Relatório de Gestão da Petrobras – 2014

RELATÓRIO DE

GESTÃO 2014

RELATÓRIO DE GESTÃO 2014

PODER EXECUTIVO MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS

PRESTAÇÃO DE CONTAS ORDINÁRIA ANUAL RELATÓRIO DE GESTÃO DO EXERCÍCIO DE 2014

Relatório de Gestão do exercício 2014, apresentado aos órgãos de controle interno e externo como prestação de contas anual a que esta Unidade está obrigada nos termos do parágrafo único do art. 70 da Constituição Federal, elaborado de acordo com as disposições da Instrução Normativa TCU nº 63/2010, alterada pela IN TCU nº 72/2013, anexo III da Decisão Normativa TCU nº134/2013, alterada pela Decisão Normativa TCU nº 139/2014, e Decisão Normativa TCU nº140/2014, bem como das Portarias TCU nº 90/2014 e CGU nº 522/2015.

Rio de Janeiro, 07/2015


LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

RI Relacionamento com Investidores

D.E Diretoria Executiva

C.A Conselho de Administração

C.F Conselho Fiscal

P.N Plano de Negócio

E&P Exploração e Produção

G&E Gás e Energia

RTC Refino, Transporte e Comercialização

RTCP Refino, Transporte, Comercialização e Produção

SMS Segurança, Meio Ambiente e Saúde

TIC Tecnologia da Informação e Telecomunicações

P&D Pesquisa e Desenvolvimento

CVM Comissão de Valores Mobiliários

SOX Sarbanes-Oxley

FEBRABAN Federação Brasileira das Associações de Bancos

CDES Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social

BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

IABr Instituto Aço Brasil

OCDE Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico

OPEP Organização dos Países Exportadores de Petróleo

BPD Barris de Petróleo Dia

DIP Documento Interno Petrobras

LGN Líquidos de Gás Natural e Condensados

GNL Gás Natural Liquefeito

CFM Condições de Fornecimento de Materiais

MPC Manual de Procedimentos Contratuais

ANTAQ Agência Nacional Transportes Aquaviários

EBN Empresa Brasileira de Navegação

NORMAM Normas de Auditoria Marítima

ANAC Agência nacional de Aviação Civil

IFRS International Financial Reporting Standards

IASB International Accounting Standards Board

MW Megawatts

LIBOR London Interbank Oferred Rate

STF Supremo Tribunal Federal

STJ Supremo Tribunal de Justiça

CNPE Conselho Nacional de Política Energética

GLP Gás Liquefeito de Petróleo

ANP Agencia Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustível

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis

SPE Sociedade de Propósito Específico

R/P Reserva/Produção

IRR Índice de Reposição de Reservas

BOE Barril de Óleo Equivalente

BOED Barril de Óleo Equivalente Dia

PPO-SGO Planejamento e Programação da Operação - Sistema de Gestão da Operação do Parque Gerador da Petrobras

OGME Open Utilities- Gestão de Mercados de Energia

GTEC GESTÃO TELEMEDIÇÃO DE ENERGIA PARA COMERCIALIZADORA

CCEE Câmara de Compensação de Energia Elétrica


LISTA DE QUADROS, TABELAS, GRÁFICOS E FIGURAS

Pág.

