; ES-M-592; ES-M-663; - Bacia do Paraíba-Pernambuco: PEPB-M-837; - Bacia do Potiguar: POT-T-699; POT-T-745; POT-T-774; - Bacia de São Francisco: SF-T-101; SF-T-102; SF-T-111; SF-T-112; - Bacia de Santos: S-M-172; S-M-674; S-M Devolução à ANP de campos de petróleo e gás natural, operados pela Petrobras Durante o exercício de 2013, foram devolvidos os seguintes Campos à Agência Nacional do Petróleo - ANP: Coral, Carataí, Corruíra, Biquara, Guaiúba, Iraí, Dentão, Acauã Leste, Guajá e Noroeste do Morro Rosado Concessão de serviços de distribuição de gás natural canalizado Em 31 de dezembro de 2013, o ativo intangível inclui contratos de concessão de distribuição de gás natural canalizado no Brasil, no total de R$ 537, com prazos de vencimentos entre 2029 e 2043, podendo ser prorrogado. As concessões prevêem a distribuição para os setores industrial, residencial, comercial, veicular, climatização, transportes e outros. A remuneração pela prestação de serviços consiste, basicamente, na combinação de custos e despesas operacionais e remuneração do capital investido. As tarifas cobradas pelo volume de gás distribuído estão sujeitas a reajustes e revisões periódicas com o órgão regulador estadual. Ao final das concessões, os contratos prevêem indenização à companhia dos investimentos vinculados a bens reversíveis, conforme levantamentos, avaliações e liquidações a serem realizadas com o objetivo de determinar o valor. 14. Redução ao valor recuperável dos ativos (Impairment) Imobilizado e Intangível Na avaliação de recuperabilidade das Unidades Geradoras de Caixa - UGC é utilizado o método do Valor em Uso a partir de projeções que consideram: a vida útil estimada do conjunto de ativos que compõem a UGC; premissas e orçamentos aprovados pela administração da companhia; e taxa de desconto pré-imposto, que deriva da metodologia de cálculo do custo médio ponderado de capital (WACC). A companhia realizou avaliação de recuperabilidade da UGC Distribuição, que contempla saldo de ágio por expectativa de rentabilidade futura, com a utilização do Valor em Uso e constatou a não existência de perdas por impairment. Os fluxos de caixa futuros consideraram: horizonte de projeção de 17 anos, com perpetuidade sem crescimento; premissas e orçamentos aprovados pela administração da companhia; e taxa de desconto pré-imposto, que deriva da metodologia do WACC. Em 2013, as avaliações de recuperabilidade dos ativos indicaram as seguintes perdas e/ou reversões, reconhecidas em outras despesas operacionais, na demonstração de resultado do exercício: Exploração e Produção: A avaliação de recuperabilidade dos ativos resultou no reconhecimento de perdas por impairment, que estão relacionadas, principalmente, a campos de produção petróleo e gás natural no Brasil (R$ 132), sob o regime de concessão, que encontram-se em estágio de maturidade de sua vida útil. A viabilização de projetos e a implementação de programas de eficiência operacional e otimização de custos operacionais em UGC s, resultaram na reversão de impairment relacionado a campos de petróleo e gás natural no Brasil, sob regime de concessão (R$ 268). Internacional: A avaliação de recuperabilidade dos ativos gerou uma perda de R$ 26 proveniente, principalmente, de campos de exploração e produção nos EUA, representando a totalidade do saldo contábil dos blocos de Garden Banks 200 e 201, que estão em estágio acentuado de maturidade e final da vida útil econômica. Reconhecimento de perda por impairment no valor de R$ 1.202, decorrente de ajuste do valor contábil ao valor justo, líquido de custos de venda, dos ativos de exploração e produção em Angola e Tanzânia, em razão de sua classificação como mantidos para venda, conforme nota explicativa Investimento em coligadas e em