Transportadora Associada de Gás S.A. CNPJ Nº 06.248.349/0001-23 Empresa do Sistema Petrobras

CNPJ Nº 06.248.349/0001-23 Empresa do Sistema Petrobras RELATÓRIO DE ADMINISTRAÇÃO 20 1. MENSAGEM DA PRESIDÊNCIA DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO Apresento-lhes o Relatório da Administração da - TAG referente ao Exercício Social de 20 com as realizações e os principais marcos da gestão da empresa, ressaltando a relevante geração de caixa no exercício, que totalizou R$ 1,5 bilhão de variação positiva no saldo final já descontados os R$ 729 milhões de dividendos pagos referente ao resultado do exercício anterior. Também, destaco o expressivo aumento do volume de gás natural entregue pela TAG ao mercado em 20, que teve a média anual elevada para 69,8 milhões de m 3 /d, representando uma variação positiva de 9,2% quando comparada à média de 2013. Tal crescimento, decorrente da maior geração termelétrica devido à crise hídrica, traduz a relevância da infraestrutura da TAG no cenário nacional. Operando com elevados níveis de confiabilidade e disponibilidade nas suas instalações, a TAG comprovou estar à altura de seus desafios. Em junho de 20, a TAG foi desvinculada da subsidiária GASPETRO tornando-se controlada direta da Petrobras. A partir de 15/12/20, a TAG passou a ter duas sociedades controladas com a aquisição da totalidade das ações das transportadoras NTN - Nova Transportadora do Nordeste S.A. e NTS - Nova Transportadora do Sudeste S.A. A aquisição destas empresas, que ocorreu através do exercício da opção da compra em nome da Petrobras, deverá gerar novos desafios e oportunidades no contexto da indústria brasileira de transporte de gás natural. Por outro lado, os investimentos, decrescentes em relação aos exercícios anteriores, totalizaram R$ 308 milhões, traduzindo o atual estágio de consolidação dos projetos de infraestrutura da TAG. Enfim, agradeço o apoio de todos os membros do Conselho de Administração e reconheço o comprometimento e dedicação dos diretores, dos gerentes e de toda a equipe de colaboradores da TAG para o alcance dos objetivos empresariais. Hugo Repsold Júnior Presidente do Conselho de Administração da TAG 2. A TAG A (TAG) tem a missão de atuar no segmento de transporte e armazenagem de gás natural por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros. Atualmente a atividade principal se concentra no transporte dutoviário de gás. A origem da (TAG) remonta a 2002, quando sua razão social era Transportadora de Gás Campinas-Cubatão S.A. (TCC). Em 2004, tornou-se Transportadora Amazonense de Gás S.A. (TAG) e, em 13 de dezembro de 2006, a razão social foi alterada para (TAG). Com a nova razão social e atendendo à diretriz da Petrobras de centralizar a gestão de todas as transportadoras em que a Petrobras Gás S.A. - GASPETRO S.A. detivesse 100% do capital social, a TAG incorporou, em 30 de janeiro de 2008, a Transportadora Nordeste e Sudeste S.A. (TNS) e a Transportadora Capixaba de Gás S.A. (TCG), em 18 de agosto de 2010, a Transportadora Urucu Manaus S.A. (TUM) e em 30 de janeiro de 2012, Transportadora Gasene S.A. Em 11/06/20, a TAG passou a ser uma empresa controlada direta da Petrobras, mediante a transferência das ações detidas pela Petrobras Gás S.A. - GASPETRO para a Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS. Em 15/12/20, seguindo recomendação do acionista controlador, a TAG adquiriu a totalidade das ações da Nova Transportadora do Sudeste S.A. - NTS e da Nova Transportadora do Nordeste S.A. - NTN. 2.1. GOVERNANÇA CORPORATIVA A estrutura de governança corporativa da TAG é composta por: Conselho de Administração Órgão de natureza colegiada, responsável pela orientação e direção superior da Companhia, com autonomia dentro de suas prerrogativas e responsabilidades, estabelecidas pela Lei nº 6.404/76 e pelo Estatuto Social. Tem como principais atribuições fixar as diretrizes estratégicas e supervisionar os atos de gestão da Diretoria. O Conselho é composto por quatro integrantes, sendo três representantes do acionista controlador e um representante indicado pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, todos eleitos em Assembleia Geral Ordinária para mandatos de três anos, permitida a reeleição. Conselho Fiscal Colegiado permanente e independente da Administração, como prevê a Lei das Sociedades por Ações, é composto por três membros, eleitos em Assembleia Geral Ordinária, com mandatos de um ano, permitida a reeleição, sendo dois representantes do acionista controlador e um representante indicado pela Secretaria do Tesouro Nacional do Ministério da Fazenda. Cabe ao Conselho Fiscal representar os acionistas na sua função fiscalizadora, acompanhando os atos dos administradores e verificando o cumprimento dos seus deveres legais e estatutários, bem como defender os interesses da Companhia e dos acionistas. Diretoria Exerce a gestão dos negócios da Companhia, em sintonia com a missão, os objetivos, as estratégias e as diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração. É composta pelo Diretor Superintendente e três diretores que são responsáveis pelas Áreas Comercial, Administrativo-Financeira e Técnico-Operacional. Os diretores são eleitos pelo Conselho de Administração para mandatos de três anos e é permitida a reeleição. Auditoria Interna Subordinada diretamente ao Conselho de Administração, é responsável por planejar e executar as atividades de auditoria interna com objetivo de apoiar a Alta Administração na manutenção de uma estrutura de controles internos adequada para o desenvolvimento eficiente das operações, reduzir exposição a riscos e atender solicitações de órgãos externos de controle. A Companhia se vale também de Auditoria Externa, escolhida pelo Conselho de Administração e impedida de prestar serviços de consultoria durante a vigência do contrato. 3. PLANEJENTO ESTRATÉGICO, MISSÃO, VISÃO E VALORES A estratégia corporativa e os planos de ação de curto e de longo prazo são conduzidos de acordo com o Plano de Negócios e Gestão do Sistema Petrobras. Missão: Assegurar o transporte de gás natural com segurança, confiabilidade e rentabilidade. Visão: Ser reconhecida pela excelência na gestão do transporte de gás natural. Valores: ÉTICA Atuamos com profissionalismo e respeito, prezando por princípios morais e comportamentais que estejam alinhados com as melhores práticas empresariais, conforme o Código de Ética e o Guia de Conduta do Sistema Petrobras. SUSTENTABILIDADE Atuamos de forma sustentável, observando as melhores práticas de responsabilidade social, gestão ambiental e desenvolvimento econômico. PESSOAS Valorizamos o ser humano, mantendo um ambiente de trabalho propício ao desenvolvimento de novas ideias, estimulando a criatividade e o engajamento. RESULTADO 4. GESTÃO EMPRESARIAL 4.1. NEGÓCIO Atuamos com foco no resultado, realizando uma eficiente gestão de infraestrutura de transporte de gás com total comprometimento e responsabilidade. Os principais objetivos do corpo gestor da TAG são: proporcionar uma estável geração de caixa e remunerar os acionistas, através de uma gestão que privilegia a operação com confiabilidade e segurança dos seus bens e colaboradores. A conquista destes objetivos é alcançada através da aplicação de uma Gestão Empresarial que prioriza: A excelência nos serviços prestados; A integridade e segurança de operação no transporte de gás; A execução dos projetos nos prazos, qualidade e custos previstos; A eficiência e a disciplina de capital na gestão; A manutenção da prioridade no crescimento orgânico, mas atento às oportunidades dentro do segmento de transporte de gás; As melhores práticas de RH. Com um faturamento anual bruto de R$ 6.840 milhões, EBITDA R$ 5.164 milhões e ativos da ordem de R$ 24,6 bilhões a TAG se consolida como a maior transportadora de gás do Brasil e uma das maiores empresas do Sistema Petrobras. Buscando a excelência em custos e a eficiência administrativa e operacional, a TAG conta com um corpo funcional reduzido, composto por gerentes e coordenadores com reconhecida experiência em suas áreas de atuação, além de manter contrato próprio de suporte à atividades administrativas. Além disso, a TAG captura sinergias com a estrutura do Sistema Petrobras, por intermédio de contrato de compartilhamento de custos, abrangendo processos de contabilidade, tributário, assessoria jurídica, execução financeira, infraestrutura e tecnologia da informação. A Companhia utiliza o Sistema Integrado de Gestão Empresarial, através de uma ferramenta reconhecida no mercado como modelo para integração de processos e gestão de dados. A gestão operacional é efetuada: a) pela Transpetro, contratada pela TAG para operar sua infraestrutura (inclusive as unidades de compressão próprias), realizando a movimentação e entrega do gás natural; e b) por empresas contratadas para prestação de serviço de compressão de gás natural, operando sistemas locados junto a terceiros, atuando conforme demanda. Através do sistema BDEMQ GAS (Banco de Dados de Estoque, Movimentação e Qualidade) é possível o acompanhamento e certificação do volume diário movimentado. Em complemento ao sistema BDEMQ GAS, o sistema SAGa (Sistema de Alocação de Gás), permite a distribuição dos volumes entre os diversos pontos de recepção e entrega de gás, proporcionando maior controle operacional e facilidade no faturamento. A integração entre os sistemas SAGa e BDEMQ GAS possibilita o compartilhamento das informações de volumes medidos. 4.2. RECURSOS HUMANOS A TAG encerrou o ano de 20 contando com o efetivo de 35 colaboradores, todos cedidos por empresas do Sistema Petrobras. Atuando em um Modelo de Gestão Matricial, onde o suporte das atividades é fornecido pelo Sistema Petrobras, as pessoas que compõem a empresa possuem perfil profissional e gerencial fundamentais à viabilização de objetivos empresariais neste Modelo de Gestão. O Desenvolvimento de Recursos Humanos da TAG privilegia a formação e capacitação gerenciais e está diretamente ligado às estratégias da Área de Gás & Energia da Petrobras. A TAG adota as políticas e orientações corporativas de Recursos Humanos da Petrobras, seguindo o Código de Ética do Sistema e o Guia de Conduta da Petrobras. 4.3. SEGURANÇA, MEIO BIENTE E SAÚDE A atuação com responsabilidade ambiental e social é premissa operacional tanto na manutenção das operações como também no desenvolvimento de novos ativos. A TAG busca, permanentemente, a excelência operacional, respeitando os mais rigorosos padrões de segurança, além de buscar mitigar ao máximo os impactos ambientais e sociais negativos, bem como potencializar os positivos. A cada novo empreendimento, estudos e programas são desenvolvidos nas regiões de influência visando identificar e avaliar os impactos nas comunidades, na fauna, na flora, no solo, nos recursos hídricos e no ar, além de propor medidas para eliminar, minimizar ou compensar os impactos negativos, enfatizando a integração do empreendimento à localidade. Dentre esses, destacamos: Elaboração de Estudo de Análise de Risco e de Estudo de Impacto Ambiental Estes estudos permitem a identificação dos riscos e dos impactos resultantes da instalação e operação de um dado empreendimento. Após a identificação destes são desenvolvidos programas e atividades que visam eliminar, mitigar e gerenciar os impactos e os riscos detectados. Programa de Monitoramento de Fauna O programa visa o monitoramento sistemático da fauna, permitindo a avaliação dos impactos e das alterações geradas no ecossistema pela implantação e operação do empreendimento. Programa de Comunicação Social Busca estabelecer uma ligação permanente entre a TAG e as comunidades vizinhas ao empreendimento, consolidando um fluxo de comunicação contínuo e permanente com os diferentes públicos do empreendimento, reduzindo as dúvidas e problemas relacionados à implantação e operação do empreendimento. Programa de Educação Ambiental Visa desenvolver ações educativas nas comunidades locais e com a força de trabalho, formuladas através de um processo participativo, difundindo novos hábitos e valores ambientalmente corretos. Projeto de Reposição Florestal O projeto de reposição florestal tem como objetivo compensar a supressão de vegetação, reconstituindo, desta forma, a mata com espécies nativas. Também são observadas e integram como itens a serem cumpridos pelos fornecedores de serviço os seguintes programas nas atividades diárias realizadas nos diversos ativos, zelando pelo bem estar do empregado, sua segurança, saúde e meio ambiente: 1. Programa de Prevenção de Riscos Ambientais - PPRA, 2. Programa de Controle Médico e Saúde Ocupacional - PCMSO, 3. Programa de Condições e Meio Ambiente do Trabalho na Indústria da Construção - PCMAT e 4. Plano de Emergência Médica e Primeiros Socorros - PEMPS 4.4. INSERÇÃO DIGITAL E INTEGRAÇÃO SOCIAL Colaborando com a Rede Nacional do Plano Nacional de Banda Larga - PNBL e facilitando a inserção digital das comunidades ao longo do trajeto dos gasodutos, a TAG e a Telecomunicações Brasileiras S.A. - TELEBRAS mantêm contrato de locação de Fibras Óticas instaladas ao longo dos gasodutos. 4.5. MANUTENÇÃO E INTEGRIDADE As atividades de manutenção e inspeção necessárias para garantir a confiabilidade, disponibilidade, integridade estrutural e segurança operacional da infraestrutura existente de transporte de gás natural (gasodutos, pontos de entrega, estações de compressão e demais instalações) são realizadas pela TRANSPETRO, contratada da TAG para operar e manter os ativos. O planejamento e execução de tais atividades são gerenciados e controlados pelo módulo PM do Sistema SAP R/3 e se baseiam na legislação existente, nas normas e regulamentos nacionais e internacionais aplicados à indústria dutoviária, nas recomendações dos fabricantes dos equipamentos e nas melhores práticas de engenharia, manutenção e integridade. A TAG acompanha a efetividade destas atividades por meio de auditorias técnico-operacionais, relatórios técnicos emitidos pela TRANSPETRO, reuniões periódicas e acompanhamento de indicadores. Tendo adequado suas atividades e controles às prescrições do Regulamento Técnico de Dutos Terrestres (RTDT) da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a TAG recebeu duas vistorias em 20 desta Agência nos estados do Espírito Santo e Bahia, com visita aos ativos e auditoria dos processos e controles para verificar a conformidade com o Regulamento (RTDT). Em ambas, nos aspectos atinentes à manutenção e inspeção, não foi identificada nenhuma não conformidade. 4.6. MEDIÇÃO E QUALIDADE No ano de 20 foi iniciada a campanha de calibração dos medidores ultrassônicos instalados nos diversos sistemas de medição de transferência de custódia em laboratórios no exterior, já tendo sido concluída a calibração de 17 equipamentos e outros 16 equipamentos com a calibração em andamento. Foram realizadas cinco auditorias no Sistema de Medição de Volume e Qualidade de Gás Natural das quais quatro foram em campo (Malha Nordeste Meridional, Nordeste Setentrional, Espírito Santo e Rio de Janeiro/Minas Gerais) e uma foi realizada na sede da TRANSPETRO. O objetivo das auditorias foi avaliar os sistemas de medição de volumes e da qualidade do gás nos pontos de transferências de custódia e sua conformidade com os requisitos da Portaria Conjunta ANP/INMETRO Nº 1/2000, Resolução Conjunta ANP/INMETRO Nº 1/2013, da Resolução ANP Nº 16/2008, dos requisitos contratuais e das normas técnicas aplicáveis. 