Tabela I Descrição do Grupo Econômico 8 Tabela II Investimentos Diretos Controladora 18 Quadro I Desempenho no Mercado 27 Quadro II Desempenho no Mercado 29 Tabela III Volume de Vendas de Combustíveis 31 Tabela IV Volume de Vendas de Diesel e Biodiesel 32 Tabela V Produção de Biodiesel 33 Quadro III Desempenho no Mercado 34 Tabela VI Indicadores do Setor de Transporte de Petróleo, Gás e Derivados 34 Quadro IV Reservas de Petróleo e Gás Natural 51 Tabela VII Capacidade e Produção Média das Refinarias 52 Gráfico I Reservas provadas de Óleo, LGN, Condensado e Gás Natural 53 Gráfico II Produção de Óleo, LGN, Condensado e Gás Natural 54 Gráfico III Lucro Líquido (Prejuízo) Consolidado 54 Tabela VIII Participação Petrobras 55 Tabela IX Principais Declarações de Comercialidade 56 Tabela X Unidades de Produção Incorporadas em 2014 57 Quadro V Reservas Provadas de Petróleo e Gás natural 58 Quadro VI Evolução das Nossas Reservas 59 Tabela XI Desempenho nos Últimos Dez Anos 61 Quadro VII Desempenho no Mercado 65 Tabela XII Desempenho Agroindustrial 67 Quadro VIII Produção Biodiesel 67 Gráfico IV Volume de Produção 70 Gráfico V Reservas MM Boed 71 Gráfico VI Vendas Anuais 71 Tabela XIII Resumo Econômico Financeiro 72 Quadro IX Reconciliação do EBITDA 73 Quadro X Principais Cotações 73 Quadro XI Volume de Vendas 74 Gráfico VII Curva do Resultado 75 Quadro XII Efeito Total dos Ajustes por Área 76 Gráfico VIII Desempenho das Ações 79 Gráfico IX Volume Financeiro Negociado Bovespa 79 Gráfico X Volume Financeiro Negociado NYSE 79 Tabela XIV Lucro Líquido (Prejuízo) Atribuível aos Acionistas 82 Tabela XV Análise da Demonstração do Resultado Consolidado 84 Quadro XIII Endividamento Consolidado 87 Gráfico XI Endividamento Consolidado 87 Quadro XIV Movimentação do Valor de Referência 88 Tabela XVI Demonstrativo dos Dividendos Inexistente 91 Figura I Organograma da Ouvidoria-Geral 100 Quadro XV Montante da PLR 2013 119 Quadro XVI Posição Acionária 120 Gráfico XII Demonstração da Posição dos Acionistas 121 Quadro XVII Remuneração dos Conselhos de Administração e Fiscal 128 Quadro XVIII Demonstrativo Sintético da Remuneração de Membros de Diretoria e de Conselhos 129/130 Quadro XIX Demonstrativo da Remuneração Variável dos Administradores 130 Quadro XX Valor Contratado por Modalidade de Licitação 133 Quadro XXI Evolução dos Contratos de Patrocínios últimos 3 anos 133 Quadro XXII Evolução e quantitativos de documentos enviados para o SIASG nos últimos 3 anos 134 Quadro XXIII Quadro Demonstrativo de pessoal 134 Quadro XXIV Quantitativo de declarações de bens e rendas 137 Tabela XVII Empresas com Processos Modificadores ocorridos Exercício 2014 153 Tabela XVIII Empresas com Processos Modificadores ocorridos Exercício 2014 154 Tabela XIX Empresas com Processos Modificadores ocorridos Exercício 2014 154 Tabela XX Empresas com Processos Modificadores ocorridos Exercício 2014 155 Tabela XXI Empresas com Processos Modificadores ocorridos Exercício 2014 155 Tabela XXII Empresas com Processos Modificadores ocorridos Exercício 2014 156 Tabela XXIII Empresas com Processos Modificadores ocorridos Exercício 2014 156 Tabela XXIV Empresas com Processos Modificadores ocorridos Exercício 2014 157 Tabela XXV Empresas com Processos Modificadores ocorridos Exercício 2014 158 Tabela XXVI Empresas com Processos Modificadores ocorridos Exercício 2014 159


SUMÁRIO CONTEÚDO CUSTOMIZADO DO RELATÓRIO DE GESTÃO

Parte C do anexo II da DN TCU nº 134/2013 Alterada pela DN TCU nº 139/2014

Pág.

Introdução 6 1 - Identificação e atributos da Entidade. 7 2 - Ambiente de atuação. 10 3 - Planejamento e resultados alcançados. 21 4 - Informações sobre o desempenho da Entidade. 22 5 - Estruturas de governança e de autocontrole da gestão. 91 6 - Tópicos especiais da gestão. 132 7 - Gestão de pessoas, terceirização de mão de obra e custos relacionados. 134 8 - Gestão da Tecnologia da Informação e gestão do conhecimento. 135 9 - Conformidades e tratamento de disposições legais e normativas. 136 10 - Relacionamento com a sociedade. 141 11 - Informações Contábeis. 141 12 - Outras informações sobre a gestão. 141

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INTRODUÇÃO Relatório de Gestão do exercício social de 2014, apresentado aos órgãos de controle interno e externo como prestação de contas anual a que a Petrobras está obrigada, nos termos do parágrafo único do art. 70 da Constituição Federal, elaborado de acordo com as disposições da Instrução Normativa TCU nº 63/2010, alterada pela IN TCU nº 72/2013, anexo III da Decisão Normativa TCU nº134/2013, alterada pela Decisão Normativa TCU nº 139/2014, e Decisão Normativa TCU nº140/2014, bem como das Portarias TCU nº 90/2014 e CGU nº 522/2015.

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RELATÓRIO DE GESTÃO 2014 INFORMAÇÕES CUSTOMIZADAS DA PETROBRAS

PARTE C - UNIDADES JURISDICIONADAS COM RELATÓRIOS DE GESTÃO CUSTOMIZADOS

Item 1 - Parte C da DN nº 134 DE 4 DE DEZEMBRO 2013 Alterada pela DN nº 139 de 24 de Setembro de 2014

1.1. Identificação da entidade (nome, CNPJ, natureza jurídica e vinculação ministerial):

Nome: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS CNPJ: 33.000.167/0001-01 Natureza jurídica: Sociedade de Economia Mista Vinculação ministerial: Ministério de Minas e Energia (MME)

1.2. Endereço postal e telefones da Sede:

Av. República do Chile, nº65, 24º andar, Centro - Rio de Janeiro/RJ Brasil CEP 20031-912.