empreendimentos controlados em conjunto (incluindo ágio por expectativa de rentabilidade futura) Nas avaliações de recuperabilidade dos investimentos em coligadas e empreendimentos em conjunto, incluindo ágio por expectativa de rentabilidade futura, foi utilizado o método do Valor em Uso, a partir de projeções que consideraram: horizonte de projeção do intervalo de 5 a 12 anos, com perpetuidade sem crescimento; premissas e orçamentos aprovados pela administração da companhia; e taxa de desconto préimposto, que deriva da metodologia do WACC. Os resultados das referidas avaliações não indicaram a existência de perdas por impairment. A seguir são apresentados os principais investimentos em coligadas e empreendimentos em conjunto que contemplam ágio por expectativa de rentabilidade futura: Investimento Segmento Taxa de desconto pré imposto (moeda constante) Valor em uso Valor contábil Braskem S.A.... Abastecimento 16% Distribuidoras estaduais de gás natural... Gás e Energia 7 a 14% Guarani S.A.... Biocombustíveis 9% Investimento em coligada com ações negociadas em bolsas de valores (Braskem S.A.): A Braskem é uma companhia de capital aberto, com ações negociadas em bolsas de valores no Brasil e no exterior. Com base nas cotações de mercado no Brasil, em 31 de dezembro de 2013, a participação da Petrobras nas ações ordinárias (47% do total) e nas ações preferenciais (22% do total) da Braskem, foi avaliada em R$ Entretanto, apenas aproximadamente 3% das ações ordinárias dessa investida são de titularidade de não signatários do Acordo de Acionistas e sua negociação é extremamente limitada. Caso as ações ordinárias tivessem sido avaliadas à mesma cotação das ações preferenciais, o valor de mercado da participação da Petrobras na Braskem teria sido de R$ Considerando a relação operacional entre a Petrobras e a Braskem, o teste recuperabilidade do investimento nessa coligada foi realizado com base em seu valor em uso, proporcional à participação da companhia no valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados da Braskem, representando fluxos futuros de dividendos e outras distribuições da investida. As avaliações de recuperabilidade não indicaram a existência de perdas por impairment. As principais estimativas utilizadas nas projeções de fluxo de caixa para determinar o valor em uso da Braskem, foram: i) taxa de câmbio média estimada de R$ 2,23 para US$1,00 em 2014 (convergindo para R$ 1,87 a longo prazo); ii) cotação do Brent de US$105,00 em 2014, reduzindo para US$ 95,00 a longo prazo; iii) projeção de preços das matérias-primas e petroquímicos refletindo as tendências internacionais; iv) evolução das vendas de produtos petroquímicos, estimada com base no crescimento do produto interno bruto -PIB (brasileiro e global); e v) aumento na margem EBITDA, acompanhando o ciclo de crescimento da indústria petroquímica nos próximos anos, com queda no longo prazo Ativos classificados como mantidos para venda Em decorrência da aprovação da administração da companhia para alienação das sondas de perfuração PI, PIII, PIV e PXIV, a avaliação destes ativos ao valor justo resultou no reconhecimento de perdas por impairment na área de Exploração e Produção, no montante de R$ Atividades de exploração e avaliação de reserva de petróleo e gás As atividades de exploração e avaliação abrangem a busca por reservas de petróleo e gás natural desde a obtenção dos direitos legais para explorar uma área específica até a declaração da viabilidade técnica e comercial das reservas. As movimentações dos custos capitalizados relativos aos poços exploratórios e os saldos dos valores pagos pela obtenção dos direitos e concessões para exploração de petróleo e gás natural, ambos diretamente relacionados à atividades exploratórias em