4.7. LICENCIENTO BIENTAL O processo de licenciamento ambiental tem como objetivo permitir o desenvolvimento das atividades da companhia em conformidade com a legislação vigente, cumprindo os preceitos legais e regulamentares durante todo ciclo de vida da instalação. Nos últimos anos, a TAG passou por um processo de expansão da sua malha dutoviária, exigindo uma atuação da companhia nas esferas federal e estadual, a depender do órgão ambiental competente pelo licenciamento do empreendimento. A obtenção das Licenças Ambientais não representa apenas a conformidade legal do empreendimento junto aos órgãos licenciadores, mas atesta, também, a viabilidade ambiental do mesmo. Ao longo de 20 foram obtidas as licenças ambientais abaixo discriminadas para novas instalações da TAG: Licença de Instalação e Ampliação - PE Estação km 370 Licença de Operação - ECV São Sebastião do Passé () Licença de Operação - PE Aquiraz (Ampliação LO GASFOR - CE) Licença de Operação - PE Barra Mansa II (RJ) Licença de Operação - PE São Bernardo do Campo II (SP) Licença de Operação - Serviço de Compressão de Pilar II (AL) Ainda, em 20 foram concluídos os processo de regularização dos gasodutos GASEB e GASALP, conduzidos junto ao I (Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis). Além das atividades executadas para a obtenção das licenças ambientais necessárias para implantação e operação de um novo empreendimento, vale ressaltar as ações de manutenção das Licenças Ambientais vigentes, relativas às instalações que estão em sua fase operacional. Para tanto, é preciso observar constantemente o atendimento aos requisitos legais, o cumprimento das condicionantes impostas pelos órgãos licenciadores e, por fim, os prazos estabelecidos para que os requerimentos de Renovação das Licenças de Operação ocorram tempestivamente, permitindo, desta forma, a continuidade das atividades operacionais em conformidade com a legislação vigente. Nesse sentido, destacamos também, a renovação de dezessete (17) licenças ambientais de instalações que já se encontram em sua fase operacional. 5. ATIVOS DE TRANSPORTE A infraestrutura da TAG, incluindo suas controladas, conta com capacidade de movimentação de 226,9 milhões m³/ dia (milhões de metros cúbicos dia), uma malha de gasodutos com extensão total de 6.540 km, 18 instalações de compressão de gás e 134 pontos de entrega, presente em 12 estados brasileiros nas regiões Sudeste, Nordeste e Norte, o que lhe confere o título de maior transportadora de gás natural do Brasil. Em 20, a TAG movimentou volume médio de 107,7 milhões m³/dia, representando um acréscimo de 20% sobre o exercício anterior, com recorde de movimentação em 29 de novembro com um volume de 138,6 milhões m³/dia. Aproximadamente 71% de toda a oferta de gás natural ao mercado brasileiro trafegou por algum ativo da TAG. Em 20, 5 (cinco) novos pontos de entrega de gás natural obtiveram a Autorização de Operação (AO) da ANP, conforme quadro abaixo, elevando o total de pontos de entrega de gás natural da TAG para 134. Ponto de Entrega Data São Mateus 25/03/20 Aquiraz 17/04/20 São Bernardo do Campo II 28/05/20 RNEST 03/09/20 Goiana II 17/10/20 Página 1

Jornal do Commercio CNPJ Nº 06.248.349/0001-23 Empresa do Sistema Petrobras O gráfico 1 mostra a evolução do volume transportado de gás (movimentado), da extensão da malha de gasodutos da TAG e do número de principais instalações (Pontos de Entrega e Estações de Compressão) da TAG. Entregas de gás O estado do Amazonas demandou 5,16% das entregas totais, com um volume médio entregue de 3,61 milhões m³/dia. O volume médio mensal entregue na Região Norte pode ser visto no gráfico 2 abaixo: Gráfico 1 - Extensão da Malha, Pontos de Entrega, Estações de Compressão e Volume Médio Movimentado 5.1. MALHA DE GASODUTOS DA TAG Com 6.540 km de extensão, a malha de gasodutos da TAG é composta por um sistema interligado desde Pecém, no estado do Ceará, passando pelos estados do Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espírito Santo, Rio de Janeiro até a refinaria Presidente Arthur Bernardes (RPBC) em São Paulo e também chegando nas cidades de Belo Horizonte e Jacutinga ao sul do estado de Minas Gerais. Há também o sistema URUCU-COARI-MANAUS, que transporta Gás Natural dos campos produtores de Urucu para a capital Manaus e outras sete cidades do estado do Amazonas. Com capacidade contratada de 226,9 milhões m³/dia de gás, a Malha da TAG corta os 12 estados brasileiros citados e é responsável por transportar gás natural para 134 pontos de entrega, onde é realizada a entrega para companhias distribuidoras estaduais, usinas termelétricas, fábricas de fertilizantes, refinarias e unidades operacionais da Petrobras. O mapa 1 abaixo, mostra a abrangência dos gasodutos TAG. Gráfico 2 - Volume Médio Mensal Entregue na Região Norte 5.1.2. REGIÃO NORDESTE A região Nordeste dispõe de uma malha de gasodutos com 3.011 km de extensão, interligando a maior parte dos estados da região, abrangendo os estados de Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe e Bahia. Nesta região há 65 pontos de entrega de gás, 8 estações de compressão de gás e 11 pontos de recebimento. A infraestrutura existente permite o fluxo bidirecional, garantindo flexibilidade do sistema ao possibilitar receber e direcionar o fluxo conforme as necessidades. O suprimento (recebimento) do gás pode ocorrer com GNL (Gás Natural Liquefeito) nos municípios de Pecém-CE e São Francisco do Conde-, e também das Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN) de Guamaré-RN, Alagoas-AL, Atalaia-SE, Santiago- e Candeias-. A Região Nordeste abrange também aproximadamente 790 km de gasodutos do Sistema GASENE (Conjunto de 3 gasodutos que interliga a Malha Sudeste com a Malha Nordeste) que também atendem a Região Sudeste. Os mapas 3 e 4, a seguir, apresentam a infraestrutura supracitada: Mapa 1 - Malha de gasodutos TAG No ano de 20, em relação aos volumes entregues ao mercado, a média diária foi de 70,1 milhões m³/dia e o recorde ocorreu no dia de agosto com o volume de 77,8 milhões m³/dia. Mapa 3 - Gasodutos em: Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas 5.1.1. REGIÃO NORTE Na Região Norte, a TAG possui uma malha de 802 km, interligando as jazidas da Bacia do Solimões à cidade de Manaus e a outras sete cidades da região: Coari, Codajás, Anori, Anamã, Caapiranga, Manacapuru e Iranduba, todas no Estado do Amazonas. O gás natural contribuiu para uma significativa mudança na matriz energética do estado ao substituir o óleo diesel e o óleo combustível na geração de energia elétrica em Manaus e nos demais municípios localizados ao longo do traçado do gasoduto. Além da demanda térmica, atende também ao mercado não térmico da companhia distribuidora local e à refinaria da Petrobras em Manaus (REMAN). A infraestrutura instalada na região totaliza 802 km de extensão de gasodutos, 12 pontos de entrega de gás, 2 estações de compressão (Juaruna e Coari) e 1 ponto de recebimento (mapa 2 abaixo). Mapa 4 - Gasodutos em: Sergipe e Bahia O detalhamento dos gasodutos e ramais que compõem a Região Nordeste pode ser visto na tabela abaixo: GASODUTOS E RAIS RAL ARACATI RAL TERMOFORTALEZA GUARÉ - PECÉM RAL AÇU-SERRA DO MEL GUARÉ - CABO RAL SANTA RITA LOOP NORDESTÃO (VARIANTE) RAL TERMOPERNBUCO CARMÓPOLIS - PILAR PILAR - IPOJUCA PILAR - CABO ATALAIA - ITAPORANGA RAL FAFEN II ATALAIA - LARANJEIRAS CARMÓPOLIS - PILAR ITAPORANGA - CARMÓPOLIS CATU - ITAPORANGA SERGIPE - HIA CACIMS - CATU SANTIAGO - CAÇARI SANTIAGO - CAÇARI 18 CANDEIAS - ARATU 12 CANDEIAS - CAÇARI 12 CANDEIAS - CAÇARI Mapa 2 - Gasoduto Urucu-Coari-Manaus O detalhe dos gasodutos e ramais que compõem a Malha Norte pode ser visto na tabela a seguir: GASODUTOS E RAIS Sigla Extensão (Km) UF Diâmetro (pol) COARI - MANAUS GASCOM 383,0 20 URUCU - COARI GARSOL 279,0 18 RAL ANÃ 23,7 RAL ANORI 27,5 RAL APARECIDA 18,0 RAL CAAPIRANGA 7,1 RAL COARI 25,7 4 RAL CODAJÁS 19,0 RAL IRANDU 7,6 RAL MANACAPURU 7,6 RAL MAUÁ,9 Sigla GASFOR GASMEL NORDESTÃO GASALP GAI GAL GASEB GASCAC Extensão (Km) 6,5 1,5 383,0 31,4 424,0 25,0 31,8 12,0 117,82 187,0 204,0 29,0 22,7 28,0 59,0 67,8 197,2 229,0 790,0 (1) 32,0 32,0 22,0 37,0 42,4 UF CE CE CE/RN RN RN/PB/PE PB PE PE AL AL/PE AL/PE SE SE SE SE SE SE/ SE/ Nota: (1) Extensão do Gasoduto na Região Nordeste. Extensão total do gasoduto igual a 946 km. Página 2 Diâmetro (pol) 3 10 10/12 12 8 12 16 26 24 12 8 26 26 26 28 18 12 12

CNPJ Nº 06.248.349/0001-23 Empresa do Sistema Petrobras Na Região Nordeste, a TAG possui a seguinte infraestrutura por estado: Estado Ponto de Recebimento Instalação de Compressão Ponto de Entrega Extensão de Gasodutos Alagoas 1 1 4 325,7 km Entregas de gás Além da grande extensão e da capilaridade existente na Região Sudeste é importante observar que nessa região estão os estados com maior consumo de gás do país. Os estados do Rio de Janeiro e São Paulo demandaram aproximadamente 38,5% e 18,2% de todo o gás entregue pela TAG, respectivamente. No gráfico abaixo, são apresentados os volumes médios mensais entregues nos estados da Região Sudeste. Pernambuco 0 0 11 330,5 km Paraíba 0 1 4 129,0 km Rio Grande do Norte 2 1 5 395,4 km Ceará 1 1 10 243,0 km Bahia 5 4 21 1.219,8 km Sergipe 2 0 10 368,3 km Entrega de Gás Os estados incluídos na área de abrangência da Região Nordeste, demandaram 26% do volume médio total entregue. Destaque para o estado da Bahia que demandou 42% do total da região. No gráfico 3 (abaixo), são apresentados os volumes médios mensais entregues nos estados abrangidos pela Região Nordeste. Gráfico 4 - Volumes Médios Mensais Entregues nos Estados da Região Sudeste O volume médio entregue foi de 48,3 milhões de m³/dia, o que representa um aumento de 15% em relação ao ano anterior. 5.2. INVESTIMENTOS Os investimentos em 20 totalizaram R$ 308 milhões, contemplando os esforços na adequação e manutenção da malha de gasodutos e a implantação de novos pontos de entrega. Gráfico 3 - Volumes Médios Mensais Entregues nos Estados da Região Nordeste Durante o ano de 20, foi entregue na Região Nordeste um volume médio de 18,17 milhões de m³/dia, representando um aumento de 2,6% em relação ao ano anterior. 5.1.3. REGIÃO SUDESTE A malha da Região Sudeste é composta pelos gasodutos que localizados nos estados do Rio de Janeiro, São Paulo, Minas Gerais e Espírito Santo, compreendendo um total de 2.727 km de dutos. Caracterizada por uma grande interligação entre os seus gasodutos, a Malha Sudeste permite o transporte de gás oriundo da produção nacional, do gás importado da Bolívia (por meio das interconexões com o Gasoduto Bolívia- -Brasil - GASBOL, da Transportadora TBG), e também de GNL - Gás Natural Liquefeito proveniente do terminal da Baía da Guanabara, de propriedade da Petrobras. Inclui também aproximadamente 595 km de gasodutos do Sistema GASENE (Conjunto de 3 gasodutos que interliga a Malha Sudeste com a Malha Nordeste). Nesta malha, há 12 pontos de recebimento de gás, 8 estações de compressão e 57 pontos de entrega, apresentados no mapa 5. Mapa 5 - Gasodutos na região Sudeste Abaixo, segue o detalhe dos gasodutos que compõem a Região Sudeste: GASODUTOS E RAIS Sigla Extensão (Km) UF Diâmetro (pol) CACIMS - CATU GASCAC 156,0 (2) ES 28 CACIMS - VITÓRIA 116,8 ES 26 LAGOA PARDA - VB10 78,9 ES 8 RAL VITÓRIA 12,7 ES 16 RAL UTG-SUL 9,7 ES 10 LAGOA PARDA - GASENE 2,0 ES 8 CABIÚNAS -VITÓRIA GASCAV 300,0 ES/RJ 28 CABIÚNAS - DUQUE DE CAXIAS GASDUC III 178,0 RJ 38 REDUC-ESVOL GASVOL 95,2 RJ 18 JAPERI - REDUC GASJAP 45,3 RJ 28 RAL ESVOL - TEVOL 5,5 RJ RAL DE CPOS ELÍSEOS - 16 2,7 RJ 16 RAL DE CPOS ELÍSEOS - 20 2,3 RJ 20 REDUC-REGAP GASBEL 357,0 RJ/MG 16 RIO - BELO HORIZONTE II GASBEL II 267,0 RJ/MG 18 CARAGUATATU - TAUTÉ GASTAU 98,0 SP 28 GUARAREMA - MAUÁ GASPAL II 54,0 SP 22 MAUÁ - SÃO BERNARDO DO CPO GASAN II 38,0 SP 22 RECAP-RPBC GASAN 37,0 SP 12 PAULÍNIA - JACUTINGA GASPAJ 93,0 SP/MG ESVOL-RECAP GASPAL 325,0 SP/RJ 22 CPINAS-RIO GASCAR 453,0 SP/RJ 28 Nota: (2) Extensão do Gasoduto na Região Sudeste. Extensão total do gasoduto igual a 946 km. Na Malha Sudeste, a TAG possui a seguinte infraestrutura por estado: Estado Ponto de Recebimento Instalação de Compressão Ponto de Entrega Extensão de Gasodutos Espírito Santo 2 2 12 513,6 km Rio de Janeiro 5 1 18 859,1 km Minas Gerais 0 2 11 474,6 km São Paulo 5 3 16 879,7 km INVESTIMENTOS EM MILHÕES DE R$ Região 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20 Norte 156 111 341 322 154 28 31 Nordeste 157 739 796 179 465 136 78 Sudeste 1.181 3.311 2.836 1.346 754 255 199 Manutenção 43 96 56 63 156 0* 0* TOTAL 1.538 4.257 4.029 1.909 1.528 419 308 * Em 2013 e 20, o investimento em manutenção está reportado no total em cada região. Malha Sudeste Foram R$ 199 milhões em investimentos diretos, com destaque para os seguintes ativos: Pontos de Entrega São Bernardo do Campo II, São Mateus, Recap II, Barra Mansa II - R$ 27,4 milhões Concluídos, respectivamente, em Março e Junho/20 os Pontos de Entrega São Mateus (no Estado do Espírito Santo) e São Bernardo do Campo II (no Estado de São Paulo) contribuíram para a ampliação da capacidade de suprimento às respectivas distribuidoras estaduais de gás natural e unidades da Petrobras nas regiões de abrangência. Realizadas obras complementares necessárias para a conclusão do Ponto de Entrega RECAP II, além de serviços de atendimento a condicionantes ambientais relativos a implantação dos Pontos de Entrega. Estações de Medição dos gasodutos GASCAV e GASDUC III - R$ 16,09 milhões O empreendimento teve como escopo a adequação dos sistemas de medição do Gasoduto Cabiúnas-Vitória (GAS- CAV) e do Cabiúnas-Reduc III (GASDUC III) na interligação com o Ponto de Recebimento de gás natural localizado no Terminal de Cabiúnas (TECAB), da Petrobras, localizado em Macaé. O objetivo foi melhorar a precisão das medições de transferência de custódia nestes gasodutos. Os dois sistemas de medição iniciaram sua operação em setembro (GASCAV) e novembro (GASDUC III). Outros Investimentos - R$ 155,51 milhões Investimentos em melhoria dos sistemas de automação, serviços de geotecnia na faixa de dutos e de manutenção do túnel do gasoduto GASDUC III, otimização operacional das instalações, substituição de tramos de medição para transferência de custódia e sinalização de segurança. Adicionalmente, houve investimentos decorrentes das obrigações oriundas dos processos de licenciamento ambiental das instalações da TAG (compensações ambientais e atendimento às condicionantes impostas pelos órgãos licenciadores). Malha Nordeste Foram R$ 77,49 milhões de investimentos diretos, com destaque para os seguintes itens: Gasoduto GASFOR II - R$ 16,86 milhões Continuidade de serviços para construção do gasoduto GASFOR-II, trecho de 80 km, interligando os pontos de entrega de Horizonte a Caucaia, no estado do Ceará, com intervenções de proteção e de realocação provisória. Ponto de Entrega Aquiraz e Goiana II - R$ 11,2 milhões A construção desses novos pontos de entrega ampliou a capacidade de suprimento às distribuidoras estaduais de gás natural do Ceará e Pernambuco. Travessias de Rios - R$ 11,13 milhões Com o objetivo de mitigar riscos associados à integridade da malha de transporte de gás natural da Região Nordeste, estão ocorrendo intervenções para substituição de trechos de gasodutos em travessias de rios dos gasodutos GASALP, NORDESTÃO, GASFOR e SANTIAGO-CAÇARI. Parte destes serviços foram realizados em 20 e sua conclusão está prevista para 2015. Outros Investimentos - R$ 38 milhões Também foram realizados investimentos para ampliação do serviço de compressão de Pilar - AL; execução de serviços de proteção e realocação de trechos do gasoduto GASFOR, no estado do Ceará, em função das obras de duplicação do anel viário; implantação de melhorias no acesso da Estação de Compressão Catu; serviços complementares no sistema de purga de gás da Estação de Compressão de Prado - e implementação de melhorias dos sistemas de medição e cromatografia de pontos de entrega. Malha Norte Foram R$ 31,37 milhões de investimento, com destaque para os seguintes itens: Estação de Redução de Pressão de Manaus e Ponto de Entrega UTE Manaus / Geotecnia do Ponto de Entrega Anamã - R$ 12,65 milhões Ampliação da capacidade das instalações visando o atendimento à nova usina termelétrica a ser instalada na região e obras de contenção do talude nas margens do rio para proteção do Ponto de Entrega de Anamã. Estações de Compressão - R$ 12,03 milhões Reforma nos sistemas de selagem de gás dos turbo-compressores das Estações de Compressão de Coari e Juaruna e serviços complementares. Bases operacionais - R$ 6,69 milhões Construção da base operacional de Manaus. 