1.3. Endereço da página da Internet:

www.petrobras.com.br

1.4. Endereço de correio eletrônico institucional:

[email protected]

1.5. Organograma societário do grupo, indicando as subsidiárias, controladas, coligadas e sociedades de propósito específico. a. Controladores diretos e indiretos A Petrobras é controlada pela União Federal.

b. Controladas e coligadas As controladas, controladas em conjunto e coligadas da companhia estão listadas no item “c” deste relatório.

c. Participações da Petrobras em sociedades do grupo:

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Tabela I - Descrição do Grupo Econômico

Participação no capital - % Capital Subscrito e Integralizado

2014 2013 2012 Controladas

Petrobras Netherlands B.V. - PNBV 100,00% 100,00% 100,00%

Petrobras Distribuidora S.A. - BR 100,00% 100,00% 100,00%

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro 100,00% 100,00% 99,99%

Petrobras Transporte S.A. - Transpetro 100,00% 100,00% 100,00%

Petrobras Biocombustível S.A. 100,00% 100,00% 100,00%

Petrobras International Braspetro - PIB BV 88,12% 88,12% 88,12%

Termomacaé Ltda. 99,99% 99,99% 99,99%

Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN 99,91% 99,91% 99,91%

Baixada Santista Energia S.A. 100,00% 100,00% 100,00%

Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda. 100,00% 100,00% 100,00%

5283 Participações Ltda. 100,00% 100,00% 100,00%

Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII 99,00% 99,00% 99,00%

Termobahia S.A. 98,85% 98,85% 98,85%

Cordoba Financial Services GmbH 100,00% 100,00% 100,00%

Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro 99,95% 99,95% 99,95%

Braspetro Oil Services Company - Brasoil 100,00% 100,00% 100,00%

Downstream Participações Ltda. 99,99% 100,00% 100,00%

Breitener Energética S.A. 93,66% 93,66% 93,66%

Petrobras Logística de Exploração e Produção S.A. - PB-LOG(a) 100,00% 100,00% 100,00%

Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco S.A. – CITEPE 100,00% 100,00% 100,00%

Companhia Petroquímica de Pernambuco S.A. - PETROQUÍMICA SUAPE

100,00% 100,00% 100,00%

Liquigás Distribuidora S.A. 100,00% 100,00% 100,00%

Arembepe Energia S.A. 100,00% 100,00% 100,00%

Energética Camaçari Muriçy I Ltda.(b) 100,00% 100,00% 71,60%

Araucária Nitrogenado S.A.(c) 100,00% 100,00% -

Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG(d) 100,00% - -

Petrobras International Finance Company - PifCo(e) - 100,00% 100,00%

Termoceará Ltda.(f) - 100,00% 100,00%

Termoaçu S.A.(f) (b) - 100,00% 76,87%

Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. - CLEP(f) - 100,00% 100,00%

INNOVA S.A.(e) - 100,00% 100,00%

Refinaria Abreu e Lima S.A.(f) - - 100,00%

Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE(f) - - 99,99%

Comperj Participações S.A.(f) - - 100,00%

Comperj Poliolefinas S.A.(f) - - 100,00%

Comperj Estirênicos S.A.(f) - - 100,00%

9


Comperj MEG S.A.(f) - - 100,00%

Cayman Cabiunas Investment Co.(g) - - 100,00%

Companhia de Desenvolvimento de Plantas Utilidades S.A. - CDPU(f)

- - 80,00%

Companhia de Recuperação Secundária S.A. - CRSEC(f) - - 100,00%

Braspetro Oil Company - BOC(h) - - 99,99%

Operações em conjunto

Fábrica Carioca de Catalizadores S.A. - FCC 50,00% 50,00% 50,00%

Ibiritermo S.A. 50,00% 50,00% 50,00%

Controladas em conjunto

Logum Logística S.A. 20,00% 20,00% 20,00%

Cia Energética Manauara S.A. 40,00% 40,00% 40,00%

Brasympe Energia S.A. 20,00% 20,00% 20,00%

Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS 50,00% 50,00% 50,00%

Brentech Energia S.A. 30,00% 30,00% 30,00%

Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. 33,20% 33,20% 33,20%

Eólica Mangue Seco 1 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A.