reservas não provadas, são apresentadas na tabela a seguir: Custos exploratórios reconhecidos no Ativo (*) Imobilizado Saldo inicial Adições Baixas... (2.754) (5.439) Transferências (***)... (9.056) (5.137) Ajustes acumulados de conversão... (11) 371 Saldo final Intangível (**) Total dos custos exploratórios reconhecidos no ativo (*) Líquido de valores capitalizados e subsequentemente baixados como despesas no mesmo período. (**) Saldos decorrentes principalmente dos direitos de exploração vinculados ao contrato de Cessão onerosa, conforme descrito na nota explicativa (***) Inclui o montante de R$ 1.523, relativo à desconsolidação da PO&G, conforme nota explicativa 10. Os custos exploratórios reconhecidos no resultado e os fluxos de caixa vinculados às atividades de avaliação e exploração de petróleo e gás natural estão demonstrados abaixo: Custos exploratórios reconhecidos no resultado Despesas com geologia e geofísica Projetos sem viabilidade econômica (inclui poços secos e bônus de assinatura) Outras despesas exploratórias Total das despesas Caixa utilizado nas atividades Operacionais Investimentos Total Tempo de capitalização O quadro a seguir apresenta os custos e o número de poços exploratórios capitalizados por tempo de existência, considerando a data de conclusão das atividades de perfuração. Demonstra, ainda, o número de projetos para os quais os custos de poços exploratórios estejam capitalizados por prazo superior a um ano:

18 Custos exploratórios capitalizados por tempo de existência (*) Custos de prospecção capitalizados até um ano Custos de prospecção capitalizados acima de um ano Saldo final Número de projetos cujos custos de prospecção foram capitalizados por prazo superior a um ano Número de poços e anos anteriores Saldo Total (*) Não contempla os custos para obtenção de direitos e concessões para exploração de petróleo e gás natural. Do total de R$ para 86 projetos que incluem poços em andamento por mais de um ano desde a conclusão das atividades de perfuração, R$ referem-se a poços localizados em áreas em que há atividades de perfuração já em andamento ou firmemente planejadas para o futuro próximo e cujo Plano de Avaliação foi submetido à aprovação da ANP, e R$ foram incorridos em custos referentes às atividades necessárias à avaliação das reservas e o possível desenvolvimento das mesmas. 16. Fornecedores Passivo circulante Terceiros País Exterior Partes relacionadas (nota explicativa 19) Financiamentos Os empréstimos e financiamentos se destinam ao desenvolvimento de projetos de produção de petróleo e gás natural, à construção de navios e de dutos, bem como à construção e ampliação de unidades industriais, dentre outros usos diversos. As movimentações dos saldos de longo prazo dos financiamentos são apresentadas a seguir: Não Circulante No País Agência de Crédito à Exportação Mercado Bancário Mercado de Capitais Outros Total Total Saldo inicial em 1º de janeiro de Ajuste acumulado de conversão Adições de Financiamentos Juros incorridos no período Variações monetárias e cambiais Transferência de Longo Prazo para Curto Prazo... (1.999) (443) (30) (2.472) (425) Saldo final em 31 de dezembro de No Exterior Saldo inicial em 1º de janeiro de Ajuste acumulado de conversão Adições de Financiamentos Juros incorridos no período Variações monetárias e cambiais Transferência de Longo Prazo para Curto Prazo... (1.323) (1.634) (1.157) (167) (4.281) (1.611) Saldo final em 31 de dezembro de Saldo total em 31 de dezembro de Não Circulante No País Saldo inicial em 1º de janeiro de Ajuste acumulado de conversão... (6) (6) Adições de Financiamentos Juros incorridos no período Variações monetárias e cambiais Transferência de Longo Prazo para Curto Prazo... (21.348) (391) (27) (21.766) (18.944) Transferência