6. CONTRATOS DE TRANSPORTE A relação comercial entre uma transportadora de gás e seus clientes, denominados carregadores, é regida por Contratos de Serviço de Transporte de Gás Natural, regulados pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP. Por se tratar de uma atividade de capital intensivo e com característica de infraestrutura, o retorno dos investimentos realizados pela transportadora na construção dos gasodutos é garantido contratualmente, independentemente das eventuais flutuações da demanda de transporte de gás. Assim, os Contratos de Transporte contam com cláusula de Encargo de Capacidade Não Utilizada (ship-or-pay), ou seja, condição contratual que garante ao transportador uma receita calculada com base na capacidade de transporte contratada e não somente no volume efetivamente movimentado. Ao final de 20, a TAG detinha os seguintes contratos de transporte em vigor: Malha Sudeste e Malha Nordeste, como empresa integrante do Consórcio Malhas Sudeste Nordeste, Sistema Gasene, Novo Sistema de Transporte, Paulínia-Jacutinga, Sistema Urucu-Coari-Manaus, GASDUC III, GASTAU, Pilar-Ipojuca e Atalaia-Laranjeiras; todos assinados com a Petróleo Brasileiro S/A - Petrobras, na qualidade de Carregador. 6.1. CONTRATOS MALHA SUDESTE E MALHA NORDESTE A TAG é integrante e líder do Consórcio Malhas Sudeste Nordeste formado em 01/07/2003 para promover a expansão da infraestrutura de transporte dutoviário de gás natural nas regiões Nordeste e Sudeste do Brasil. O Consórcio é formado por: TAG, Nova Transportadora do Nordeste S.A. - NTN, e Nova Transportadora do Sudeste S.A. - NTS, responsáveis pelos investimentos em novos gasodutos na Malha Nordeste e Sudeste, respectivamente, e controladas diretas da TAG desde 15/12/20 - e pela TRANSPETRO, responsável pela operação e manutenção dos gasodutos. O Contrato Malha Sudeste possui vigência de 20 anos, tendo iniciado em 01/01/2006, com término previsto para 31/12/2025 e engloba os seguintes gasodutos e ramais: Gasoduto GASVOL (REDUC-Volta Redonda) Gasoduto GASPAL (Volta - Redonda-RECAP) Gasoduto GASAN (RECAP-RPBC) Gasoduto GASBEL (REDUC-REGAP) Gasoduto GASCAR (Campinas - Japeri) RAL ESVOLTEVOL RAL DE CPOS ELÍSEOS - 20 (Campos Elíseos - Anel de Gás Residual) RAL DE CPOS ELÍSEOS - 16 (Trecho remanescente do GASDUC I) Página 3

Página 4 CNPJ Nº 06.248.349/0001-23 Empresa do Sistema Petrobras A capacidade contratada é de 43,8 milhões m 3 /dia, tendo atingido a movimentação média de 35,6 milhões m 3 /dia, em 20. O Contrato Malha Nordeste possui vigência de 20 anos, tendo iniciado em 01/01/2006, com término previsto para 31/12/2025 e engloba os seguintes gasodutos e ramais: Gasoduto ATALAIA-ITAPORANGA (GAI) Gasoduto CANDEIAS-ARATU 12 Gasoduto CANDEIAS-CAÇARI 12 Gasoduto CANDEIAS-CAÇARI Gasoduto CATU-PILAR - TRECHO CARMÓPOLIS-PILAR Gasoduto CATU-PILAR - TRECHO CATU-CARMÓPOLIS Gasoduto GASALP (PILAR-CABO) Gasoduto GASEB (SERGIPE-HIA) Gasoduto GASFOR (GUARÉ-PECÉM) Gasoduto NORDESTÃO (GUARÉ-CABO) Gasoduto SANTIAGO-CAÇARI Gasoduto SANTIAGO-CAÇARI 18 LOOP NORDESTÃO (VARIANTE) RAL AÇU-SERRA DO MEL (GASMEL) RAL ARACATI RAL FAFEN II (Ramal FAFEN-SERGÁS) RAL SANTA RITA RAL TERMOFORTALEZA RAL TERMOPERNBUCO A capacidade contratada é de 21,6 milhões m³/dia, tendo atingido a movimentação média de 22,5 milhões m³/dia em 20. 6.2. CONTRATO SISTEMA GASENE O Sistema GASENE interliga as malhas de gasodutos das regiões Sudeste e Nordeste do país. Esse sistema é formado por três trechos de gasodutos, conforme a seguir: Trecho Sul 1: Cabiúnas-RJ a Vitória-ES (GASCAV); Trecho Sul 2: Cacimbas-ES a Vitória-ES; Trecho Norte: Cacimbas-ES a Catu- (GASCAC). O Contrato de Serviço de Transporte possui vigência de 25 anos, tendo seu início ocorrido em 10/11/2008, quando da entrada em operação comercial dos Trechos Sul 1 e 2. O trecho Norte (GASCAC) foi concluído em 2010, entrando em operação comercial a partir de 01/05/2010. Em 20, a capacidade contratada foi de 20,0 milhões m³/dia para o Trecho Sul e 10,3 milhões m³/dia para o Trecho Norte. A movimentação média total de gás, em 20, no sistema GASENE alcançou o montante de 17,1 milhões m³/dia. 6.3. CONTRATO MALHA SUDESTE II O Contrato de Transporte para o Novo Sistema de Transporte abrange os gasodutos Japeri-Reduc(RJ), Gasbel II(RJ/ MG), Gaspal II(SP) e Gasan II(SP). O contrato teve seu início em 01/12/2009, com a entrada em operação do gasoduto Japeri-Reduc, e vigorará por um prazo de 20 anos a contar da entrada em operação da última instalação (GASAN II), que ocorreu em de outubro de 2011. A capacidade contratada é de 49,4 milhões m³/dia. A movimentação média total de gás, em 20, alcançou o montante de 2,4 milhões m³/dia. 6.4. CONTRATO PAULÍNIA-JACUTINGA O Contrato de Transporte para o gasoduto Paulínia-Jacutinga teve seu início em 15/01/2010 e vigorará por um prazo de 20 anos, com término previsto para /01/2030. A capacidade contratada é de 5 milhões m³/dia. A movimentação de gás média, em 20, foi de 386 mil m³/dia. 6.5. CONTRATO SISTEMA URUCU-COARI-MANAUS A celebração do Contrato de Transporte entre TAG e Petrobras para o Sistema Urucu-Coari-Manaus ocorreu em 01/12/2010, tendo sua operação comercial iniciada nesta mesma data. O contrato tem vigência de 20 anos, com término previsto para 30/11/2030. A capacidade contratada é de 6,285 milhões m³/dia, tendo movimentado uma média diária de 3,6 milhões m³ em 20. Considerando-se que o gasoduto no trecho de Urucu a Coari (GARSOL) é de propriedade da Petrobras, foi firmado um contrato de aluguel para que a TAG tivesse sua posse e, dessa forma, condições para prestar o serviço de transporte. O GARSOL demandou investimentos da TAG na sua readaptação para transporte de gás natural, uma vez que era utilizado pela Petrobras para transporte de GLP (gás liquefeito de petróleo). Em contrapartida, em atendimento à necessidade da Petrobras, a transportadora TUM, incorporada pela TAG em 18 de agosto de 2010, construiu um duto para transporte de GLP (Gás Liquefeito de Petróleo) no mesmo trecho (Urucu-Coari), duto este alugado para a Petrobras, com vigência a partir de 19/11/2010. 6.6. CONTRATO GASDUC III O Contrato de Transporte para o gasoduto GASDUC III teve seu início de operação comercial declarado em 12/11/2010 e vigorará por um prazo de 20 anos, com término previsto para 11/11/2030. A capacidade contratada é de 40 milhões m³/dia, sendo que em 20 o volume médio movimentado foi de 13,7 milhões m³/dia. 6.7. CONTRATO PILAR-IPOJUCA O Contrato de Transporte para o Gasoduto Pilar-Ipojuca foi celebrado e entrou em operação comercial em 1º de dezembro de 2011, com vigência de 20 anos e término previsto para 30/11/2031. O Gasoduto se estende de Pilar (AL) a Ipojuca (PE), com capacidade de entrega de gás natural de 7,5 milhões m³/dia. A movimentação média, em 20, foi de 4,0 milhões m³/dia. A capacidade de transporte contratada do gasoduto é crescente, passando para 9 milhões m³/dia a partir de janeiro de 20 até dezembro de 2015 e 15 milhões m³/dia a partir de janeiro de 2016. 6.8. CONTRATO GASTAU O Contrato de Transporte para o Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté - GASTAU foi celebrado e entrou em operação comercial em 1º de dezembro de 2011, com vigência de 20 anos e término previsto para 30/11/2031. Com capacidade contratada de 20 milhões m³/dia, o gasoduto permite o escoamento do gás da Bacia de Santos para a Malha Sudeste, tendo apresentado uma movimentação média de 11,4 milhões m³/dia em 20. 6.9. CONTRATO ATALAIA-LARANJEIRAS O Gasoduto Atalaia-Laranjeiras é de propriedade da Petrobras e, originalmente, era classificado como Gasoduto de Transferência. Em 2011, o mesmo foi reclassificado pela ANP para Gasoduto de Transporte, cuja prestação de serviço só pode ser exercida por uma empresa Transportadora de Gás Natural. Assim, em 17/04/2012, TAG e Petrobras celebraram um Contrato de Aluguel, por meio do qual a TAG passou a ter a posse do duto e, naquela mesma data, foi celebrado o Contrato de Transporte. Os dois Contratos foram celebrados em 17/04/2012, com início de operação comercial em 18/07/2012 e vigência de 68 meses, com término para 17/03/2018. A capacidade contratada é de 1,5 milhões m³/dia, sendo que, em 20, o volume médio movimentado foi de 779 mil m³/dia. 7. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO REAPRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS Em 2010, a TAG celebrou um contrato de aluguel do Gasoduto Urucu-Coari (GARSOL) com sua controladora Petrobras. Inicialmente, a operação foi classificada como arrendamento operacional. Em 20, tal classificação foi revista para arrendamento financeiro. Conforme previsto no CPC 23 (Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro), os valores correspondentes referentes ao exercício anterior, apresentados para fins de comparação, foram ajustados e s. Para maiores detalhes, favor verificar nota explicativa 2.1.das Demonstrações Contábeis. 7.1. LUCRO LÍQUIDO E EBITDA A TAG apresentou em 20 lucro líquido de 1.272 milhões, % superior ao lucro ajustado no exercício de 2013 (R$ 1.117 milhões). Destacamos os principais itens que contribuíram para esse resultado: Ganho de participações nos investimentos na NTN e NTS - R$ 575 milhões; Perdas decorrentes da Operação Lava Jato - R$ 324 milhões; Aumento do Resultado Financeiro - R$ 157 milhões; Redução do Custo do Serviço Prestado, decorrente de menor depreciação dos ativos - R$ 46 milhões. O EBITDA alcançou R$ 5.164 milhões, 9% abaixo do realizado no ano anterior, impactado pelas baixas decorrentes da Operação Lava Jato, conforme mencionado acima. 7.2. RECEITA OPERACIONAL Em 20, a TAG registrou receita operacional bruta de 6.840 milhões, em linha com a receita apresentada no ano anterior. 7.3. ENCARGOS SOBRE VENDAS Os encargos sobre vendas somaram R$ 943 milhões em 20, distribuídos no âmbito federal (PIS/COFINS) o total de R$ 633 milhões, e no âmbito estadual e municipal (ICMS/ISS) o total de R$ 310 milhões. 7.4. CUSTO DOS SERVIÇOS PRESTADOS O Custo dos Serviços Prestados - CSP totaliza o montante de R$ 1.254 milhões, correspondendo a 21% da receita operacional líquida, 3,5% menor em relação a 2013. 7.5. DESPESAS GERAIS, ADMINISTRATIVAS E TRIBUTÁRIAS As despesas gerais e administrativas, R$ 65 milhões, foram 10 % superiores ao ano anterior (R$ 59 milhões), impactadas principalmente pelo maior custo de pessoal e serviços de terceiros. As despesas tributárias apresentaram um incremento de R$ 35 milhões, devido, principalmente, ao imposto de renda retido na fonte sobre as remessas ao exterior por conta do pagamento da parcela de juros da dívida contratada fora do país. 7.6. RESULTADO FINANCEIRO O resultado financeiro foi afetado negativamente em R$ 1.908 milhões pela variação cambial e monetária. As despesas financeiras de R$ 1.176 milhões ficaram 7,33% menor que as apresentadas no ano anterior, devido, principalmente, a quitação de empréstimos (mútuo) realizados junto à Gaspetro, à NTN e à NTS. As receitas financeiras foram superiores em 75%, totalizando R$ 154 milhões, em função da maior disponibilidade ao longo do exercício. 7.7. IRPJ E CSLL Os valores de IRPJ e CSLL apurados no exercício de 20 totalizaram R$ 574 milhões, 39% superior ao exercício passado. Após estudo conduzido durante o ano de 20, a TAG optou por alterar o regime de reconhecimento de variação cambial para fins de IRPJ e CSLL, no exercício de 2015, passando de caixa para competência. Até o ano-calendário de 20, a empresa adotou o regime de caixa, que reconhece as variações cambiais na liquidação das operações correspondentes. Em virtude da mudança, foram computadas nas bases de cálculo dos tributos citados acima, em 31 de dezembro de 20, as variações cambiais incorridas no ano e em anos anteriores, ainda não tributadas, ocasionando formação de prejuízo fiscal. A partir de janeiro de 2015, os valores já adiantados pela empresa no decorrer do exercício de 20 passam a ser considerados saldos negativos destes tributos, sujeitos à correção por taxa Selic e podendo compensar pagamentos de tributos administrados pela Receita Federal, com exceção daqueles referentes a previdência. Contribuíram para o exercício desta opção (i) a possibilidade de aproveitar as variações cambiais negativas (despesas), incorridas e ainda não tributadas até 20, no montante de R$ 4,7 bilhões, e (ii) a projeção cambial verificada para o biênio 20-2015, que apontou para a tendência de valorização da referida taxa, podendo ocasionar aumento do saldo das variações cambais negativas (despesas), também em 2015. 7.8. EVOLUÇÂO PATRIMONIAL A TAG encerrou 20 com saldo de caixa, bancos e aplicações, no valor de R$ 2.121 milhões. O ativo imobilizado, alcançando o montante de R$ 23.405 milhões, refere-se basicamente aos gasodutos e demais instalações necessárias à operação e inclui os ativos em construção no montante de R$ 395 milhões. O endividamento totaliza R$ 20.684 milhões (R$ 20.060 milhões em 2013), sendo 85% de longo prazo. Deste montante, R$ 16.028 milhões (77,5%) estão atrelados ao dólar norte-americano. Em 15/09/20 a Diretoria da Petrobras aprovou o exercício da opção de compra das empresas Nova Transportadora do Sudeste S.A. e Nova Transportadora do Nordeste S.A, indicando a TAG para exercer tal opção. Em 15/12/20, a TAG adquiriu a totalidade das ações das referidas empresas por R$ 3 milhões cada. A destinação do lucro líquido de R$ 1.272 milhões em 20 está proposta da seguinte forma: R$ MILHÕES Lucro líquido do exercício... 1.272 Compensação de prejuízos acumulados... (163) Destinações: Reserva legal... 64 Reserva de incentivos fiscais... 13 Para Acionistas: Dividendos propostos... 299 Dividendo adicional proposto... 733 Total de dividendos propostos... 1.032 1.109 77 8. OPERAÇÃO LAVA-JATO A Polícia Federal brasileira deflagrou uma investigação para apurar práticas de lavagem de dinheiro por organizações criminosas em diversos estados do País, denominada Operação Lava-Jato. Para obter mais informações sobre a Operação Lava-Jato fazemos referência à Nota Explicativa número 3, contida neste Relatório de Administração.