49,00% 49,00% 49,00%


51,00% 51,00% 51,00%


49,00% 49,00% 49,00%


49,00% 49,00% 49,00%

GNL do Nordeste Ltda.(h) 50,00% 50,00% 50,00%

Petrocoque S.A. Indústria e Comércio 50,00% 50,00% 50,00%

METANOR S.A. - Metanol do Nordeste 34,54% 34,54% 34,54%

Companhia de Coque Calcinado de Petróleo S.A. - COQUEPAR 45,00% 45,00% 45,00%

Brasil PCH S.A.(e) - 49,00% 49,00%

Coligadas

Braskem S.A. 36,20% 36,20% 36,20%

Bioenergética Britarumã S.A. 30,00% 30,00% 30,00%

UEG Araucária Ltda. 20,00% 20,00% 20,00%

Energética SUAPE II S.A. 20,00% 20,00% 20,00%

Termoelétrica Potiguar S.A. - TEP 20,00% 20,00% 20,00%

Fundo de Investimento em Participações de Sondas 4,59% 4,59% 5,00%

Sete Brasil Participações S.A. 5,00% 5,00% 5,00%

Deten Química S.A. 27,88% 27,88% 27,88%

Nitroclor Produtos Químicos Ltda. 38,80% 38,80% 38,80%

UTE Norte Fluminense S.A. (g) - 10,00% 10,00%

Companhia Energética Potiguar S.A.(g) - - 20,00%

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Entidades Estruturadas Consolidadas

Companhia de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais - CDMPI Charter Development LLC - CDC

Pdet Offshore S.A.

b) Não houve opção de compra de Entidades Estruturadas nos exercícios de 2014, 2013 e 2012. A partir do 4° trimestre de 2014, a Nova Transportadora do Nordeste S.A. e a Nova Transportadora do Sudeste S.A. deixaram de ser Entidades Estruturadas passando a ser controlada direta da TAG decorrente de combinação de negócios.

LEGENDA:

Alteração de nome durante 2012: de Alberto Pasqualini S.A. (REFAP) para Empresa de Logística de E&P S.A., e depois para Petrobras Logística de Exploração e Produção S.A. - PB-LOG.

a) Participação direta em 2014 e 2013 (indireta em 2012), decorrente de reorganizações societárias em controladas. b) Aquisição de controle a partir de 2013 decorrentes de combinação de negócios. c) Aquisição de controle a partir de 2014 decorrentes de combinação de negócios. d) Empresa alienada em 2014. e) Empresas incorporadas pelo Petróleo Brasileiro S.A. f) Empresa alienada em 2013. g) Empresas em processo de liquidação e/ou liquidada.

Item 2 – Parte C da DN nº 134 DE 4 DE DEZEMBRO 2013 Alterada pela DN nº 139 de 24 de Setembro de 2014

2.1. Apresentação sucinta do plano de negócios da entidade e contextualização em relação

ao seu ambiente de atuação. Em 25/02/2014 foi aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras o Plano Estratégico 2030 (PE 2030) assim como seu desdobramento no curto e médio prazo, traduzido no Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2014-2018. O PE 2030 apresenta a missão, a visão 2030 e os direcionadores corporativos que norteiam a atuação do Sistema Petrobras. A Visão 2030 da Petrobras é: “Ser uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo (1) e a preferida dos seus públicos de interesse”.

(1) Métrica: uma das cinco maiores produtoras de petróleo, dentre todas as empresas, com ou sem ações em bolsa. O Plano Estratégico Petrobras 2030 reafirma a Missão da Petrobras: “Atuar na indústria de petróleo e gás de forma ética, segura e rentável, com responsabilidade social e ambiental, fornecendo produtos adequados às necessidades dos clientes e contribuindo para o desenvolvimento do Brasil e dos países onde atua.” O Plano Estratégico estabelece também os Direcionadores Corporativos, que orientam todas as atividades e negócios da Petrobras: Rentabilidade, Responsabilidade Social e Ambiental e Crescimento Integrado. Em Abril de 2015, em conjunto com o anúncio das suas demonstrações contábeis do ano de 2014, a companhia anunciou a intenção de investir US$ 29 bilhões no ano de 2015 e, aproximadamente,

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US$ 25 bilhões em 2016. Estes valores serão detalhados após a elaboração do próximo PNG, que poderá resultar em alterações significativas em relação às previsões atuais e ao PNG aprovado em 25/02/2014, com postergação de metas e redução do ritmo de investimentos, principalmente devido a variações expressivas relacionadas às premissas macroeconômicas, de preços e de mercado. Para cumprir os investimentos e pagamentos de juros e amortizações projetados para o ano de 2015 a Petrobras planeja utilizar como fontes de financiamento sua geração operacional, captações, desinvestimentos e uso do próprio saldo de caixa. O detalhamento das fontes de financiamento dos investimentos para os anos subsequentes, bem como no ano de 2015, foi atualizado com a aprovação, em 26/06/2015, do novo PNG (2015-2019) pelo Conselho de Administração. A companhia considera a realização de desinvestimentos como forma de otimizar seu portfolio de ativos e de servir como uma das fontes dos recursos necessários para o financiamento dos seus projetos. Em 2014 foram concluídas 3 operações de desinvestimentos, sendo elas as seguintes:

- Venda de participação acionária de 44,5% na empresa Transierra S.A. para a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB);

- Venda de sua participação acionária de 40% na Gasmig para a Cemig – Companhia Energética de Minas Gerais;

- Venda de participação acionária de 10% na Usina Termelétrica Norte Fluminense (NTF) para o Grupo Électricité de France (EDF), controlador da NTF.