para passivos associados a ativos mantidos para venda... (30) (30) Saldo final em 31 de dezembro de No Exterior Saldo inicial em 1º de janeiro de Ajuste acumulado de conversão Adições de Financiamentos Juros incorridos no período Variações monetárias e cambiais Transferência de Longo Prazo para Curto Prazo... (1.447) (2.826) (902) (91) (5.266) (26.804) Transferência para passivos associados a ativos mantidos para venda... (849) (849) Saldo final em 31 de dezembro de Saldo total em 31 de dezembro de Circulante Endividamento de Curto Prazo Parcela Circulante de Endividamento de Longo Prazo Juros Provisionados Informações sumarizadas sobre os financiamentos (passivo circulante e não circulante) Vencimento em até 1 ano 1 a 2 anos 2 a 3 anos 3 a 4 anos 4 a 5 anos 5 anos em diante Total (*) Valor justo Financiamentos em Reais (R$): Indexados a taxas flutuantes Indexados a taxas fixas Taxa média dos Financiamentos em Reais... 7,4% 7,8% 9,2% 8,7% 8,9% 8,8% 8,7% Financiamentos em Dólares (US$): Indexados a taxas flutuantes Indexados a taxas fixas Taxa média dos Financiamentos em Dólares... 3,1% 3,3% 3,1% 3,0% 3,1% 4,3% 3,7% Financiamentos em Reais indexados ao Dólar: Indexados a taxas flutuantes Indexados a taxas fixas Taxa média dos Financiamentos em Reais indexados ao Dólar... 5,2% 4,9% 6,7% 7,0% 7,0% 7,3% 7,1% Financiamentos em Libras ( ) Indexados a taxas fixas Taxa média dos Financiamentos em Libras... 5,6% 5,9% 5,9% Financiamentos em Ienes Indexados a taxas flutuantes Indexados a taxas fixas Taxa média dos Financiamentos em Ienes... 0,9% 0,9% 1,8% 0,8% 0,8% 1,2% Financiamentos em Euro Indexados a taxas fixas Taxa média dos Financiamentos em Euro... 4,4% 1,4% 1,4% 1,4% 4,9% 4,2% 4,4% Financiamentos Outras Moedas Indexados a taxas fixas Taxa média dos Financiamentos em outras moedas... 12,5% 15,3% 15,3% 14,0% Total em 31 de dezembro de Taxa média dos financiamentos... 3,6% 4,2% 4,6% 4,7% 4,3% 5,6% 5,0% Total em 31 de dezembro de (*) Em 31 de dezembro de 2013, o prazo médio de vencimento dos financiamentos é de 7,1 anos. A análise de sensibilidade dos instrumentos financeiros sujeitos à variação cambial é apresentada na nota explicativa 34.

19 17.2. Taxa média ponderada da capitalização de juros A taxa média ponderada dos encargos financeiros da dívida utilizada para capitalização de juros sobre o saldo de ativos em construção foi 4,5 % a.a. em 2013 (4,5 % a.a. em 2012) Captações - Saldo a utilizar a) No exterior Valor em US$ milhões Empresa Contratado Utilizado Saldo a utilizar PGT Petrobras b) No País Empresa Contratado Utilizado Saldo a utilizar Transpetro (*) Petrobras PNBV Liquigás (*) Foram assinados contratos de compra e venda de 49 navios e 20 comboios com 6 estaleiros nacionais no montante de R$ Garantias As instituições financeiras não requerem garantias para empréstimos e financiamentos concedidos à Petróleo Brasileiro S.A.. Excepcionalmente, existem financiamentos concedidos por instituições de fomento, tais como o BNDES, que estão garantidos pelos bens financiados. Operações financeiras realizadas por controladas, que contam com garantias corporativas da Petrobras, são apresentadas na nota explicativa 19.3 (Garantias Concedidas). Os empréstimos obtidos por Entidades Estruturadas estão garantidos pelos próprios ativos dos projetos, bem como por penhor de direitos creditórios e ações das entidades. 