Página 5 CNPJ Nº 06.248.349/0001-23 Empresa do Sistema Petrobras LANÇO PATRIMONIAL Em 31 de dezembro de 20 e 2013 e 1º de janeiro de 2013 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário) 2013 01.01.2013 Ativo Nota 20 20 Caixa e equivalentes de caixa... 7 3.223 2.121 619 462 Contas a receber, líquidas... 8 2.234 1.424 1.367 1.204 Imposto de renda e contribuição social... 16.1 815 812 92 87 Impostos e contribuições... 16.2 122 90 101 66 6.394 4.447 2.179 1.819 Não Realizável a longo prazo Depósitos judiciais... 23.2 57 53 46 18 Imposto de renda e contribuição social diferidos... 16.3 53 45 718 61 Impostos e contribuições... 16.2 995 995 920 947 Adiantamento a fornecedores... 77 5 10 59 Outros ativos realizáveis a longo prazo... 79 79 57 30 1.261 1.177 1.751 1.115 Imobilizado... 10 23.428 23.405 24.498 25.181 Intangível... 8 8 8 8 Diferido... 11 38 115 209 24.697 24.628 26.372 26.513 31.091 29.075 28.551 28.332 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOS Exercícios findos em 31 de dezembro de 20 e 2013 (Em milhões de reais, exceto lucro por ação) 2013 01.01.2013 Passivo Nota 20 20 Fornecedores... 12 365 227 198 512 Financiamentos... 13 5.585 3.100 971 2.519 Arrendamento mercantil financeiro... 10 10 3 4 Imposto de renda e contribuição social... 16.1 78 184 Impostos e contribuições... 16.2 155 42 101 102 Dividendos propostos... 17.4 299 299-105 Outras contas e despesas a pagar... 30 44 19 20 6.444 3.722 1.370 3.446 Não circulante Financiamentos... 13 17.584 17.584 19.089 17.044 Arrendamento mercantil financeiro... 822 822 815 782 Provisão para processos judiciais... 23.1 27 2 2 2 Provisão para perda em investimento... 9 807 Outras contas e despesas a pagar... 31 31 46 65 18.464 19.246 19.952 17.893 Patrimônio líquido Capital social realizado... 17.1 5.350 5.350 5.346 5.345 Contribuição adicional de capital... 17.2 (661) (513) 875 875 Reservas de lucros... 17.3 1.494 1.270 1.008 773 6.183 6.107 7.229 6.993 31.091 29.075 28.551 28.332 Nota Receita de serviços... 19 5.897 5.897 5.859 Custo dos serviços prestados... 21 (1.254) (1.254) (1.300) Lucro bruto... 4.643 4.643 4.559 Receitas (despesas) Gerais e administrativas... 21 (39) (65) (59) Tributárias... 21 (91) (66) (31) Outras receitas (despesas) operacionais, líquidas... 20 13 13 8 Baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente... 3 (324) (324) (441) (442) 58 Lucro antes do resultado financeiro e impostos... 4.202 4.201 4.617 Resultado financeiro líquido... 22 (2.286) (2.930) (3.087) Receitas financeiras... 847 154 88 Despesas financeiras... (1.130) (1.176) (1.269) Variações cambiais e monetárias... (2.003) (1.908) (1.906) Resultado de participações em investimentos... 575 Lucro antes dos impostos... 1.916 1.846 1.530 Imposto de renda e contribuição social... 16.4 (606) (574) (413) Lucro líquido... 1.310 1.272 1.117 Lucro básico e diluído por ação (em milhares R$)... 0,24 0,24 0,21 As demonstrações do resultado abrangente não foram apresentadas uma vez que não há componentes de outros resultados abrangentes. As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO Exercícios findos em 31 de dezembro de 20 e 2013 e 1º de janeiro de 2013 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário) Capital subscrito e integralizado Contribuição adicional de capital Legal Incentivos fiscais Reservas de lucros Dividendos adicionais propostos Lucros acumulados Total do patrimônio líquido atribuível ao acionista da controladora (CPC) Ativo diferido Total do patrimônio líquido consolidado (IFRS) Saldos em 01 de janeiro de 2013 (s) 5.345 875 892 (119) 6.993 (111) 6.882 Aumento de capital com reservas 1 (1) Dividendos adicionais aprovados (633) (633) (633) Lucro líquido 1.117 1.117 50 1.167 Destinações: Apropriação do lucro líquido em reservas 58 8 (206) Dividendos 707 (955) (248) (248) Saldos em 31 de dezembro de 2013 (s) 5.346 875 242 222 707 (163) 7.229 (61) 7.168 5.346 875 1.171 (163) 7.229 (61) 7.168 Aumento de capital com reservas 4 (4) Dividendos adicionais aprovados (707) (707) (707) Ágio na aquisição de empresas do Sistema Petrobras (1.388) (1.388) 99 (1.289) Lucro líquido 1.272 1.272 38 1.310 Destinações: Apropriação do lucro líquido em reservas 64 13 733 (810) Dividendos (299) (299) (299) Saldos em 31 de dezembro de 20 5.350 (513) 306 231 733 6.107 76 6.183 5.350 (513) 1.270 6.107 76 6.183 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA Exercícios findos em 31 de dezembro de 20 E 2013 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário) 20 20 2013 Fluxos de caixa das atividades operacionais Lucro líquido do exercício... 1.310 1.272 1.117 Ajustes para: Resultado de participações em investimentos... (575) Depreciação e amortização... 937 998 1.082 Resultado com alienações / baixa de ativos... 1 1 4 Variações cambiais, monetárias e encargos financeiros... 2.425 3.090 3.061 Baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente (nota explicativa 3)... 324 324 Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos... 679 659 (657) Redução (Aumento) de ativos Contas a receber... 24 (44) (165) Contas a receber - arrendamento mercantil... 121 Outros ativos... (25) (25) (49) Aumento (Redução) de passivos Fornecedores... 70 29 (264) Impostos e contribuições... (811) (792) (21) Outros passivos... 11 26 (6) Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais... 5.066 4.963 4.102 Fluxo de caixa das atividades de investimentos Adições em investimentos... (6) (6) Aquisições de Imobilizados e Intangíveis... (295) (295) (427) Caixa absorvido na aquisição de participação acionária de empresas do Sistema Petrobras... 1.300 Recursos líquidos gerados/(utilizados) nas atividades de investimentos 999 (301) (427) Fluxo de caixa das atividades de financiamentos Financiamentos e operações de mútuo, líquidos: Amortizações de principal... (1.587) (1.384) (1.421) Amortizações de juros... (1.045) (947) (977) Dividendos pagos a acionista... (729) (729) (1.026) Arrendamento mercantil financeiros... (100) (100) (94) Recursos líquidos utilizados nas atividades de financiamentos... (3.461) (3.160) (3.518) Variação líquida de caixa e equivalentes de caixa no exercício... 2.604 1.502 157 Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício... 619 619 462 Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício... 3.223 2.121 619 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO Exercícios findos em 31 de dezembro de 20 e 2013 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário) 20 20 2013 Receitas Serviços e outras receitas... 6.858 6.858 6.932 Perdas em créditos de liquidação duvidosa... 1 Receitas relativas à construção de ativos para uso... 295 295 427 7.153 7.153 7.360 Insumos adquiridos de terceiros Materiais, energia, serviços de terceiros e outros... (959) (984) (740) Créditos fiscais sobre insumos adquiridos de terceiros... (60) (60) (56) (1.019) (1.044) (796) Valor adicionado bruto... 6.134 6.109 6.564 Retenções Depreciação e amortização... (937) (998) (1.082) Valor adicionado líquido produzido pela Companhia... 5.197 5.111 5.482 Valor adicionado recebido em transferência Resultado de participações em investimentos... 575 Receitas financeiras - inclui variações monetária e cambial... 877 181 75 877 756 75 Valor adicionado a distribuir... 6.074 5.867 5.557 Distribuição do valor adicionado Pessoal e administradores Salários e encargos... 21 21 16 Tributos Federais... 1.255 1.211 1.012 Estaduais... 301 296 278 Municipais... 22 16 20 1.578 1.523 1.310 Instituições financeiras e fornecedores Juros, variações cambiais e monetárias... 3.164 3.050 3.113 Despesas de aluguéis... 1 1 1 3.165 3.051 3.1 Acionistas Dividendos... 299 299 248 Lucros retidos... 1.011 973 869 1.310 1.272 1.117 Valor adicionado distribuído... 6.074 5.867 5.557 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.

CNPJ Nº 06.248.349/0001-23 Empresa do Sistema Petrobras NOTAS EXPLICATIVAS Exercícios findos em 31 de dezembro de 20 e 2013 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário) 1. A COMPANHIA E SUAS OPERAÇÕES A ( TAG ou Companhia ) é uma sociedade anônima, constituída em 07 de fevereiro de 2002, pela Petrobras Gás S.A. - Gaspetro, com a missão de atuar no segmento de transporte e armazenagem de gás natural em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros. Em linha com a diretriz da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, de centralizar em uma única empresa todas as transportadoras na qual detenha 100% do capital, a TAG incorporou em janeiro de 2008, a Transportadora Nordeste e Sudeste S.A. (TNS) e a Transportadora Capixaba de Gás S.A. (TCG), em agosto de 2010 a Transportadora Urucu Manaus S.A. (TUM) e em janeiro de 2012 a Transportadora Gasene S.A. (Gasene). Em 11 de junho de 20, os acionistas da Gaspetro, reunidos em Assembleia Geral Extraordinária, aprovaram a redução do seu capital mediante a transferência da totalidade de sua participação na TAG para a Petrobras, passando a ser a sua controlada, a partir de 31 de março de 20. Em 15 de dezembro de 20, por recomendação de sua controladora, a TAG exerceu a opção de compra da totalidade das ações da Nova Transportadora do Nordeste S.A. (NTN) e da Nova Transportadora do Sudeste S.A. (NTS). Portanto, a partir do exercício findo em 31 de dezembro de 20, a Companhia passou a apresentar demonstrações contábeis consolidadas. A recuperação dos investimentos nos gasodutos está garantida pelos contratos de serviços de transporte, regulados pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP, resumidos a seguir: a) Malha Nordeste para 21,6 milhões de m 3 /dia, com prazo de duração de 20 anos e vigência até dezembro de 2025; b) Malha Sudeste para 43,8 milhões de m 3 /dia, com prazo de duração de 20 anos e vigência até outubro de 2031; c) Sistema Gasene para 20,0 milhões de m 3 /dia no trecho sul e 10,3 milhões de m 3 /dia para trecho norte, com prazo de duração de 25 anos e vigência até novembro de 2033; d) Malha Sudeste II para 49,4 milhões de m 3 /dia, com prazo de duração de 20 anos e vigência até setembro de 2031; e) Paulínea-Jacutinga para 5,0 milhões de m 3 /dia, com prazo de duração de 20 anos e vigência até janeiro de 2031; f) Urucu-Coari-Manaus para 6,3 milhões de m 3 /dia, com prazo de duração de 20 anos e vigência até novembro de 2030; g) Gasduc III para 40,0 milhões de m 3 /dia, com prazo de duração de 20 anos e vigência até novembro de 2030; h) Pilar-Ipojuca para 9,0 milhões de m 3 /dia, com prazo de duração de 20 anos e vigência até novembro de 2031; i) Gastau para 20,0 milhões de m 3 /dia, com prazo de duração de 20 anos e vigência até novembro de 2031; j) Atalaia-Laranjeiras 1,5 milhões de m 3 /dia, com prazo de duração de 68 meses e vigência até março de 2018; A operação e a manutenção dos gasodutos da TAG são realizadas pela Petrobras Transportes S.A. - Transpetro. A Companhia mantém transações relevantes com sua controladora Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e segue o plano de negócios desta na condução de suas operações. Portanto, estas demonstrações contábeis devem ser lidas neste contexto. 2. SE 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 11.638/07 e 11.941/09, complementadas pelos pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade - CFC. 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). As reconciliações do patrimônio líquido e resultado da controladora com o consolidado estão na nota explicativa 4.1.1. As demonstrações contábeis foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor. 2.1. Reapresentação das demonstrações contábeis Em 2010, a TAG celebrou um contrato de aluguel do Gasoduto Urucu-Coari ( Garsol ) com prazo de 20 anos com sua controladora Petrobras. Esse contrato permitiu que a TAG operasse o ativo enquanto não se concluía as tratativas para a transferência do ativo, através de aporte de capital. Considerando que até o momento, as tratativas ainda não foram finalizadas, a administração da Companhia reavaliou o contrato, à luz do CPC 06 (R1) - Operações de arrendamento mercantil, concluindo que o procedimento de não reconhecimento do arrendamento mercantil financeiro como inadequado. Portanto, para fins de comparabilidade, conforme determina o CPC 23 - Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro, as demonstrações contábeis de 31 de dezembro de 2013 e o balanço patrimonial de 1º de janeiro de 2013, estão sendo apresentados, com os ajustes assim resumidos: Balanço Patrimonial 01.01.2013 31.12.2013 Divulgado (*) ajustes Reapresentado Divulgado (*) ajustes Reapresentado Ativo circulante... 1.819 1.819 2.179 2.179 Ativo realizável a longo prazo 1.054 61 1.115 1.667 84 1.751 Imobilizado... 24.575 606 25.181 23.927 571 24.498 Intangível... 8 8 8 8 Diferido... 209 209 115 115 27.665 667 28.332 27.896 655 28.551 Passivo circulante... 3.442 4 3.446 1.367 3 1.370 Passivo não circulante 17.111 782 17.893 19.137 815 19.952 Patrimônio líquido... 7.112 (119) 6.993 7.392 (163) 7.229 27.665 667 28.332 27.896 655 28.551 (*) Conforme demonstrações contábeis do exercício findo em 31 de dezembro de 2013 e 2012. Demonstração do resultado do exercício 2013 Divulgado (*) ajustes Reapresentado Receita de vendas e serviços... 5.859 5.859 Custo dos produtos e serviços vendidos... (1.359) 59 (1.300) Lucro bruto... 4.500 59 4.559 Receitas (despesas) operacionais... 58 58 Lucro antes do resultado financeiro, participação e impostos... 4.558 59 4.617 Resultado financeiro líquido... (2.961) (126) (3.087) Lucro antes dos impostos... 1.597 (67) 1.530 Imposto de renda e contribuição social... (436) 23 (413) Lucro líquido... 1.161 (44) 1.117 (*) Conforme demonstrações contábeis do exercício findo em 31 de dezembro de 2013. O Conselho de Administração da Companhia, em reunião realizada em 29 de abril de 2015, autorizou a divulgação destas demonstrações contábeis. 2.2. Demonstração do valor adicionado A demonstração do valor adicionado - DVA apresenta informações relativas à riqueza criada pela Companhia e a forma como tais riquezas foram distribuídas. Essa demonstração foi preparada de acordo com o CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado e para fins de IFRS são apresentadas como informação adicional. 2.3. Moeda funcional A moeda funcional da Companhia e de suas controladas é o Real. 3. OPERAÇÃO LAVA-JATO E SEUS REFLEXOS NA COMPANHIA A Companhia reconheceu no exercício social de 20 uma baixa no montante de R$ 324, de gastos capitalizados referente a valores pagos adicionalmente na aquisição de ativos imobilizados em períodos anteriores. De acordo com depoimentos obtidos no âmbito de investigações criminais em andamento pelas autoridades brasileiras, que se tornaram públicos a partir de outubro de 20, altos executivos da Petrobras () entraram em conluio com empreiteiras, fornecedores e outros envolvidos para estabelecer um cartel que, entre janeiro de 2004 e abril de 2012, sistematicamente impôs custos adicionais nas compras de ativos imobilizados pela Companhia. Dois ex-diretores e um ex-gerente executivo, que não trabalham para a Petrobras () desde abril de 2012, estavam envolvidos nesse esquema de pagamentos indevidos e serão tratados a seguir como ex-empregados da Petrobras. Os valores pagos adicionalmente pela Companhia foram utilizados pelas empreiteiras, fornecedores e intermediários agindo em nome dessas empresas para financiar pagamentos indevidos a partidos políticos, políticos eleitos ou outros agentes políticos, empregados de empreiteiras e fornecedores, ex-empregados da Petrobras e outros envolvidos no esquema de pagamentos indevidos. A Companhia não realizou nenhum pagamento indevido. A Companhia acredita que, de acordo com o IAS 16, os valores que foram pagos a mais em decorrência do referido esquema de pagamentos indevidos não deveriam ter sido incluídos no custo histórico do seu ativo imobilizado. Contudo, a Companhia não consegue identificar especificamente os valores de cada pagamento realizado no escopo dos contratos com as empreiteiras e fornecedores que possuem custos adicionais ou os períodos em que tais pagamentos adicionais ocorreram. Como resultado, a Petrobras () desenvolveu uma metodologia e orientou a sua adoção pela Companhia para estimar o valor total de gastos adicionais incorridos em decorrência do referido esquema de pagamentos indevidos para determinar o valor das baixas a serem realizadas, representando em quanto seus ativos estão superavaliados como resultado dos gastos adicionais cobrados por fornecedores e empreiteiras e utilizados por eles para realizar pagamentos indevidos. As circunstâncias e a metodologia utilizada são descritas a seguir. Histórico Em 2009, a Polícia Federal brasileira iniciou uma investigação denominada Operação Lava Jato, visando apurar práticas de lavagem de dinheiro por organizações criminosas em diversos estados brasileiros. A Operação Lava Jato é uma investigação extremamente ampla com relação a diversas práticas criminosas e vem sendo realizada através de várias frentes de trabalho, cujo escopo envolve crimes cometidos por agentes atuando em várias partes do país e diferentes setores da economia. Ao longo de 20, o Ministério Público Federal concentrou parte de suas investigações em irregularidades envolvendo empreiteiras e fornecedores do sistema Petrobras e descobriu um amplo esquema de pagamentos indevidos, que envolvia um grande número de participantes, incluindo ex-empregados da Petrobras (). Baseado nas informações disponíveis à Companhia, o referido esquema envolvia um conjunto de 27 empresas que, entre janeiro de 2004 e abril de 2012, se organizaram em cartel, obtendo contratos com empresas do sistema Petrobras e impondo custos adicionais nestes contratos, que eram utilizados por essas empresas para financiar pagamentos indevidos a partidos políticos, políticos eleitos ou outros agentes políticos, empregados de empreiteiras e fornecedores, ex- -empregados da Petrobras () e outros envolvidos no esquema de pagamentos indevidos. Este esquema será tratado como esquema de pagamentos indevidos e as referidas empresas como membros do cartel. Além do esquema de pagamentos indevidos descrito acima, as investigações evidenciaram casos específicos em que outras empresas também cobraram gastos adicionais e supostamente utilizaram esses valores para financiar pagamentos a determinados ex-empregados da Petrobras (), incluindo um ex-diretor da área internacional. Essas empresas não são membros do cartel e atuavam de forma individualizada. Esses casos específicos serão chamados de pagamentos não relacionados ao cartel. Em conexão com a investigação do esquema de pagamentos indevidos, em março de 20, o ex-diretor de Abastecimento da Petrobras (), Paulo Roberto Costa, foi preso e, posteriormente, denunciado por lavagem de dinheiro e corrupção passiva. Outros ex-executivos da Petrobras (), incluindo Renato de Souza Duque (ex-diretor de Serviços), Nestor Cerveró (ex-diretor da área internacional) e Pedro José Barusco Filho (ex-gerente executivo de engenharia), bem como ex-executivos de empreiteiras e empresas fornecedoras de bens e serviços para o sistema Petrobras foram ou poderão ser denunciados como resultado da investigação. Quando a Companhia divulgou suas demonstrações contábeis anuais de 2013, não havia evidências disponíveis sobre as investigações da Operação Lava Jato que pudessem ter modificado as conclusões da Companhia com relação ao fato de que aquelas demonstrações representavam adequadamente sua situação patrimonial e a existência do esquema de pagamentos indevidos não havia sido tornada pública. Fontes de informação disponíveis para a Companhia Em 8 de outubro de 20, Paulo Roberto Costa e Alberto Youssef, prestaram depoimento perante a 13ª Vara Federal Criminal de Curitiba, descrevendo o esquema de pagamentos indevidos. Desde então, depoimentos de diversos participantes do esquema de pagamentos indevidos que firmaram acordos de colaboração premiada com as autoridades brasileiras foram tornados públicos. O entendimento da Companhia sobre o esquema de pagamentos indevidos e a metodologia adotada para mensuração do seu impacto são baseados nesses depoimentos, os quais incluem o depoimento completo de dois dos ex-empregados da Petrobras (Paulo Roberto Costa e Pedro José Barusco Filho), o depoimento completo de dois indivíduos que atuaram como intermediários no esquema de pagamentos indevidos (Alberto Youssef e Julio Gerin de Almeida Camargo), partes do depoimento de outro indivíduo que atuou como intermediário no esquema de pagamentos indevidos (Shinko Nakandakari) e o depoimento completo de um representante de uma das empreiteiras (Augusto Ribeiro de Mendonça Neto). O Ministério Público Federal (de posse das informações completas da investigação) ajuizou ações de improbidade administrativa em 20 de fevereiro de 2015 contra empresas do cartel, fundamentadas na existência do esquema de pagamentos indevidos e utilizando como base a mesma metodologia utilizada pela Companhia, descrita na no item 3.1.3, para mensurar os danos materiais atribuíveis ao esquema de pagamentos indevidos. Parte importante das informações referidas acima foi tornada pública após 28 de janeiro de 2015, quando a Petrobras () divulgou suas demonstrações contábeis intermediárias de 30 de setembro de 20 não revisadas pelos auditores independentes. Estas informações detalharam e corroboraram as informações disponíveis anteriormente, com destaque para os acordos de colaboração premiada de Pedro José Barusco Filho, Paulo Roberto Costa, Alberto Youssef e Shinko Nakandakari. As informações disponíveis para a Companhia são, de maneira geral, consistentes com relação à existência do esquema de pagamentos indevidos, às empresas envolvidas, aos ex-empregados da Petrobras () envolvidos, ao período durante o qual o esquema operou, além dos valores máximos envolvidos no esquema de pagamentos indevidos em relação ao valor total dos contratos impactados pelo esquema. A Petrobras () acompanhará os resultados das investigações e a disponibilização de outras informações relativas ao esquema de pagamentos indevidos e, se porventura se tornar disponível informação que indique com suficiente precisão que as estimativas descritas acima deveriam ser ajustadas, a Companhia avaliará se o ajuste é material e, caso seja, o reconhecerá. Contudo, a Companhia não espera que informações adicionais a respeito das questões descritas acima oriundas de fontes internas estejam ou se tornem disponíveis. Outras informações obtidas no curso das investigações da Lava Jato, incluindo uma parte do depoimento de Shinko Nakandakari não foram tornadas públicas. Contudo, a Companhia acredita que, no presente momento, o risco de surgirem novas informações que modifiquem de forma relevante os fatos já conhecidos ou que impactem de forma material os ajustes realizados é baixo. Essa convicção se baseia fortemente no fato que, uma vez que um volume significativo de informações se tornou público, não é provável que as autoridades brasileiras (que possuem todas as informações provenientes das investigações em mãos) mantivessem em sigilo informações contraditórias (sendo importante ressaltar que as autoridades utilizaram a mesma metodologia para mensurar os danos materiais atribuíveis ao esquema de pagamentos indevidos em processos cíveis e criminais já instaurados) e que há um significativo grau de consistência entre as afirmações feitas por pessoas envolvidas no esquema em diferentes posições e com diferentes motivações, incluindo dois dos ex-empregados da Petrobras (), supostos intermediários do esquema de pagamentos indevidos e representantes de fornecedores e empreiteiras. 3.1. Descrição do esquema de pagamentos indevidos e dos impactos nas demonstrações contábeis da Companhia A seguir será discutida a necessidade de ajustar os valores de determinados ativos imobilizados em função dos impactos do esquema de pagamentos indevidos, bem como a impraticabilidade de identificar os valores de pagamentos indevidos, vincular os gastos adicionais cobrados pelas empreiteiras e fornecedores a pagamentos específicos no âmbito de cada contrato ou quantificar o valor exato dos gastos adicionais incorridos a ser corrigido. Também é discutida a metodologia adotada pela Companhia para baixar valores capitalizados que representam gastos adicionais incorridos na aquisição de ativos imobilizados. 3.1.1. O esquema de pagamentos indevidos e a necessidade de ajustar o valor contábil de determinados ativos imobilizados De acordo com as informações disponíveis à Companhia descritas acima, no esquema de pagamentos indevidos, diversas empreiteiras e fornecedores se organizaram em conluio com ex-empregados da Petrobras para impor custos adicionais no âmbito de contratos para a construção de ativos e utilizaram os valores pagos a mais pela Companhia para fazer pagamentos indevidos a partidos políticos, políticos em exercício e outros agentes políticos, empregados de empreiteiras e fornecedores, além de ex-empregados da Petrobras (). Em particular, o ex-diretor de Abastecimento, o ex-diretor de Serviços e um ex-gerente executivo da área de Serviços estavam envolvidos no esquema. Todos eles ocupavam posições de liderança na Petrobras () e, além de omitirem a existência do cartel, utilizaram sua influência para possibilitar os objetivos do esquema de pagamentos indevidos, principalmente garantindo que os membros do cartel participassem de licitações para a compra de bens e serviços e, dessa forma, obtivessem contratos com a Companhia. Não há, no entanto, informações que indiquem que eles controlassem ou direcionassem o uso dos pagamentos indevidos quando os recursos saíam da Petrobras (). Além disso, as investigações também identificaram outras ocorrências específicas em que empresas impuseram gastos adicionais à Companhia na aquisição de ativos imobilizados. Estes valores também foram utilizados para financiar pagamentos indevidos feitos por fornecedores e empreiteiras a ex-empregados da Petrobras (), não relacionados ao esquema de pagamentos indevidos, descrito acima. 3.1.2. Impraticabilidade de quantificar o valor exato no qual os ativos estão superavaliados e os períodos a serem corrigidos Identificar a data e o montante exatos dos custos adicionais impostos por fornecedores e empreiteiras à Companhia é impraticável em função das limitações descritas a seguir: As informações disponíveis para a Companhia, através dos depoimentos, identificam apenas as empresas envolvidas no esquema de pagamentos indevidos e o período de tempo em que o esquema funcionou, porém não especificam todos os contratos alvo dos atos ilícitos, os pagamentos específicos realizados no âmbito dos contratos e que incorporavam gastos adicionais, bem como os períodos em que os pagamentos incorporando custos adicionais foram feitos. A Companhia não fez qualquer desses pagamentos indevidos. Como eles foram feitos por empreiteiras e fornecedores, os valores exatos que foram gastos adicionalmente pela Companhia e usados para financiar pagamentos indevidos não podem ser identificados. Informações que determinem o montante que foi cobrado adicionalmente pelos membros do cartel não se encontram nos registros contábeis da Companhia, que refletem integralmente os termos dos contratos assinados por ela junto a seus fornecedores. Estes contratos tiveram seus preços elevados em função da atuação em conluio dos membros do cartel e ex-empregados da Petrobras (). Como a Companhia não consegue identificar o montante de gastos adicionais incluídos em cada pagamento no âmbito dos contratos de fornecimento ou o período específico em que os gastos adicionais ocorreram, não é possível determinar o período em que o ativo imobilizado deveria ser ajustado. Dois escritórios de advocacia estão conduzindo uma investigação interna independente no âmbito do sistema Petrobras que provavelmente terá duração superior a um ano e não se espera que apresente informações quantitativas cuja natureza seja abrangente suficiente para embasar um ajuste nas demonstrações contábeis. Isso ocorre, pois as informações disponíveis aos investigadores são limitadas às informações internas do sistema Petrobras e, dessa forma, não será possível identificar informações específicas sobre o montante que foi cobrado adicionalmente da Companhia. Como as supostas atividades de lavagem de dinheiro tinham o intuito de ocultar a origem dos recursos e o montante envolvido, não se espera a existência de registros específicos dessas atividades. As investigações em curso pelas autoridades brasileiras têm como foco determinar a responsabilidade penal dos réus e não de obter de forma detalhada o montante exato dos custos adicionais que foram cobrados da Companhia pelos membros do cartel ou os valores utilizados para fazer os pagamentos indevidos. Além disso, o processo de investigação e avaliação de todas as provas e alegações pode durar vários anos. As autoridades brasileiras instauraram ações contra as empreiteiras e fornecedores e seus respectivos representantes nas quais buscam reparação por improbidade administrativa. Nessas ações, as autoridades aplicaram o percentual de 3% aplicado sobre o valor dos contratos com as empreiteiras e fornecedores para mensurar os danos materiais atribuíveis ao esquema de pagamentos indevidos, de forma consistente com a metodologia utilizada pela Companhia para contabilizar os impactos (descrito no item 3.1.3). No escopo dessas ações também não é esperado que se produza um detalhamento completo de todos os pagamentos indevidos, mesmo considerando o longo período de tempo que as investigações conduzidas pelas autoridades brasileiras podem levar. Adicionalmente, a legislação brasileira não permite acesso a registros e documentos internos dos fornecedores em ações cíveis e, portanto, não é esperado que estas ações produzam novas informações com relação àquelas obtidas nas investigações e ações criminais. Conforme descrito anteriormente, a despeito das limitações citadas, o conjunto de informações disponíveis para a Companhia é, de maneira geral, consistente com relação aos agentes e empresas envolvidos no esquema, o período durante o qual operou, além do percentual de custos adicionais aplicado pelos fornecedores sobre o valor total dos contratos no escopo do esquema para financiar pagamentos indevidos e utilizados por essas empresas para financiar pagamentos indevidos. Página 6

Página 7 CNPJ Nº 06.248.349/0001-23 Empresa do Sistema Petrobras 3.1.3. Abordagem adotada para ajuste de ativos afetados pelos gastos adicionais Devido à impraticabilidade de identificação dos períodos e montantes de gastos adicionais incorridos, a Companhia utilizou todo o conjunto de informações disponíveis (descrito anteriormente) para quantificar o impacto do esquema de pagamentos indevidos. Quando a Petrobras divulgou suas demonstrações contábeis consolidadas intermediárias do terceiro trimestre de 20, não revisadas pelos auditores independentes, ainda não tinha informações com suficiente robustez para embasar os ajustes nas demonstrações contábeis individuais, inclusive da Companhia. Isso ocorreu em função de diversos documentos, cuja existência era de conhecimento da Petrobras (), porém ainda não haviam sido tornados públicos, com destaque para os depoimentos realizados no âmbito dos acordos de colaboração premiada de Pedro José Barusco Filho, Paulo Roberto Costa e Alberto Youssef. A partir de 28 de janeiro de 2015, evidências adicionais relevantes foram tornadas públicas, corroborando e amplificando as informações anteriormente disponíveis: Depoimentos de Pedro José Barusco Filho; Depoimentos prestados no âmbito do acordo de colaboração de Paulo Roberto Costa e Alberto Youssef, que estavam mantidos em sigilo; Uma parte dos depoimentos de Shinko Nakandakari; O Ministério Público Federal instaurou ações de improbidade administrativa contra os membros do cartel pelos danos materiais atribuíveis ao esquema de pagamentos indevidos. O Ministério Público Federal instaurou outras ações criminais contra indivíduos envolvidos no esquema de pagamentos indevidos, como representantes das empreiteiras, intermediários ou ex-empregados da Petrobras. Acordo de leniência da empresa Setal Engenharia e Construções, participante do cartel, com as autoridades brasileiras. Os valores pagos no âmbito dos contratos junto aos fornecedores e empreiteiras envolvidos no esquema descrito anteriormente foram integralmente incluídos no custo histórico dos respectivos ativos imobilizados da Companhia. No entanto, a administração entende que a parcela dos pagamentos que realizou a essas empresas que representa gastos adicionais incorridos no âmbito do esquema de pagamentos indevidos não deveria ter sido capitalizada. Os depoimentos identificaram 27 (vinte e sete) membros do cartel (fornecedores e empreiteiras brasileiras que pertenceriam ao esquema) e diversos fornecedores e empreiteiras que teriam atuado de forma isolada, também cobrando valores adicionais da Companhia que eram utilizados para realizar pagamentos indevidos, porém fora do escopo do cartel. Com relação ao período de atuação do cartel, os depoimentos esclarecem que o esquema de pagamentos indevidos teria ocorrido entre janeiro de 2004 e abril de 2012. Em suma, com base nas informações descritas anteriormente, a Companhia concluiu que a parcela dos custos incorridos na construção de seus ativos imobilizados como resultado da atuação de empreiteiras e fornecedores no cartel para cobrar valores adicionais e utilizar esses valores para realizar pagamentos indevidos não deveria ter sido capitalizada. A fim de contabilizar o impacto dos referidos gastos adicionais, foi desenvolvida uma metodologia para estimar o ajuste que deveria ser feito no ativo imobilizado, que envolve os cinco passos descritos a seguir: 1) Identificação da contraparte do contrato: foram listadas todas as companhias citadas como membros do cartel nos depoimentos tornados públicos e, com base nessa informação, foram levantadas as empresas envolvidas e as entidades a elas relacionadas. 2) Identificação do período: foi concluído, com base nos depoimentos, que o período de atuação do esquema de pagamentos indevidos foi de janeiro de 2004 a abril de 2012. 3) Identificação dos contratos: foram identificados todos os contratos assinados com as contrapartes mencionadas no passo (1) durante o período identificado no passo (2), incluindo também os aditivos aos contratos originalmente assinados entre janeiro de 2004 e abril de 2012. Em seguida, foram identificados os ativos imobilizados aos quais eles se relacionam. 4) Identificação dos pagamentos: foi calculado o valor total dos contratos identificados no passo (3). 