Em fevereiro/2015 a Petrobras aprovou a revisão do plano de desinvestimento para o biênio 2015 e 2016 no valor total de US$ 13,7 bilhões divididos entre as áreas de Exploração & Produção no Brasil e no exterior (30%), Abastecimento (30%) e Gás & Energia (40%). Este plano faz parte do planejamento financeiro da companhia que visa à redução da alavancagem, preservação do caixa e concentração nos investimentos prioritários, notadamente de produção de óleo e gás no Brasil em áreas de elevada produtividade e retorno. Cabe ressaltar que o valor aprovado é a melhor estimativa da companhia, mas poderá ser impactado por variáveis de mercado, tais como a cotação do barril de petróleo tipo Brent, a taxa de câmbio, crescimento econômico brasileiro e mundial, dentre outras. Alterações nessas variáveis podem fazer com que a companhia modifique sua meta de desinvestimento.

2.2. Descrição sucinta das atividades das subsidiárias, controladas e coligadas, contemplando demonstração de suas inserções dentro do organograma do Sistema Petrobras, bem como indicação da diretoria à qual está vinculada.

• 5283 PARTICIPAÇÕES LTDA.

Tem por objetivo a participação no capital de outras sociedades.

• ARAUCÁRIA NITROGENADOS S.A. Tem por objetivo engarrafar, comercializar e distribuir GLP e correlatos.

• AREMBEPE ENERGIA S.A. Tem por objetivo específico a implantação da UTE Camaçari Polo de Apoio I, termelétrica de 148 MW para geração e comercialização de energia elétrica em todo território nacional, na forma de produtor independente de energia elétrica.

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• BAIXADA SANTISTA ENERGIA LTDA. Tem por objetivo a implantação e exploração comercial de centrais termelétricas, algumas com processo de cogeração, utilizando gás natural como combustível para geração de energia elétrica.

• BIOENERGÉTICA BRITARUMÃ S.A. Tem por objetivo específico a implantação da UTE Itarumã, termelétrica de 60 MW para a geração e comercialização de energia elétrica e vapor, na forma de produtor independente de energia elétrica.

• BRASIL PCH S.A. Tem por objetivo atividades que sejam relacionadas à administração, construção, planejamento, operação, manutenção e desenvolvimento de projetos de geração de energia elétrica renovável por meio de PCHs. (A participação societária nesta empresa foi alienada durante o exercício de 2014).

• BRASKEM S.A. Tem por objetivo a produção de petroquímicos básicos como eteno, propeno e benzeno, além de gasolina e GLP (gás de cozinha). No segmento de resinas termoplásticas, produzem polietileno, polipropileno e PVC.

• BRASPETRO OIL SERVICES COMPANY – BRASOIL Tem como objeto a prestação de serviços em todas as áreas da indústria do petróleo, bem como no comércio de petróleo e de seus derivados.

• BRASYMPE ENERGIA S.A. Tem por objetivo específico a geração e a comercialização de energia elétrica na forma de produtor independente de energia elétrica.

• BREITENER ENERGÉTICA S.A. Tem por objetivo a produção de energia elétrica para fornecimento exclusivo à Comercializadora Brasileira de Energia Elétrica Emergencial (CBEE), para suprimento ao Sistema Interligado, na modalidade de potência contratada e energia fornecida.

• BRENTECH ENERGIA S.A. Tem por objetivo específico a implementação da Usina Termelétrica Goiânia II, de 140 MW, a diesel, para geração e comercialização de energia elétrica em todo território nacional, na forma de produtor independente de energia.

• CIA ENERGÉTICA MANAUARA S.A. Tem por objetivo a implantação de uma usina termelétrica para fornecer energia elétrica para a Amazonas Distribuidora de Energia S.A. (AME).

• COMPANHIA DE COQUE CALCINADO DE PETRÓLEO S.A. – COQUEPAR Tem por objetivo a produção, transformação, compra, venda, importação, exportação, por conta própria ou através de terceiros, de coque de petróleo calcinado e produtos correlatos; a produção e venda de energia recuperada de seu processo industrial; a participação em outras sociedades como sócia ou acionista; e a prestação de serviços técnicos relacionados com a aludida indústria.

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• COMPANHIA INTEGRADA TÊXTIL DE PERNAMBUCO S.A. – CITEPE Tem por objetivo a produção distribuição e comercialização de Polímeros e Filamentos Contínuos de Poliéster e de produtos correlatos, de sua fabricação ou de terceiros, inclusive importação e exportação dos mesmos, no Brasil e no exterior, além de outras atividades correlatas ou afins, podendo ter participação em outras sociedades.