18. Arrendamentos mercantis Recebimentos/pagamentos mínimos de arrendamento mercantil financeiro (com transferência de benefícios, riscos e controles) Em 31 de dezembro de 2013 Recebimentos Mínimos Pagamentos Mínimos Pagamentos Mínimos em diante Recebimentos/pagamentos de compromissos estimados Menos montante dos juros anuais... (2.751) (646) (2.933) Valor presente dos recebimentos/pagamentos mínimos em diante Valor presente dos recebimentos/pagamentos mínimos Circulante Não circulante Em 31 de dezembro de Circulante Não circulante Em 31 de dezembro de Pagamentos mínimos de arrendamento mercantil operacional (sem transferência de benefícios, riscos e controles) em diante Em 31 de dezembro de Em 31 de dezembro de Em 2013, a companhia reconheceu despesas com arrendamento mercantil operacional no montante de R$ no e R$ na (em 2012, R$ no e R$ na ). Os arrendamentos mercantis operacionais incluem, principalmente, unidades de produção de petróleo e gás natural, sondas de perfuração e outros equipamentos de exploração e produção, navios, embarcações de apoio, helicópteros, terrenos e edificações. 19. Partes relacionadas Transações comerciais e outras operações As operações comerciais da Petrobras com suas subsidiárias, controladas, negócios em conjunto, entidades estruturadas consolidadas e coligadas são efetuadas a preços e condições normais de mercado. Em 31 de dezembro de 2013 e 31 de dezembro de 2012, não eram esperadas perdas na realização das contas a receber Por operação Resultado Receitas, principalmente de vendas Variações monetárias e cambiais líquidas... (3.121) Receitas (despesas) financeiras líquidas... (3.212) Ativo Não Ativo Total Contas a receber Contas a receber, principalmente por vendas Dividendos a receber Operações de mútuo Adiantamento para aumento de capital Valores vinculados à construção de gasoduto Outras operações Passivo Não Resultado Circulante circulante Circulante circulante 2013 Passivo Arrendamentos mercantis financeiros... (1.785) (5.897) (7.682) Financiamentos sobre operações de créditos... (990) (1.758) (2.748) Operações de mútuo... (26.274) (26.274) Pré-pagamento de exportação... (22.468) (12.019) (34.487) Fornecedores... (10.855) (10.855) Total Compras de petróleo, derivados e outras... (7.715) (7.715) Afretamento de plataformas... (2.399) (2.399) Adiantamento de clientes... (708) (708) Outros... (33) (33) Outras operações... (123) (123) Em (36.098) (46.071) (82.169) Em (20.478) (28.730) (49.208) Por empresa 2013 Ativo Passivo Resultado Circulante Não Circulante Total Circulante Não Circulante Total Subsidiárias e Controladas (*) BR Distribuidora (255) (21) (276) PIB BV (28.045) (40.051) (68.096) Gaspetro (1.952) (35) (1.987) PNBV (2.761) (2.761) Transpetro (779) (779) Fundo de Investimento Imobiliário... (459) (208) (1.291) (1.499) Petroquimica Suape Termoelétricas... (118) (115) (1.028) (1.143) CITEPE Cia Locadora de Equipamentos Petrolíferos... (163) (787) (787) Outras Controladas (186) (186) (35.088) (42.426) (77.514) Entidades estruturadas Nova Transportadora do Nordeste - NTN (124) (508) (632) Nova Transportadora do Sudeste - NTS... (3) (107) (494) (601) CDMPI... (77) (301) (1.675) (1.976) PDET Off Shore... (108) (198) (901) (1.099) (159) (730) (3.578) (4.308) Coligadas Empresas do Setor Petroquímico (222) (67) (289) Outras Coligadas (58) (58) (280) (67) (347) (36.098) (46.071) (82.169) (*) Inclui suas controladas e negócios em conjunto Taxas anuais de operações de mútuo As operações de mútuo são realizadas de acordo com as condições de mercado e legislação aplicável, conforme a seguir: Ativo Passivo Até 7% (24.555) (20.301) De 7,01% a 10%... (1.719) (1.461) De 10,01% a 13% Acima de 13% (26.274) (21.762) Fundo de investimento em direitos creditórios não padronizados - FIDC-NP A mantém recursos investidos no FIDC-NP que são destinados preponderantemente à aquisição de direitos creditórios performados e/ou não performados de operações realizadas por subsidiárias e controladas do Sistema Petrobras. Os valores investidos em títulos públicos do FIDC-NP estão registrados em caixa e equivalentes de caixa ou títulos e valores mobiliários, em função dos