5) Aplicação de um percentual fixo sobre o valor total de contratos definido no passo (4): o percentual de 3%, indicado nos depoimentos, foi utilizado para estimar os custos adicionais impostos sobre o montante total dos contratos identificados. O cálculo considerou todos os valores registrados nos registros contábeis da Companhia entre janeiro de 2004 e setembro de 20, referentes aos contratos inicialmente firmados entre janeiro de 2004 e abril de 2012, bem como quaisquer aditivos firmados entre a Companhia e os membros do cartel (individualmente ou em consórcio). Esse escopo amplo de contratos foi adotado para gerar a melhor estimativa dos custos adicionais, mesmo não havendo evidência de que todos os contratos assinados com as empresas em questão tivessem sido alvo do esquema de pagamentos indevidos. A Companhia também identificou montantes verificados em seus registros contábeis, referentes aos contratos e projetos específicos com empresas que não eram membros do cartel para contabilizar os custos adicionais impostos por essas empresas para utilizar os valores para financiar pagamentos indevidos realizados por elas, que não estão relacionados ao esquema de pagamentos indevidos ou ao cartel. No caso específico de valores cobrados adicionalmente por empresas fora do escopo do cartel, a Companhia considerou como parte da baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente os valores específicos de pagamentos indevidos ou o percentual sobre o contrato citados nos depoimentos, pois também foram utilizados por essas empresas para financiar pagamentos indevidos. A abordagem adotada para realizar os ajustes considera que os valores cobrados adicionalmente pelas empreiteiras e fornecedores foram aplicados sobre o valor total do contrato, ou seja, incluindo pagamentos que ainda serão incorridos em períodos futuros. Como é impraticável alocar os custos adicionais impostos por essas empresas a períodos específicos no tempo, a parcela de gastos adicionais referentes a pagamentos que serão realizados no futuro pela Companhia já pode ter sido cobrada antecipadamente. Dessa forma, a baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente incorpora o valor total dos contratos assinados e não apenas os valores referentes a pagamentos já efetuados. Contudo, conforme mencionado anteriormente, com base nas informações disponíveis, a Companhia acredita que a atuação do cartel tenha sido interrompida após abril de 2012 e que, considerando os andamentos recentes das investigações criminais, os pagamentos indevidos relacionados ao esquema de pagamentos indevidos tenham sido interrompidos. A Companhia considera ter adotado uma metodologia que produz a melhor estimativa de quanto seus ativos imobilizados estão superavaliados como resultado do esquema de pagamentos indevidos, uma vez que utilizou como base um valor limítrofe dentre as estimativas consideradas razoáveis. Em sua estimativa, a Companhia considerou que todos os contratos com as contrapartes identificadas foram impactados e o percentual de 3% representa os valores adicionais impostos pelas empreiteiras e fornecedores, utilizados por essas empresas para realizar pagamentos indevidos. As duas premissas são corroboradas pelos depoimentos, porém alguns depoimentos indicam percentuais inferiores com relação a certos contratos, períodos menores de atuação do cartel (janeiro de 2004 a abril de 2012), bem como o envolvimento de um número menor de fornecedores e empreiteiras. Além das baixas no ativo imobilizado, os impactos no resultado do período incluem a provisão para os créditos já utilizados com relação aos ativos em questão, além da reversão de parte da depreciação dos referidos ativos, a partir de suas respectivas datas de entrada em operação. Conforme indicado anteriormente, os depoimentos não fornecem informações suficientes para permitir que a Companhia determine o período específico no qual cada valor gasto adicionalmente foi incorrido. Dessa forma, a baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente foi reconhecida no resultado de 20, em função da impraticabilidade de se determinar os efeitos específicos em cada período no passado. A Companhia acredita que essa abordagem é a mais adequada no âmbito dos padrões internacionais de contabilidade (IFRS) para a correção do erro. A Companhia ainda não recuperou nenhum valor referente aos pagamentos indevidos feitos por fornecedores e não pode estimar de forma confiável qualquer valor recuperável nesse momento. Qualquer valor recuperável será reconhecido como resultado quando recebido (ou quando sua realização se tornar praticamente certa). Conforme mencionado anteriormente, a Companhia acredita que, de acordo com o IAS 16, os valores que foram pagos a mais em decorrência do referido esquema de pagamentos indevidos não deveriam ter sido incluídos no custo histórico do seu ativo imobilizado. Assim, nos termos da legislação tributária brasileira, esta baixa é considerada uma perda resultante de uma atividade ilícita e sujeita ao andamento das investigações a fim de determinar a extensão real das perdas antes que possam ser consideradas despesas dedutíveis para fins de imposto de renda e contribuição social. Como resultado, em 20, não era possível para a Companhia estimar os valores que poderiam ser considerados como despesas dedutíveis ou o prazo em que poderiam ser compensados. Desta forma, não foi constituído imposto de renda diferido sobre os pagamentos indevidos. A Companhia considerou cuidadosamente todas as informações disponíveis e, conforme indicado anteriormente, não acredita que novas informações oriundas das investigações pelas autoridades brasileiras, da investigação interna independente por escritórios de advocacia, ou de novas comissões internas de apuração que venham a ser constituídas (ou revisões das comissões internas já concluídas) poderão impactar ou mudar de forma relevante a metodologia adotada. Não obstante esta expectativa, a Companhia monitorará continuamente as investigações para obter informações adicionais e avaliará seu potencial impacto sobre os ajustes realizados. O efeito total dos ajustes apurados, conforme descrito acima é apresentado a seguir: Baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente Total Esquema de pagamentos indevidos: Valor total dos contratos... 10.733 Estimativa do valor total de gastos adicionais (3%)... 322 Pagamentos não relacionados ao esquema de pagamentos (fora do cartel)... 10 Reversão da depreciação dos referidos ativos... (35) Baixa de créditos fiscais referentes aos ativos impactados (*)... 27 324 (*) baixa de créditos fiscais que não serão aproveitados. 4. SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS As práticas contábeis descritas abaixo foram aplicadas de maneira consistente pela Companhia nas demonstrações contábeis apresentadas. 4.1. Base de consolidação As demonstrações contábeis consolidadas abrangem informações da TAG e de suas controladas. O controle é obtido quando a TAG 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. As 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. As empresas consolidadas são as seguintes: Participação no capital - Subscrito, integralizado e votante % 20 Controladas Nova Transportadora do Nordeste S.A. - NTN... 100 Nova Transportadora do Sudeste S.A. - NTS... 100 4.1.1. Reconciliação do patrimônio líquido e lucro líquido do consolidado com o da controladora Patrimônio líquido Lucro líquido 20 2013 01.01.2013 20 2013 - IFRS... 6.183 7.168 6.882 1.310 1.167 Despesas diferidas líquidas de IR... (76) 61 111 (38) (50) - CPC... 6.107 7.229 6.993 1.272 1.117 4.2. Instrumentos Financeiros 4.2.1. 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. 4.2.2. Contas a receber São contabilizados inicialmente pelo valor justo da contraprestação a ser recebida e, subsequentemente, mensurados pelo custo amortizado, com uso do método da taxa de juros efetiva, sendo deduzidas as perdas em 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 em recuperação judicial. 4.2.3. 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. 4.3. Investimentos societários Nas demonstrações individuais os investimentos em empresas controladas são reconhecidos pelo método de equivalência patrimonial. A definição de controle é apresentada na nota explicativa 4.1. 4.4. Imobilizado Está demonstrado pelo custo de aquisição ou custo de construção, que representa os custos para colocar o ativo em condições de operação, deduzido da depreciação acumulada. Os encargos financeiros de empréstimos obtidos, quando diretamente atribuíveis à aquisição ou à construção de ativos, são capitalizados como parte dos custos desses ativos até a entrada em operação. Esses custos são amortizados ao longo das vidas úteis estimadas. Os bens do imobilizado são depreciados pelo método linear com base nas vidas úteis estimadas, que estão demonstradas por classe de ativo na nota explicativa 10. 4.5. Intangível Está demonstrado pelo custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada. É composto por direitos e concessões e softwares. 4.6. Diferido A Companhia manteve o saldo de ativo diferido de 31 de dezembro de 2008, que continuará a ser amortizado em 5 anos a partir do início da operação, sujeito ao teste de redução do valor recuperável de ativos (impairment), em conformidade com a Lei nº 11.941/2009. Decorre de gastos pré-operacionais de projetos da TUM e da Gasene, que entraram em operação durante o período de 2009 a 2011. 4.7. Redução ao valor recuperável de ativos - Impairment A Companhia avalia os ativos do imobilizado, do intangível com vida útil definida e do diferido quando há indicativos de não recuperação do seu valor contábil. 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 de uso é estimado com base no valor presente de 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 a taxa 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 pela Petrobras, custos operacionais de mercado e investimentos necessários para realização dos projetos. 4.8. 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 pelo 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. 4.9. Provisões, ativos 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 ativos contingentes não são reconhecidos contabilmente nas demonstrações financeiras. Os passivos contingentes não são reconhecidos no balanço, porém são objetos de divulgação em notas explicativas quando a probabilidade de saída de recursos seja possível, inclusive aqueles cujos valores não possam ser estimados. 4.10. Imposto de renda e contribuição social As despesas de imposto de renda e contribuição social do período compreendem os impostos correntes e diferidos. a) Imposto de renda e contribuição social correntes 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. Em razão da lei nº 12.973/, que revoga o RTT, a Companhia, como não optante das proposições contidas na lei para o exercício de 20, mantém as disposições relativas ao RTT para o exercício corrente. O imposto de renda e a contribuição social correntes são calculados com base no lucro tributável aplicando-se as alíquotas vigentes no final do período que está sendo reportado. O imposto de renda e a contribuição social corrente são apresentados líquidos, no passivo quando houver montantes a pagar, ou no ativo quando os montantes antecipadamente pagos excedem o total devido na data do relatório. 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. O imposto de renda e a contribuição social diferidos ativos e passivos são apresentados pelo líquido no balanço quando há o direito legal e a intenção de compensá-los quando da apuração dos tributos correntes, em geral relacionado com a mesma entidade legal e a mesma autoridade fiscal. 4.11. Capital social e remuneração aos acionistas O capital social está representado por ações ordinárias. A remuneração aos acionistas é efetuada sob a forma de dividendos e/ou juros sobre o capital próprio com base nos limites definidos no estatuto da Companhia. O benefício fiscal dos juros sobre o capital próprio é reconhecido no resultado do exercício. 4.12. 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. 4.13. Reconhecimento de receitas, custo e despesas A receita é reconhecida quando for provável que benefícios econômicos serão gerados para a Companhia e quando seu valor puder ser mensurado de forma confiável, compreendendo o valor justo da contraprestação recebida ou a receber pela prestação de serviços, líquida dos descontos, impostos e encargos sobre a prestação de serviços. As receitas da Companhia são reconhecidas com base nos contratos de transporte de gás natural (nota explicativa 1), que inclui cláusulas de ship-or-pay, na qual a Petrobras (carregadora) se obriga a pagar pela capacidade de transporte contratada, independentemente do volume transportado. As receitas e despesas financeiras incluem principalmente receitas de juros sobre aplicações financeiras e títulos públicos, despesas com juros sobre financiamentos, além das variações cambiais e monetárias líquidas. As receitas, custos e despesas são reconhecidas pelo regime de competência. 5. ESTIMATIVAS E JULGENTOS 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:

Página 8 CNPJ Nº 06.248.349/0001-23 Empresa do Sistema Petrobras 5.1. Ajuste a valor presente (AVP) Utiliza-se o ajuste a valor presente sobre os fluxos de recebíveis e de pagamentos dos bens arrendados. As taxas de desconto utilizadas para o cálculo do AVP correspondem às praticadas no mercado e reflete a posição dos valores a receber da Petrobras () em função do prazo de liquidação do contrato de arrendamento financeiro do ativo imobilizado das controladas NTN e NTS (nota explicativa ). Em relação ao contrato de bem arrendado da Petrobras () a taxa de desconto utilizada para o cálculo do AVP corresponde à obtida considerando o valor justo do ativo na data inicial do contrato e o fluxo nominal de pagamentos previsto no contrato, e reflete a posição a pagar a Petrobras (nota explicativa ). 5.2. Impostos e contribuições a recuperar de PIS e COFINS sobre aquisição de ativo imobilizado Os créditos de PIS/COFINS incluem estimativas calculadas com base nas aquisições de ativos imobilizados ocorridas entre 2009 e 2011, conforme previsto na Lei Complementar 87/1996. 5.3. 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 com base em pareceres de seus assessores jurídicos e nos julgamentos da administração. 6. NOVAS NORMAS E INTERPRETAÇÕES a) IASB - International Accounting Standards Board Durante o exercício de 20, a seguinte norma emitida pelo IASB entrou em vigor, e não impactou materialmente as demonstrações contábeis da Companhia: IFRIC 21 - Tributos. A IFRIC 21 é uma interpretação do IAS 37, Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes, que especifica 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. A adoção antecipada de normas, embora encorajada pelo IASB, não é permitida no Brasil, pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC. As principais normas emitidas pelo IASB que ainda não entraram em vigor e não tiveram sua adoção antecipada pela Companhia, até 31 de dezembro de 20, são as seguintes: Norma Exigências-chave Data de vigência Emenda ao IFRS 11 Negócios em Conjunto Emenda ao IFRS 10 Demonstrações Consolidadas e IAS 28 Investimento em Coligada, em Controlada e em Empreendimento Controlado em Conjunto IFRS 15 - Receitas de Contrato com Clientes IFRS 9 - Instrumentos Financeiros Determina que uma entidade que adquire participação em uma operação em conjunto (IFRS 11/CPC 19) que atende à definição de um negócio (IFRS 3/CPC 15), contabilize a aquisição seguindo os mesmos princípios usados em combinações de negócios. Determinam que quando um ativo for vendido para, ou aportado em uma coligada ou em um empreendimento controlado em conjunto, e o ativo atende à definição de negócio (IFRS 3/CPC 15), o ganho ou perda deve ser reconhecido integralmente pelo investidor (independentemente da participação de terceiros na coligada ou no empreendimento controlado em conjunto). Estabelece novos princípios para o reconhecimento, mensuração e divulgação de receitas com clientes. Os requerimentos do IFRS 15 estipulam que a receita seja reconhecida quando o cliente obtém o controle sobre as mercadorias ou serviços vendidos, o que altera o modelo atual que se baseia na transferência de riscos e benefícios. Adicionalmente, a nova norma traz mais esclarecimentos sobre reconhecimento de receitas em casos complexos. 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. Institui novos requisitos relacionados a contabilidade de hedge. 1º de janeiro de 2016 1º de janeiro de 2016 1º de janeiro de 2017 1º de janeiro de 2018 Quanto às emendas e novas normas listadas acima, a Companhia está avaliando os impactos da aplicação em suas demonstrações contábeis consolidadas de exercícios futuros. b) Legislação tributária Em de maio de 20 foi publicada a Lei nº 12.973 que, dentre outras matérias: Revogou o Regime Tributário de Transição (RTT) instituído pela Lei nº 11.941, de 27 de maio de 2009; e Regulamentou o tratamento dos efeitos da adoção das normas contábeis internacionais (IFRS) na apuração dos tributos federais (IRPJ, CSLL, PIS e COFINS). Esta lei entrou em vigor a partir de 1º de janeiro de 2015, exceto os arts. 3º, 72 a 75 e 93 a 119, que entraram em vigor na data de sua publicação. A regulamentação desta Lei se deu por intermédio da Instrução Normativa nº 1.515, de 24 de novembro de 20, da Secretaria da Receita Federal do Brasil. A Administração da Companhia optou pela aplicação das disposições contidas nos arts. 1º e 2º e 4º a 70 da Lei nº 12.973/20, referentes à adoção do novo regime tributário, em substituição ao RTT, a partir do exercício de 2015. Dessa forma, não houve impactos nas demonstrações contábeis do exercício de 20. Adicionalmente, não são esperados efeitos relevantes em relação à incidência tributária e nem impactos nas demonstrações contábeis, a partir da aplicação dessa legislação para o exercício de 2015. Quanto às emendas e novas normas listadas acima, a Companhia está avaliando os impactos da aplicação em suas demonstrações contábeis consolidadas de exercícios futuros. 7. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA Aplicações financeiras de curto prazo Fundos de investimentos financeiros... 3.221 2.119 617 Poupança - Banco do Brasil... 2 2 2 3.223 2.121 619 As aplicações financeiras são representadas, basicamente, por fundos de investimentos, cujos recursos estão aplicados em quotas de fundo de investimento em direitos creditórios (FIDC - NP). O FIDC-NP é um fundo exclusivo do sistema Petrobras, o qual detém as cotas subordinadas deste fundo. A taxa média de rentabilidade das aplicações no FIDC-NP foi de 10,81% a.a. (8,05% em 2013). A Companhia somente possui cotas sêniores do FIDC, e de acordo com o regulamento do fundo, as cotas sêniores estão disponíveis diariamente para resgate. A exposição da Companhia ao risco de crédito associado às instituições financeiras está divulgada na nota explicativa 24.6. 