• COMPANHIA LOCADORA DE EQUIPAMENTOS PETROLÍFEROS S.A. – CLEP Tem por objetivo a locação de ativos para exploração e produção de petróleo e gás natural, incluindo a prestação e a contratação de serviços relacionados á produção de petróleo e todas as outras atividades relacionadas. (Empresa incorporada pela Petróleo Brasileiro S.A. no exercício de 2014).

• CIA PETROQUÍMICA DE PERNANBUCO S.A. – PETROQUIMICASUAPE Tem por objetivo a produção, distribuição, transporte e comercialização de ácido tereftálico e de produtos correlatos, de sua fabricação ou de terceiros, inclusive e exportação deles, no Brasil e no exterior, além de outras atividades correlatas ou afins, podendo ter participação em outras sociedades.

• CORDOBA FINANCIAL SERVICES GMBH – CFS Tem por objetivo a participação no capital de outras sociedades na Áustria e no exterior. CORDOBA é a única acionista do World Fund Financial Services (WFFS), companhia estabelecida sob as leis das Ilhas Cayman, que tem como objeto atuar em operações bancárias e financeiras fora das Ilhas Cayman.

• DETEN QUÍMICA S.A. Tem por objetivo a fabricação de matérias primas para detergentes biodegradáveis.

• DOWNSTREAM PARTICIPAÇÕES LTDA. Tem por objetivo a participação em sociedades que atuam no segmento de refino.

• ENERGÉTICA CAMAÇARI MURICY I LTDA. Tem por objetivo a implementação da UTE Camaçari Muricy I, termelétrica de 148 W para a geração e a comercialização de energia elétrica na forma de produtor independente de energia elétrica.

• ENERGÉTICA SUAPE II S.A. Tem por objetivo a construção da Usina Termelétrica (UTE) Suape II, localizada no município de Cabo de Santo Agostinho - Pernambuco, no complexo industrial portuário de Suape.

• EÓLICA MANGUE SECO 1 - GERADORA E COMERCIALIZADORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A.

Tem por objetivo a construção, instalação, implantação, operação, exploração e manutenção da central geradora eólica denominada Usina de Mangue Seco 1, com capacidade instalada de 26MW. Tem como finalidade, também, comercializar a energia elétrica gerada pela usina.

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• FÁBRICA CARIOCA DE CATALISADORES S.A. – FCC Tem por objetivo desenvolver, produzir, comercializar, importar e exportar catalisadores e produtos afins.

• FUNDO DE INVESTIMENTO EM PARTICIPAÇÕES DE SONDAS Tem por objetivo a aquisição de ações de emissão da companhia Sete Brasil participações S.A.

• FUNDO DE INVESTIMENTO IMOBILIÁRIO RB LOGÍSTICA – FII Tem por objetivo viabilizar a construção de 4 edifícios administrativos em Macaé por meio da emissão de Certificados Recebíveis Imobiliários através da Rio Bravo Securitizadora S.A., lastreado em direitos creditórios locatícios junto à Petrobras.

• GNL DO NORDESTE LTDA. Tem por objetivo a construção e operação de um terminal de gás natural liquefeito (GNL) no porto de Suape, incluindo o recebimento, estocagem e regaseificação.

• IBIRITERMO Tem por objetivo a implantação e exploração comercial de centrais termelétricas, algumas com processo de cogeração, utilizando gás natural como combustível para geração de energia elétrica.

• INNOVA S.A. Tem por objetivo a produção e comercialização de insumos petroquímicos. (A participação societária nesta empresa foi alienada durante o exercício de 2014).

• LIQUIGÁS S.A. Tem por objetivo engarrafar, comercializar e distribuir GLP e correlatos.

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• LOGUM LOGÍSTICA S.A. Tem por objetivo a realização de estudos que permitam reavaliar a oportunidade de estender a futura construção e operação de uma rede de dutos entre os trechos do Terminal de Senador Canedo e o Terminal de Buriti Alegre, para transportar álcool ao mercado nacional e internacional.

• METANOR S.A. - METANOL DO NORDESTE A METANOR é controladora direta da COPENOR - Companhia Petroquímica do Nordeste e controladora indireta da LOGIPAL TRADE S.A.. Atualmente, a METANOR opera como uma holding.

• NITROCLOR PRODUTOS QUIMICOS LTDA. Empresa sem qualquer operação - Desativada.

• PARTICIPAÇÕES EM COMPLEXOS BIOENERGÉTICOS S.A. - PC BIOS Tem por objetivo a participação em complexos bioenergéticos, na qualidade de acionista, ou em qualquer outra sociedade ou empreendimento no Brasil, especialmente para o investimento em sociedades constituídas para o desenvolvimento de bioenergia, sujeito ao prévio e expresso consentimento mútuo dos acionistas.

• PETROBRAS BIOCOMBUSTÍVEL S.A. Tem por objetivo desenvolver a produção de etanol, biodiesel e de quaisquer outros produtos e atividades correlatos ou afins e a geração de energia elétrica associada às suas operações, podendo também explorar todas essas atividades através da participação em outras sociedades, bem como promover a integração de diversas áreas da empresa em torno do tema biocombustíveis.