seus respectivos prazos de realização. As cessões de direitos creditórios performados estão classificadas como outros ativos circulantes, enquanto não compensados. As cessões de direitos creditórios não performados estão registradas como financiamentos no passivo circulante. Aplicações financeiras Títulos e valores mobiliários Cessões de direitos performados... (875) (1.068) Total classificado no ativo circulante Cessões de direitos não performados... (22.042) (9.060) Total classificado no passivo circulante... (22.042) (9.060) Receita Financeira FIDC-NP Despesa Financeira FIDC-NP... (1.393) (1.217) Resultado financeiro... (1.181) (415) Garantias concedidas A Petrobras tem como procedimento conceder garantias às subsidiárias e controladas para algumas operações financeiras realizadas no exterior. As garantias oferecidas pela Petrobras são efetuadas com base em cláusulas contratuais que suportam as operações financeiras entre as subsidiárias/controladas e terceiros, garantindo a compra da dívida em caso de inadimplência por parte das subsidiárias e controladas. As operações financeiras realizadas por estas subsidiárias egarantidas pela Petrobras apresentam os seguintes saldos a liquidar: Data de Vencimento das Operações PifCo PNBV PGF PGT TAG PB LOG Outros Total Total em diante Fundo de investimento no exterior de subsidiárias Em 31 de dezembro de 2013, uma controlada da PIB BV mantinha recursos investidos em fundo de investimento no exterior que detinha, entre outros, títulos de dívidas de outras empresas consolidadas pela Petrobras, relacionados principalmente aos projetos Gasene, Malhas, CDMPI, CLEP e Marlim Leste (P-53), equivalentes a R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012) Transações com empreeendimentos em conjunto, coligadas, entidades governamentais e fundos de pensão As transações significativas resultaram nos seguintes saldos: Resultado Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo Empreendimentos controlados em conjunto e coligadas Distribuidoras estaduais de gás natural Empresas do setor petroquímico Outros empreendimentos controlados em conjunto e coligadas Entidades governamentais Títulos públicos federais Bancos controlados pela União Federal... (4.258) (3.616) Setor Elétrico (nota explicativa 19.6) Contas petróleo e álcool - créditos junto a União Federal (nota explicativa 19.7) União Federal (Dividendos)... (38) Outros (227) (234) Planos de Pensão (12)

20 Os saldos estão classificados conforme a seguir: Resultado Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo Receitas, principalmente de vendas Variações monetárias e cambiais líquidas... (1.707) (2.117) Receitas (despesas) financeiras líquidas... (357) Ativo Circulante Não Circulante Passivo Circulante Não Circulante Recebíveis do setor elétrico Em 31 de dezembro de 2013, a companhia possuía recebíveis do setor elétrico no total de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012), dos quais R$ foram classificados no ativo não circulante. A companhia fornece combustível para usinas de geração termoelétrica, controladas diretas ou indiretas da Eletrobras, localizadas na região Norte do País. Parte dos custos do fornecimento de combustível para essas térmicas são suportados pelos recursos da Conta de Consumo de Combustível - CCC, gerenciada pela Eletrobras. Os pagamentos relativos ao fornecimento de combustível para os Produtores Independentes de Energia - PIE, empresas criadas com a finalidade de produzir energia exclusivamente para a Amazonas Distribuidora de Energia S.A. - AME, controlada direta da Eletrobras, dependem diretamente do repasse de recursos da AME para aqueles PIE. Em março de 2013 foi celebrado instrumento particular de confissão de dívida com a AME,tendo a Eletrobras como