8. CONTAS A RECEBER, LÍQUIDAS Clientes Partes relacionadas (nota explicativa 15) Arrendamento mercantil financeiro (nota explicativa )... 812 Contas a receber... 1.422 1.422 1.366 Terceiros... 1 3 2 2.235 1.425 1.368 Perdas em créditos de liquidação duvidosa... (1) (1) (1) 2.234 1.424 1.367 A exposição da Companhia ao risco de crédito associado aos clientes está divulgada na nota explicativa 24.6. 9. PROVISÃO PARA PERDA EM INVESTIMENTOS (CONTROLADORA) 9.1. Aquisição de ativos Em 15 de dezembro de 20, a Petrobras aprovou a designação da Companhia para exercer a opção de compra, junto a NT HOLDING CO. LTD., das ações da Nova Transportadora do Nordeste S.A. - NTN e da Nova Transportadora do Sudeste S.A. - NTS pelo valor de R$ 3, cada uma. A NTN e NTS são entidades estruturadas, na forma de Sociedades de Propósito Específico - SPE em 15 de janeiro de 2002, com o objetivo de atender às necessidades da Petrobras, na ampliação das malhas de gasodutos das regiões Nordeste e Sudeste do Brasil, que em face do controle das atividades operacionais, possuíam suas demonstrações contábeis consolidadas no sistema Petrobras. 9.2. Mutação da provisão para perda em investimentos NTN NTS Total Saldo em 31 de dezembro de 2013... Aquisição de participação... 3 3 6 Contribuição adicional de capital (nota explicativa 17.2)... (713) (675) (1.388) Equivalência patrimonial... 313 262 575 Saldo em 31 de dezembro de 20... (397) (410) (807) 9.3. Informações sobre as controladas % de Participação da TAG % no Capital votante Patrimônio líquido Lucro líquido de dezembro de 20 (*) Controladas Nova Transportadora do Nordeste S.A. - NTN... 100,00% 100,00% (397) 313 Nova Transportadora do Sudeste S.A. - NTS... 100,00% 100,00% (410) 262 (*) Considerando que as empresas foram adquiridas em dezembro de 20, a equivalência patrimonial foi calculada sobre o lucro desse mês. 10. IMOBILIZADO 10.1. Por tipo de ativos Total Edificações e benfeitorias Gasodutos e equip. transp. Ativos em construção Total Saldos ajustados em 1º de janeiro de 2013... 219 24.215 747 25.181 Adições... 1 428 429 Baixas... (4) (4) Transferência (a)... 446 (550) (104) Depreciação... (11) (993) (1.004) Saldos ajustados em 31 de dezembro de 2013 208 23.669 621 24.498 Custo... 241 27.370 621 28.232 Depreciação acumulada... (33) (3.701) (3.734) Saldos ajustados em 31 de dezembro de 2013 24.498 208 23.669 621 24.498 Adições... 295 294 294 Baixas... (1) (1) (1) Transferência (a)... (427) 7 63 (519) (449) Depreciação... (937) (11) (926) (937) Saldo em 31 de dezembro de 20 23.428 204 22.806 395 23.405 Custo... 28.099 248 27.433 395 28.076 Depreciação acumulada... (4.671) (44) (4.627) (4.671) Saldo em 31 de dezembro de 20 23.428 204 22.806 395 23.405 Tempo de vida útil média ponderado em anos. 16 a 30 até 30 (a) Inclui transferências para outras contas patrimoniais. Em 31 de dezembro de 20, o imobilizado do e da inclui bens decorrentes de contratos de arrendamento que transferem os benefícios, riscos e controles no montante de R$ 536. 11. DIFERIDO Gastos pré-operacionais Saldo em 1º de dezembro de 2013... 209 Amortização... (94) Saldo em 31 de dezembro de 2013... 115 Custo... 483 Amortização acumulada... (368) Saldo em 31 de dezembro de 2013... 115 Amortização... (77) Saldo em 31 de dezembro de 20... 38 Custo... 483 Amortização acumulada... (445) Saldo em 31 de dezembro de 20... 38 Tempo médio de amortização... 5 anos Os gastos pré-operacionais são relacionados às despesas com pessoal, estudos de impactos ambientais, resultados financeiros e outros gastos de organização e manutenção, incorridos nos projetos TUM e Gasene, que entraram em operação durante o período de 2009 à 2011. 12. FORNECEDORES Passivo circulante Terceiros País... 44 44 39 Exterior... 10 10 3 Partes relacionadas (Nota explicativa 15)... 311 173 156 365 227 198 13. FINANCIENTOS Os empréstimos e financiamentos se destinam à construção e ampliação da malha de gasodutos, dentre outros usos diversos. A Companhia possui obrigações relacionadas aos contratos de financiamento (covenants), dentre elas a de apresentação das demonstrações contábeis no prazo de 90 dias para os períodos intermediários, sem revisão dos auditores independentes, e de 120 dias para o encerramento do exercício, com prazos de cura que ampliam esses períodos em 30 e 60 dias, dependendo do financiamento. A apresentação das demonstrações contábeis nos prazos definidos contratualmente é uma exigência que consta na maioria dos contratos de financiamento e o não cumprimento pode gerar um vencimento antecipado das dívidas. As movimentações dos saldos de longo prazo dos financiamentos são apresentadas a seguir: Não Total Mercado Bancário Outros Total No país Saldo em 1º de janeiro de 2013... 12.529 1.253 13.782 Juros incorridos no exercício... 5 60 65 Amortização de principal... (771) (650) (1.421) Amortização de juros... (61) (61) Variações monetárias e cambiais... 1.098 1.098 Transferência de Longo Prazo para Curto Prazo... (37) (37) Saldo final em 31 de dezembro de 2013... 12.824 602 13.426 No exterior Saldo em 1º de janeiro de 2013... 3.262 3.262 Juros incorridos no exercício... 108 108 Variações monetárias e cambiais... 717 717 Transferência de Curto Prazo para Longo Prazo... 1.576 1.576 Saldo final em 31 de dezembro de 2013... 5.663 5.663 Saldo total em 31 de dezembro de 2013... 12.824 6.265 19.089 Não No país Saldo em 1º de janeiro de 20... 13.426 12.824 602 13.426 Juros incorridos no exercício... 31 5 26 31 Amortização de principal... (600) (600) (600) Amortização de juros... (28) (28) (28) Variações monetárias e cambiais... 991 1.002 1.002 Transferência de Longo Prazo para Curto Prazo... (690) (701) (701) Saldo final em 31 de dezembro de 20... 13.130 13.130 13.130 No exterior Saldo em 1º de janeiro de 20... 5.663 5.663 5.663 Juros incorridos no exercício... 92 92 92 Variações monetárias e cambiais... (1) (1) (1) Transferência de Longo Prazo para Curto Prazo... (1.300) (1.300) (1.300) Saldo final em 31 de dezembro de 20... 4.454 4.454 4.454 Saldo total em 31 de dezembro de 20... 17.584 13.130 4.454 17.584 Parcela circulante de Endividamento de Longo Prazo... 3.945 1.875 971 Juros provisionados... 1.640 1.225 5.585 3.100 971 13.1. Informações sumarizadas sobre os financiamentos (passivo circulante e não circulante) Vencimento em 2015 2016 2017 2018 2019 em diante Total Financiamentos em Reais (R$)... 664 626 626 626 2.1 4.656 Indexados a taxas flutuantes... 664 626 626 626 2.1 4.656 Taxa média dos financiamentos em Reais... 8,4% 8,3% 7,7% 7,2% 5,6% Financiamentos em Dólares (US$):... 4.921 473 780 780 11.559 18.513 Indexados a taxas flutuantes... 4.578 4.454 9.032 Indexados a taxas fixas... 343 473 780 780 7.105 9.481 Taxa média dos financiamentos em Dólares... 6,8% 6,9% 6,8% 6,8% 6,9% Total em 31 de dezembro de 20... 11.170 2.198 2.812 2.812 27.346 23.169 Total em 31 de dezembro de 2013... 3.999 1.043 1.3 1.3 12.390 20.060 (*) Em 31 de dezembro de 20, o prazo médio dos financiamentos é de 4,9 anos. 13.2. Garantias Os financiamentos concedidos por instituições de fomento são garantidos pela Petrobras.. ARRENDENTOS MERCANTIS - (REAPRESENTADO) Recebimentos Mínimos (*) Pagamentos Mínimos Pagamentos Mínimos Vencimento em: 2015... 851 104 104 2016-2019... 416 416 2020 em diante... 1.151 1.151 Recebimentos/pagamentos de compromissos estimados... 851 1.671 1.671 Menos montante dos juros anuais... (39) (839) (839) Valor presente dos recebimentos/pagamentos mínimos... 812 832 832 Vencimento em: 2015... 812 104 104 2016-2019... 416 416 2020 em diante... 312 312 Valor presente dos recebimentos/pagamentos mínimos... 812 832 832... 812 10 10 Não circulante... 822 822 Em 31 de dezembro de 20... 812 832 832 (*) Apresentado no contas a receber líquida (nota explicativa 8).

Página 9 CNPJ Nº 06.248.349/0001-23 Empresa do Sistema Petrobras 15. PARTES RELACIONADAS 15.1 Transações comerciais e outras operações As operações comerciais da Companhia com a Petrobras e demais empresas do sistema Petrobras são efetuadas a preço e condições normais de mercado. Em 31 de dezembro de 20, 31 de dezembro de 2013 e 1º de janeiro de 2013, não eram esperadas perdas na realização das contas a receber. Petrobras Gaspetro Transpetro NTN NTS 20 Petrobras Gaspetro Transpetro NTN NTS 20 2013 01.01.2013 Resultado Receitas, principalmente de serviços... 6.840 6.840 6.840 6.840 6.782 5.885 Receita arrendamento mercantil... 697 697 Mútuo NTN/NTS... 11 15 26 (11) (15) (26) Custos com serviços de operação e manutenção de gasodutos... (1) (239) (240) (239) (239) (237) (151) Variações monetárias líquidas... (49) (22) (71) (49) (22) (71) (99) (186) Despesas financeiras líquidas... (65) (65) (65) (65) (126) (331) 7.422 (22) (239) 11 15 7.187 6.726 (22) (239) (11) (15) 6.439 6.320 5.217 Ativo Arrendamentos mercantis financeiros... 812 812 Contas a receber por transporte de gás natural... 1.422 1.422 1.422 1.422 1.366 1.201 2.234 2.234 1.422 1.422 1.366 1.201 Passivo Fornecedores vinculados à operação e manutenção de gasodutos... 32 32 32 32 20 39 Fornecedores vinculados à construção de gasodutos... 253 253 115 115 119 308 Arrendamentos mercantis financeiros... 10 10 10 10 3 4 Dividendos propostos... 299 299 299 299 105 Outras contas a pagar... 23 3 26 23 3 26 17 32 585 3 32 620 447 3 32 482 159 488 Não circulante Financiamentos... 602 1.253 Arrendamentos mercantis financeiros... 822 822 822 822 815 782 822 822 822 822 1.417 2.035 15.2. Operações de mútuo Em 2011 foram assinados contratos de mútuo com a Nova Transportadora do Nordeste - NTN e com a Nova Transportadora do Sudeste - NTS, no montante de R$ 250 e R$ 350, respectivamente, visando recompor o caixa da TAG e financiar seus investimentos relacionados ao Projeto Malhas. Os juros mensais, calculados com base na Selic, são pagos mensalmente. Em 20 esses contratos foram quitados. 15.3. Remuneração da administração da Companhia A remuneração dos membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal da Companhia foi objeto de deliberação da Assembleia Geral Ordinária, realizada em 31 de março de 20. Foi deliberada a fixação do montante global de R$ 4, válida para o período compreendido entre abril de 20 e março de 2015. No exercício de 20, a remuneração dos membros da Diretoria foi de R$ 4. 16. TRIBUTOS 16.1. Imposto de renda e contribuição social Ativo circulante IRPJ - antecipação... 481 477 CSLL - antecipação... 296 297 Imposto de renda... 33 33 81 Contribuição social... 5 5 11 815 812 92 Passivo circulante IRPJ... 58 CSLL... 20 78 16.2. Impostos e contribuições Ativo circulante ICMS... 18 11 29 PIS/COFINS... 82 69 64 Outros impostos... 22 10 8 122 90 101 Ativo não circulante ICMS... 91 91 12 PIS/COFINS... 904 904 908 995 995 920 Passivo circulante ICMS... 38 33 77 PIS/COFINS... 12 2 ISS... 22 IR remessa ao exterior... 79 Outros impostos... 4 9 22 155 42 101 Os créditos de PIS/COFINS são originados das aquisições de ativos imobilizados de acordo com a Lei Complementar 87/1996. A Administração da Companhia espera realizar estes créditos com as operações futuras. 16.3. 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: Empréstimos e financiamentos (*) Arrendamentos mercantis financeiros Prejuízos fiscais Outros Total Total Imobilizado Em 1º de janeiro de 2013... (273) 264 61 9 61 Reconhecido no resultado do exercício... 10 602 23 22 657 Reconhecido no patrimônio líquido Outros... Em 31 de dezembro de 2013 718 (263) 866 84 31 718 Reconhecido no resultado do período... (636) (128) (866) 17 304 (673) Reconhecido no patrimônio líquido (29) Em 31 de dezembro de 20 53 (391) 101 304 31 45 Impostos diferidos ativos... 995 Impostos diferidos passivos... (277) Em 31 de dezembro de 2013 718 Impostos diferidos ativos... 473 436 Impostos diferidos passivos... (420) (391) Em 31 de dezembro de 20 53 45 (*) Em 20, em função de alteração do regime de tributação da variação cambial de caixa para competência, os tributos diferidos foram revertidos. b) Realização do imposto de renda e da contribuição social diferidos 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 20, a expectativa de realização dos ativos e passivos fiscais diferidos é a seguinte: Imposto de renda e CSLL diferidos, líquidos Ativos Passivos Ativos Passivos 2015... 152 7 152 7 2016 em diante... 321 413 284 384 473 420 436 391 16.4. Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro A reconciliação dos impostos apurados conforme alíquotas nominais e o valor dos impostos registrados estão apresentados a seguir: Lucro antes dos impostos... 1.916 1.846 1.530 Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%)... (651) (628) (520) Ajustes para apuração da alíquota efetiva: Incentivos fiscais... 4 4 51 Baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente (nota 3)... (122) (122) Exclusões/(Adições) permanentes, líquidas (*)... 164 173 (28) Juros sobre o capital próprio... 84 Outros... (1) (1) Despesa com imposto de renda e contribuição social... (606) (574) (413) Imposto de renda e contribuição social diferidos... (679) (659) 657 Imposto de renda e contribuição social correntes... 73 85 (1.070) (606) (574) (413) Alíquota efetiva de imposto de renda e contribuição social... 31,63% 31,09% 26,99% (*) Inclui equivalência patrimonial. 17. PATRIMÔNIO LÍQUIDO 17.1. Capital social realizado Em 15 de março de 2013, a Assembleia Geral Extraordinária aprovou o aumento de capital no valor de R$ 1, pela incorporação de reserva de incentivo fiscal. Em 31 de dezembro de 2013 o capital subscrito e integralizado no valor de R$ 5.346 está representado por 5.346 ações ordinárias, sem valor nominal. Em 30 de junho de 20, a Assembleia Geral Extraordinária aprovou o aumento de capital no valor de R$ 4 milhões, pela incorporação de reservas de incentivo fiscal, sem emissão de novas ações. Em 31 de dezembro de 20 o capital subscrito e integralizado é de R$ 5.350, representado por 5.350 ações ordinárias, sem valor nominal. 17.2. Contribuição adicional de capital É o reconhecimento do ganho em operação não usual de venda entre empresas do mesmo grupo econômico. Até 31 de dezembro de 2013, tal ganho foi obtido pela diferença entre o valor pago, estipulado contratualmente, e o patrimônio líquido da TUM e da Gasene, considerando que estas SPEs já faziam parte do grupo de empresas consolidadas no sistema Petrobras. Em 15 de dezembro de 20, a Companhia exerceu a opção de compra de 100% das ações da Nova Transportadora do Nordeste S.A. e da Nova Transportadora do Sudeste S.A., conforme previsão contratual. Esta operação resultou em um efeito de R$ 1.388, registrado como Contribuição Adicional de Capital, conforme demonstrado abaixo: NTN NTS Total Patrimônio líquido na aquisição... (710) (672) (1.382) Valor investimento (nota explicativa 9.1)... (3) (3) (6) Saldo em 31 de dezembro de 20... (713) (675) (1.388) 17.3. Reservas de lucros a) Reserva legal Constituída mediante a apropriação de 5% do lucro líquido do exercício, em conformidade com o artigo 193 da Lei das Sociedades por Ações. b) Reserva de incentivos fiscais Constituída mediante destinação de parcela do resultado do exercício equivalente aos incentivos fiscais, decorrentes de subvenções governamentais, em conformidade com o artigo 195-A da Lei das Sociedades por Ações. Essa reserva somente poderá ser utilizada para absorção de prejuízos ou aumento de capital social. No exercício de 20, foram destinados do resultado R$ 13, de incentivo para subvenção de investimentos no âmbito da Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) e da Amazônia (SUD), referentes à realização de parte dos depósitos para reinvestimento com recursos do imposto de renda. 17.4. Dividendos Os acionistas terão direito, em cada exercício, aos dividendos, que não poderão ser inferiores a 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido ajustado, na forma da Lei das Sociedades por Ações. O estatuto prevê que o Conselho de Administração poderá aprovar dividendos adicionais ao mínimo obrigatório. A proposta do dividendo relativo ao exercício de 20, que está sendo encaminhada pela administração da Companhia à aprovação dos acionistas na Assembleia Geral de acionistas, no montante de R$ 1.032, atende aos direitos garantidos aos acionistas. Demonstração do lucro básico para cálculo de dividendos: 20 2013 (*) Lucro líquido do exercício ()... 1.272 1.161 Apropriação: Reserva legal... (64) (58) Reserva de incentivos fiscais... (13) (8) Lucro básico para determinação do dividendo... 1.195 955 Dividendos mínimos obrigatórios (25%)... 299 Juros sobre o capital próprio... 248 Dividendos adicionais propostos... 733 707 Total de dividendos propostos... 1.032 955 Menos: Juros sobre o capital próprio pagos antecipadamente... (248) Saldo de dividendos propostos... 1.032 707 (*) dividendos cálculados sobre o lucro líquido divulgado em 2013 18. LUCRO POR AÇÃO Lucro líquido atribuível aos acionistas da TAG... 1.310 1.272 1.117 Quantidade de ações ordinárias... 5.350.403 5.350.403 5.346.390 Lucro líquido básico e diluído por ação ordinária (R$ por ação)... 0,24 0,24 0,21 19. RECEITA DE SERVIÇOS Receita bruta de serviços... 6.840 6.840 6.782 Encargos sobre serviços... (943) (943) (923) Receita líquida serviços... 5.897 5.897 5.859 20. OUTRAS RECEITAS (DESPESAS) OPERACIONAIS, LÍQUIDAS Subvenções e assistências governamentais... 13 13 8 13 13 8 21. DESPESAS POR NATUREZA Gastos com pessoal... 21 21 16 Depreciação e amortização... 938 963 1.033 Serviços contratados, fretes, aluguéis e encargos gerais... 29 30 2 Aluguel de equipamentos, compressores e serviços de compressão 66 66 71 Operação e manutenção... 239 239 237 Tributárias... 91 66 31 1.384 1.385 1.390 Na Demonstração do Resultado Custo dos serviços prestados (2013 ajustado)... 1.254 1.254 1.300 Gerais e administrativas... 39 65 59 Tributárias... 91 66 31 1.384 1.385 1.390 (*) Em 20 foi considerado o estorno do aluguel do Garsol no período de 2010 a 2013. 22. RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO Variações cambiais e monetárias s/ endividamento líquido... (2.011) (1.919) (1.846) Despesa com endividamentos, líquida... (1.061) (1.058) (1.089) Receita com aplicações financeiras... 6 135 46 Resultado financeiro sobre endividamento líquido... (2.926) (2.842) (2.889) Receita arrendamento mercantil... 697 Encargos sobre obrigações arrendamento financeiro... (65) (65) (66) Atualização monetária sobre arrendamento financeiro... (49) (49) (60) Outras despesas e receitas financeiras líquidas... (34) (96) Outras variações cambiais e monetárias líquidas... 57 60 24 Resultado financeiro líquido (2013 ajustado)... (2.286) (2.930) (3.087) Receitas financeiras... 847 154 88 Despesas financeiras (2013 ajustadas)... (1.130) (1.176) (1.269) Variações cambiais e monetárias (2013 ajustadas)... (2.003) (1.908) (1.906) 23. PROCESSOS JUDICIAIS E CONTINGÊNCIAS Os processos judiciais provisionados e não provisionados, além dos depósitos judiciais, são apresentados a seguir: 23.1. Processos judiciais provisionados A Companhia constituiu provisões em montante suficiente para cobrir as perdas consideradas prováveis e razoavelmente estimáveis. Os valores provisionados são os seguintes: Passivo não circulante Reclamações trabalhistas... 8 1 Processos fiscais... 19 1 2 27 2 2 Saldo inicial... 27 2 2 Adições... Utilização para pagamentos... Atualização de juros... Saldo final... 27 2 2 23.2. Depósitos Judiciais Os depósitos judiciais são apresentados de acordo com a natureza das correspondentes causas: Ativo não circulante Processos trabalhistas... 1 1 1 Processos fiscais... 55 51 45 Processos cíveis... 1 1 57 53 46