• PETROBRAS COMERCIALIZADORA DE ENERGIA LTDA. – PBEN Tem por objetivo a gestão da carteira de compra e venda de energia elétrica do Sistema Petrobras, sendo responsável pelas operações de venda de energia elétrica dos ativos de geração do Sistema Petrobras, e eventual compra de energia elétrica do mercado.

• PETROBRAS DISTRIBUIDORA S.A. – BR Tem por objetivo operar na área de distribuição, comercialização e industrialização de produtos e derivados de petróleo, álcool, energia e outros combustíveis.

• PETROBRAS GÁS S.A. – GASPETRO Tem por objetivo participar em sociedades que atuam no transporte de gás natural, na transmissão de sinais de dados, voz e imagem através de sistemas e telecomunicações por cabo e rádio, bem como a prestação de serviços técnicos relacionados a tais atividades. Participa também em diversas distribuidoras estaduais de gás, exercendo o controle compartilhado que são consolidados na proporção das participações no capital social.

• PETROBRAS INTERNATIONAL BRASPETRO B.V. – PIBBV Tem por objetivo participar em sociedades que atuam no exterior em pesquisa, lavra, industrialização, comercialização, transporte, armazenamento, importação e exportação de petróleo e seus derivados, assim como a prestação de serviços e outras atividades relacionadas com os vários segmentos da indústria do petróleo.

• PETROBRAS LOGÍSTICA DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO S.A. - PB-LOG Tem por objetivo prover serviços logísticos para operações de exploração e de produção de petróleo e gás natural no Brasil, inclusive por intermédio do transporte multimodal de cargas, contratando

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também com terceiros os serviços de transporte, movimentação e armazenamento de cargas e as operações portuária e aeroportuária, bem como o fornecimento de bens relacionados à atividade de exploração e produção, além de serviços correlatos.

• PETROBRAS NEGÓCIOS ELETRÔNICOS S.A. - E-PETRO Tem por objetivo participar no capital social de sociedades que tenham por objeto atividades realizadas pela internet ou meios eletrônicos.

• PETROBRAS NETHERLANDS B.V. – PNBV Tem por objetivo atuar, diretamente ou por intermédio de controladas, nas atividades de compra, venda, lease, aluguel ou afretamento de materiais, equipamentos e plataformas para a exploração e produção de óleo e gás.

• PETROBRAS TRANSPORTE S.A. – TRANSPETRO Tem por objetivo exercer, diretamente ou através de controlada, as operações de transporte e armazenagem de granéis, petróleo e seus derivados e de gás em geral, por meio de dutos, terminais e embarcações, próprias ou de terceiros.

• PETROCOQUE S.A. INDÚSTRIA E COMÉRCIO Tem por objetivo principal a industrialização e a comercialização de coque de petróleo calcinado, produto destinado, para abastecer indústrias produtoras de alumínio primário e a venda de energia térmica recuperada de seu processo industrial.

• REFINARIA DE PETRÓLEO RIOGRANDENSE S.A. Tem por objetivo a exploração industrial e comercial da destilaria de petróleo na cidade de Rio Grande, de depósitos de armazenamento de combustíveis e indústrias complementares; importação, exportação e comercialização de produtos de petróleo refinado de matérias primas necessárias à indústria e a exploração da indústria de produtos químicos em geral, excetuados os farmacêuticos.

• SETE BRASIL PARTICIPAÇÕES S.A. Tem por objetivo a participação em outras sociedades nacionais ou estrangeiras, na qualidade de acionista ou quotista, com o objetivo de adquirir, alienar, construir, operar ou fretar sondas de perfuração e outros ativos de exploração e produção de petróleo e gás.

• TERMOAÇU S.A. Tem por objetivo a implantação e exploração comercial de centrais termelétricas, algumas com processo de cogeração, utilizando gás natural como combustível para geração de energia elétrica. (Empresa incorporada pela Petróleo Brasileiro S.A. no exercício de 2014).

• TERMOBAHIA S.A. Tem por objetivo a implantação e exploração comercial de centrais termelétricas, algumas com processo de cogeração, utilizando gás natural como combustível para geração de energia elétrica.

• TERMOCEARÁ LTDA. Tem por objetivo a implantação e exploração comercial de centrais termelétricas, algumas com processo de cogeração, utilizando gás natural como combustível para geração de energia elétrica. (Empresa incorporada pela Petróleo Brasileiro S.A. no exercício de 2014).

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• TERMOELÉTRICA POTIGUAR S.A – TEP Tem por objetivo principal a geração e a comercialização de energia elétrica sob a forma de produtor independente de energia elétrica, bem como a participação em outras empresas que tenham por objeto a geração e comercialização de energia elétrica em todo território nacional.