fiadora, no montante de R$ 850, a ser amortizado em 60 (sessenta) prestações mensais e sucessivas de R$ 14, corrigidas pela SELIC. Cobranças sistemáticas têm sido realizadas, resultando em pagamentos parciais. O saldo desses recebíveis era de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012), dos quais R$ estavam vencidos (R$ em 31 de dezembro de 2012). Adicionalmente, a companhia possui contratos com a AME de fornecimento de energia, firmados em 2005 pela controlada Breitener Energética S.A., cujas características configuraram um arrendamento mercantil financeiro das duas usinas termoelétricas, visto que os contratos determinam, entre outras condições, a transferência das usinas para AME ao final do contrato sem indenização (prazo de 20 anos). O saldo desses recebíveis era de R$ 419 (R$ 438 em 31 de dezembro de 2012), não havendo valores vencidos Contas petróleo e álcool - União Federal Em 31 de dezembro de 2013, o saldo da conta era de R$ 836 (R$ 835 em 31 de dezembro de 2012) e poderá ser quitado pela União por meio da emissão de títulos do Tesouro Nacional, de valor igual ao saldo final do encontro de contas com a União, de acordo com o previsto na Medida Provisória nº 2.181, de 24 de agosto de 2001, ou mediante compensação com outros montantes que a Petrobras porventura estiver devendo à União Federal, na época, inclusive os relativos a tributos ou uma combinação das operações anteriores. Visando concluir o encontro de contas com a União, a Petrobras prestou todas as informações requeridas pela Secretaria do Tesouro Nacional - STN - para dirimir as divergências ainda existentes entre as partes. Considerando-se esgotado o processo de negociação entre as partes, na esfera administrativa, a administração da companhia decidiu pela cobrança judicial do referido crédito, para liquidação do saldo da conta petróleo e álcool, tendo, para isto, ajuizado ação em julho de Remuneração da administração da companhia O Plano de Cargos e Salários e de Benefícios e Vantagens da Petrobras e a legislação específica estabelecem os critérios para todas as remunerações atribuídas pela companhia a seus empregados e dirigentes. As remunerações de empregados, incluindo os ocupantes de funções gerenciais, e dirigentes da Petrobras relativas ao mês de dezembro de 2013 e 2012 foram as seguintes: Expresso em reais Remuneração por empregado Menor remuneração , ,30 Remuneração média , ,22 Maior remuneração , ,65 Remuneração por dirigentes da Petrobras (maior) , ,59 As remunerações totais do pessoal chave da administração da Petrobras são apresentadas a seguir: Diretoria Estatutária Conselho de Administração Diretoria Total Estatutária Conselho de Administração Total Benefícios de curto prazo... 10,0 1,1 11,1 10,0 0,9 10,9 Benefícios de longo prazo (pós-emprego)... 0,7 0,7 0,6 0,6 Remuneração total... 10,7 1,1 11,8 10,6 0,9 11,5 Número de membros No exercício de 2013, os honorários de Diretores e Conselheiros no consolidado totalizaram R$ 59,3 (R$ 56,6 em 2012). 20. Provisões para desmantelamento de áreas Passivo não circulante Saldo inicial Revisão de provisão... (2.051) (2.176) Utilização por pagamentos... (1.092) (571) (1.062) (571) Atualização de juros Outros (*) (245) Saldo final (*) Inclui valores transferidos para o passivo circulante, classificados como mantidos para venda, conforme nota explicativa Tributos Imposto de renda e contribuição social Ativo circulante No País No exterior Passivo circulante No País No exterior Impostos e contribuições Ativo circulante Impostos no País: ICMS PIS/COFINS CIDE Outros impostos Impostos no exterior Ativo não circulante Impostos no País: ICMS diferido PIS e COFINS diferidos Outros Impostos no exterior Passivo circulante Impostos no País: ICMS PIS/COFINS CIDE Participação