Página 10 CNPJ Nº 06.248.349/0001-23 Empresa do Sistema Petrobras 23.3. Processos judiciais não provisionados - Natureza Estimativa Fiscais... 423 Cíveis... 265 Trabalhistas... 3 691 Os quadros a seguir detalham as principais causas de natureza fiscal e cível, cujas expectativas de perdas estão classificadas como possível: a) Processos de natureza fiscal Descrição do processo de natureza fiscal Estimativa Autor: Secretaria de Fazenda do Estado de São Paulo 1) Aproveitamento indevido de crédito de ICMS A.I. nº 4.026.759-3, 4.039.559-5, 4.005.552-8 e 4.026.203. Situação atual: A questão envolve processos em fase administrativa, onde a companhia tem buscado assegurar seus direitos. 265 Autor: Secretaria de Fazenda do Estado do Espírito Santo 2) Execução Fiscal para cobrança de tributos da Gasene PA 2.082.082-2 e 5.655.279-3 Situação atual: A TAG ainda não foi citada. 106 Autor: Secretaria de Fazenda do Estado do Rio de Janeiro 3) Recolhimento incorreto de DIFAL Situação atual: Aguardando a análise do Fisco Estadual quanto à impugnação apresentada pela TAG. 17 4) Aproveitamento indevido de crédito de ICMS Situação atual: Recurso interposto perante instância administrativa 5) Processos diversos de natureza fiscal 21 Total de processos de natureza fiscal 423 b) Processo de natureza cível Descrição do processo de natureza cível Estimativa Autor: - TAG 1) Perdas e danos pelo inadimplemento do contrato com o Consórcio Masa. Situação atual: Ação movida pela TAG contra o Consórcio MASA-ARG em função de inadimplemento de contrato, sendo que em 10/10/2006, o consórcio apresentou reconvenção contra a TAG. Em 08/03/2010 a TAG foi condenada em 1ª instância ao pagamento dos prejuízos do Consórcio no ano de 2005 e a devolução do seguro recebido após o ajuizamento da causa, recorrendo da sentença. Após discussões em Tribunais de instâncias inferiores, com recursos de ambas empresas, em 03/02/20, os recursos foram remetidos ao Superior Tribunal de Justiça. 234 2) Processos diversos de natureza cível 31 Total de processos de natureza cível 265 24. GERENCIENTO DE RISCOS E INSTRUMENTOS FINANCEIROS 24.1. Instrumentos Financeiros A Companhia e suas controladas mantêm operações com instrumentos financeiros. A administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégias operacionais e controles internos visando assegurar sua liquidez e rentabilidade. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condições contratadas versus condições vigentes no mercado. Em 31 de dezembro de 20 e 2013, a Companhia e suas controladas não efetuaram aplicações de caráter especulativo ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela administração da Companhia. Os controles para identificação de eventuais derivativos embutidos nas operações da Companhia e suas controladas são corporativos e aplicados por sua controladora Petrobras. Tais controles estão relacionados principalmente à identificação de possíveis derivativos embutidos e à orientação relacionada ao tratamento contábil a ser dado pelas empresas do sistema Petrobras. Todas as operações com instrumentos financeiros estão reconhecidas nas demonstrações contábeis da Companhia e suas controladas e estão demonstradas abaixo em 31 de dezembro de 20 e 2013: Ativo Caixa e equivalentes de caixa... 3.223 2.121 619 Contas a receber, líquidas... 2.234 1.424 1.367 5.457 3.545 1.986 Não circulante Outros ativos realizáveis a longo prazo... 79 79 57 5.536 3.624 2.043 Passivo Financiamentos... 5.585 3.100 971 Fornecedores... 365 227 198 Arrendamento mercantil financeiro... 10 10 4 Outras contas e despesas a pagar... 30 43 19 5.990 3.380 1.192 Não circulante Financiamentos... 17.584 17.584 19.089 Arrendamento mercantil financeiro... 822 822 815 Outras contas e despesas a pagar... 31 31 46 18.437 18.437 19.950 24.427 21.817 21.2 RENATO DE ANDRADE COSTA Conselheiro CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO HUGO REPSOLD JUNIOR Presidente MURILO FRANCISCO RELLA Conselheiro ROBERTO MURILO CARVALHO DE SOUZA Conselheiro 24.2. Mensuração dos instrumentos financeiros Os instrumentos financeiros da Companhia e suas controladas estão mensurados ao custo amortizado. Os valores justos destes instrumentos financeiros são equivalentes aos seus valores contábeis. 24.3. Gerenciamento dos Riscos A gestão da TAG é realizada por seus diretores, com base na política corporativa para gerenciamento de riscos da sua controladora Petrobras. Esta política visa contribuir para um balanço adequado entre os seus objetivos de crescimento e retorno e seu nível de exposição a riscos, quer inerentes ao próprio exercício das suas atividades, quer decorrentes do contexto em que ela opera, de modo que, através da alocação efetiva dos seus recursos físicos, financeiros e humanos, a Companhia e suas controladas possam atingir suas metas estratégicas. As operações da Companhia e suas controladas estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos: 24.4. Risco de Mercado 24.4.1. Risco cambial O gerenciamento dos riscos cambiais é feito de forma corporativa pela controladora Petrobras, que busca identificá-los e tratá-los de forma integrada, visando garantir alocação eficiente dos recursos destinados à proteção patrimonial. O risco cambial decorre da possibilidade de oscilações das taxas de câmbio das moedas estrangeiras utilizadas pela Companhia e suas controladas para a aquisição de equipamentos ou serviços e a contratação de instrumentos financeiros. A Companhia e suas controladas avaliam permanentemente essas oscilações, procurando renegociar suas dívidas na medida em que essas impactam significativamente seus fluxos financeiros. A exposição cambial da Companhia e suas controladas em 31 de dezembro de 20 está concentrada em seus empréstimos e financiamentos sujeito à variação cambial do Dólar norte-americano, conforme mencionado na Nota 13.1 cujo saldo está valorizado pela taxa de fechamento de 2,6562, em 31 de dezembro de 20. a) Análise de sensibilidade dos instrumentos financeiros sujeitos à variação cambial A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de taxa de câmbio, considerando que o cenário provável é o valor dos financiamentos em 31 de dezembro de 20, respectivamente, que os cenários possível e remoto consideram a variação de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data. Em 31.12.20 Cenário Provável Cenário Possível Cenário Remoto Financiamentos (Dólar norte-americano)... 16.035 4.628 9.257 24.5. Risco de taxa de juros Decorre da possibilidade da Companhia e suas controladas sofrerem ganhos ou perdas relativos às oscilações de taxas de juros incidentes sobre seus ativos e passivos financeiros. Visando à mitigação desse tipo de risco, a Companhia e suas controladas seguem as orientações corporativas para as empresas do sistema Petrobras. A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de juros variáveis, considerando que o cenário provável é a atualização do valor dos financiamentos em 31 de dezembro de 20 pelas mesmas taxas de juros nesta data, que os cenários possível e remoto consideram a variação de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data. a) Análise de sensibilidade de taxa de juros Em 31.12.20 Cenário Provável Cenário Possível Cenário Remoto Financiamentos (TJLP)... 5.342 5.404 5.467 Financiamentos (Libor)... 13.803 13.888.050 24.6. Risco de crédito A Companhia e suas controladas estão expostas ao risco de crédito das instituições financeiras decorrentes da administração de seu caixa, que é feita com base nas orientações corporativas de sua controladora Petrobras. Tal risco consiste na possibilidade de não saque ou resgate dos valores depositados, aplicados ou garantidos por instituições financeiras. A exposição máxima ao risco de crédito está representada pelos saldos de caixa e equivalentes de caixa em 31 de dezembro de 20. Também é representado por contas a receber, o que, no entanto, é atenuado por possuir como único cliente a sua controladora Petrobras. A administração avalia que os riscos de crédito associados aos saldos de caixa e equivalentes de caixa e títulos são reduzidos, em função de suas operações serem realizadas com base em análise e orientações corporativas de sua controladora Petrobras e com instituições financeiras brasileiras de reconhecida liquidez. 24.7. Risco de liquidez A Companhia e suas controladas utilizam seus recursos principalmente com despesas de capital, pagamentos de dividendos e refinanciamento da dívida. O risco de liquidez da Companhia e suas controladas é administrado de forma corporativa pela controladora Petrobras. O fluxo nominal (não descontado) de principal e juros dos financiamentos, por vencimento, é apresentado a seguir: Vencimento 2015 2016 2017 2018 2019 2020 em diante 31.12.20 1.742 2.003 2.223 2.132 2.032 10.196 20.328 25. SEGUROS A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras. Em 20, a Companhia e suas controladas possuíam cobertura de seguros para os bens sujeitos a riscos por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais sinistros, considerando a natureza de sua atividade. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis, consequentemente não foram examinados pelos nossos auditores independentes. ANA PAULA LOPES DO VALE SARAIVA Diretora Administrativo-Financeira DIRETORIA EXECUTIVA ROGÉRIO GONÇALVES MATTOS Diretor Superintendente PAULO LEONARDO MARINHO FILHO Diretor Comercial FERNANDO JOSÉ ENNES DE SENNA Diretor Técnico-Operacional JOSÉ SILVIO PETRUNGARO - Contador - CRC-RJ - 054431/O-7 RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS INDIVIDUAIS E CONSOLIDADAS Aos Administradores e Acionista - TAG Examinamos as demonstrações contábeis individuais da - TAG (a "Companhia" ou "") que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 20 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, assim como o resumo das principais políticas contábeis e as demais notas explicativas. Examinamos, também, as demonstrações contábeis consolidadas da - TAG e suas controladas ("") que compreendem o balanço patrimonial consolidado em 31 de dezembro de 20 e as respectivas demonstrações consolidadas do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, assim como o resumo das principais políticas contábeis e as demais notas explicativas. Responsabilidade da administração sobre as demonstrações contábeis A Administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação dessas demonstrações contábeis individuais de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e dessas demonstrações contábeis consolidadas de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) e as práticas contábeis adotadas no Brasil, assim como pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou por erro. Responsabilidade dos auditores independentes Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelo auditor e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis estão livres de distorção relevante. Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e das divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis, independentemente se causada por fraude ou por erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis da Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Sociedade. Uma auditoria inclui também a avaliação da adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião. Opinião sobre as demonstrações contábeis individuais Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da - TAG em 31 de dezembro de 20, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Senhores Acionistas, O Conselho Fiscal da - TAG, no uso de suas atribuições legais e estatutárias, procedeu ao exame do Relatório da Administração e das Demonstrações Contábeis referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 20, tendo por base o Relatório da PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, de 29 de abril de 2015, sem ressalvas, elaborado de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil. Tomou conhecimento das seguintes proposições a serem encaminhadas a Assembleia Geral de Acionistas para destinação do Lucro Líquido, apurado no Exercício Social de 20, no valor de R$ 1.270.838.909,00 (hum bilhão, duzentos e setenta milhões, oitocentos e trinta e oito mil e novecentos e nove reais): a) Constituição de Reserva Legal no montante de R$ 63.541.945,45 (sessenta e três milhões, quinhentos e quarenta e um mil, novecentos e quarenta e cinco reais e quarenta e cinco centavos), em conformidade com o artigo 193, da Lei nº 6.404/76. b) Constituição de Reserva de Incentivos Fiscais no montante de 12.694.938,15 (doze milhões, seiscentos e noventa e quatro mil, novecentos e trinta e oito reais e quinze centavos), em conformidade com o artigo 195, da Lei nº 6.404/76; PARECER DO CONSELHO FISCAL Opinião sobre as demonstrações contábeis consolidadas Em nossa opinião, as demonstrações contábeis consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da - TAG e suas controladas em 31 de dezembro de 20, o desempenho consolidado de suas operações e os seus fluxos de caixa consolidados para o exercício findo nessa data, de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) e as práticas contábeis adotadas no Brasil. Ênfases Demonstrações contábeis individuais As demonstrações contábeis individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da - TAG, essas práticas diferem das IFRS, aplicáveis às demonstrações contábeis separadas, somente no que se refere a manutenção do diferido. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto. Reapresentação das demonstrações contábeis Conforme mencionado na nota explicativa 2.1, em decorrência da retificação na classificação de arrendamentos financeiros, anteriormente classificados como arrendamentos operacionais, os valores correspondentes referentes ao exercício anterior, apresentados para fins de comparação, foram ajustados e estão sendo s como previsto no CPC 23 (Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro). Nossa opinião não contém modificação relacionada a esse assunto. Operação Lava Jato e seus reflexos na Companhia Chamamos atenção para a Nota 3 às demonstrações contábeis, na qual a Companhia descreve os fatos relacionados à Operação Lava Jato e como os mesmos se refletem em suas operações e nas demonstrações contábeis da Companhia. Nossa opinião não está modificada em relação a este assunto. Transações com partes relacionadas Chamamos a atenção para a Nota 1 e 15 às demonstrações contábeis, que descreve que as operações da Sociedade são basicamente efetuadas com empresas do Sistema Petrobras e, portanto, estas demonstrações contábeis devem ser lidas nesse contexto. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto. Outros assuntos Informação suplementar - Demonstrações do Valor Adicionado Examinamos também as Demonstrações do Valor Adicionado (DVA), individuais e consolidadas, referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 20, preparadas sob a responsabilidade da administração da Companhia e apresentadas como informação suplementar. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Rio de Janeiro, 29 de abril de 2015 PricewaterhouseCoopers Marcos Donizete Panassol Auditores Independentes Contador CRC 2SP000160/O-5 "F" RJ CRC 1SP155975/O-8 S RJ c) Compensação de prejuízos acumulados de exercícios anteriores no montante de R$ 162.895.045,27 (cento e sessenta e dois milhões, oitocentos e noventa e cinco mil, quarenta e cinco reais e vinte e sete centavos); e d) Distribuição de dividendos totais no montante de R$ 1.031.706.980,13 (um bilhão, trinta e um milhões, setecentos e seis mil, novecentos e oitenta reais e treze centavos), a ser submetida à deliberação da Assembleia Geral de Acionistas. O Conselho Fiscal é de opinião que os referidos documentos societários refletem adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a situação patrimonial, financeira e de gestão da - TAG. Adicionalmente, manifesta-se favorável à submissão da proposta de destinação do resultado do exercício à Assembleia Geral de Acionistas, na forma apresentada pelo Conselho de Administração. Rio de Janeiro, 29 de abril de 2015 Gilmar Alanis Carla Maria de Oliveira Castro Gonçalves Leandro Giacomazzo Presidente Conselheira Conselheiro