especial/royalties Imposto de renda e contribuição social retidos na fonte Outros Impostos no exterior Imposto de renda e contribuição social diferidos não circulante Os fundamentos e as expectativas para realização estão apresentados a seguir: a) A movimentação do imposto de renda e da contribuição social diferidos está apresentada a seguir: Imobilizado Empréstimos, contas a receber/pagar e financiamentos Arrendamentos mercantis financeiros Provisão para processos judiciais Juros sobre capital próprio Outros (*) Total Total Custo com prospecção Outros Prejuízos fiscais Estoques Em 1º de janeiro de 2012 (*)... (21.336) (4.132) (797) (1.583) (22.080) (23.326) Reconhecido no resultado do exercício... (4.542) (2.518) (235) (756) (2.222) (2.431) Reconhecido no patrimônio líquido Ajuste acumulado de conversão (6) (107) (392) (9) (455) (749) Outros... (27) (69) 54 (38) (17) Em 31 de dezembro de 2012 (*)... (25.905) (6.357) (1.202) (21.864) (22.708) Reconhecido no resultado do período... (5.500) (3.208) 644 (122) (1.718) (323) (1.413) Reconhecido no patrimônio líquido (3.501) (182) (1.045) Ajuste acumulado de conversão... (157) 12 (2) (58) (3) 1 (175) (382) Outros (192) (10) (18) (15) Em 31 de dezembro de (31.405) (9.385) (1.214) (20.559) (24.259) Impostos diferidos ativos Impostos diferidos passivos... (24.472) (22.708) Em 31 de dezembro de 2012 (*)... (21.864) (22.708) Impostos diferidos ativos Impostos diferidos passivos... (23.206) (24.259) Em 31 de dezembro de (20.559) (24.259) (*) Reapresentado, conforme nota explicativa 2.3. b) Realização do imposto de renda e da contribuição A Administração considera que os créditos fiscais diferidos ativos serão realizados na proporção da realização das provisões e da resolução final dos eventos futuros, ambos baseados em projeções efetuadas. Em 31 de dezembro de 2013, a expectativa de realização dos ativos e passivos fiscais diferidos é a seguinte: Imposto de Renda e CSLL diferidos, líquidos Ativos Passivos Ativos Passivos em diante Parcela registrada contabilmente País Exterior Parcela não registrada contabilmente Total Em 31 de dezembro de 2013, a companhia possuía créditos tributários no exterior não registrados no montante de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012) decorrentes de prejuízos fiscais acumulados, oriundos, principalmente, das atividades de exploração e produção de óleo e gás e refino nos Estados Unidos no valor de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012) e das empresas na Espanha no valor de R$ 1.271, cujo prazo de prescrição é de 20 anos, a partir da data de sua constituição. O quadro a seguir demonstra os prazos máximos para aproveitamento dos créditos tributários não registrados no exterior: em Ano diante Total Créditos tributários não registrados Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro A reconciliação dos tributos apurados conforme alíquotas nominais e o valor dos impostos registrados estão apresentados a seguir: Lucro antes dos impostos Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (9.572) (9.436) (8.439) (7.931) Ajustes para apuração da alíquota efetiva: Juros sobre capital próprio, líquidos Alíquotas diferenciadas de empresas no exterior Incentivos fiscais Prejuízos fiscais (669) Exclusões/(Adições) permanentes, líquidas (*)... (395) (1.107) Créditos de empresas no exterior em fase exploratória... (5) (4) Outros Despesa com imposto de renda e contribuição social... (5.148) (6.794) (1.413) (2.431) Imposto de renda e contribuição social diferidos... (323) (2.222) (1.413) (2.431) Imposto de renda e contribuição social correntes... (4.825) (4.572) (5.148) (6.794) (1.413) (2.431) Alíquota efetiva de imposto de renda e contribuição social 18,3% 24,5% 5,7% 10,4% (*) Inclui equivalência patrimonial.