• TERMOMACAÉ COMERCIALIZADORA DE ENERGIA LTDA. Tem por objetivo a comercialização de energia elétrica, compreendendo a compra, intermediação, importação, exportação e venda de energia elétrica a outros comercializadores, ou a consumidores que tenham livre escolha de fornecedor, podendo ainda participar de outras sociedades, ou ainda participar de consórcios.

• TERMOMACAÉ LTDA. Tem por objetivo a implantação e exploração comercial de centrais termelétricas, algumas com processo de cogeração, utilizando gás natural como combustível para geração de energia elétrica.

• TRANSPORTADORA ASSOCIADA DE GÁS S.A. Tem por objetivo atuar no segmento de transporte e armazenagem de gás natural em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros.

• UEG ARAUCÁRIA LTDA. Tem por objetivo a exploração de serviço de geração de energia, na qualidade de produtor independente.

• USINA TERMELÉTRICA NORTE FLUMINENSE S.A. Tem por objetivo a implantação e exploração comercial de centrais termelétricas, algumas com processo de cogeração, utilizando gás natural como combustível para geração de energia elétrica. (A participação societária nesta empresa foi alienada durante o exercício de 2014).

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Tabela II - Investimentos Diretos - Controladora

Fonte: Demonstrações Financeiras / PETROBRAS

i. Empresas sediadas no exterior com demonstrações contábeis em moeda estrangeira.

ii. Participação de 11,88% da 5283 Participações Ltda.

Principalsegmento de

atuação

% deParticipação

direta daPetrobras

% no Capitalvolante

Patrimôniolíquido

(passivo adescoberto)

Lucro líquido(prejuízo) do

exercício PaísEmpresas Consolidadas

Subsidiárias e Controladas

Petrobras Netherlands B.V. - PNBV (i) E&P 100,00% 100,00% 37,741 2,497 Holanda

Petrobras Distribuidora S.A. - BR Distribuição 100,00% 100,00% 12,127 1,132 Brasil

Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG Gás e Energia 100,00% 100,00% 6,615 572 Brasil

Petrobras Transporte S.A. - Transpetro Abastecimento 100,00% 100,00% 5,018 750 Brasil

Petrobras Logística de Exploração e Produção S.A. - PB-LOG E&P 100,00% 100,00% 3,495 447 Brasil

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro Gás e Energia 100,00% 100,00% 2,594 1,492 Brasil

Petrobras International Braspetro - PIB BV (i) (ii) Internacional 88,12% 88,12% 2,614 (1,643) Holanda

Petrobras Biocombustível S.A. Biocombustível 100,00% 100,00% 2,209 (266) Brasil

Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco S.A. - CITEPE Abastecimento 100,00% 100,00% 1,053 (2,656) Brasil

Liquigás Distribuidora S.A. Abastecimento 100,00% 100,00% 910 53 Brasil

Termomacaé Ltda. Gás e Energia 99,99% 99,99% 813 187 Brasil

Companhia Petroquímica de Pernambuco S.A. - PetroquímicaSuape Abastecimento 100,00% 100,00% 776 (1,250) Brasil

Araucária Nitrogenados S.A. Gás e Energia 100,00% 100,00% 761 (186) Brasil

Breitener Energética S.A. Gás e Energia 93,66% 93,66% 603 96 Brasil

Braspetro Oil Services Company - Brasoil (i) Corporativo 100,00% 100,00% 486 481 Ilhas Cayman

Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN Gás e Energia 99,91% 99,91% 433 248 Brasil

Termobahia S.A. Gás e Energia 98,85% 98,85% 402 65 Brasil

Arembepe Energia S.A. Gás e Energia 100,00% 100,00% 389 117 Brasil

5283 Participações Ltda. Internacional 100,00% 100,00% 310 (195) Brasil

Baixada Santista Energia S.A. Gás e Energia 100,00% 100,00% 273 2 Brasil

Energética Camaçari Muricy I Ltda. Gás e Energia 100,00% 100,00% 223 121 Brasil

Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII E&P 99,00% 99,00% 174 (74) Brasil

Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda Gás e Energia 100,00% 100,00% 92 10 Brasil

Cordoba Financial Services GmbH (i) Corporativo 100,00% 100,00% 53 (7) Áustria

Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro Corporativo 99,95% 99,95% 34 3 Brasil

Downstream Participações Ltda. Corporativo 99,99% 100,00% (2) − Brasil

Operações em conjunto

Fábrica Carioca de Catalizadores S.A. - FCC Abastecimento 50,00% 50,00% 251 47 Brasil

Ibiritermo S.A. Gás e Energia 50,00% 50,00% 157 39 Brasil

Empresas não-consolidadas

Empreendimentos controlados em conjunto

Logum Logística S.A. Abastecimento 20,00% 20,00% 335 (147) Brasil

Cia Energética Manauara S.A. Gás e Energia 40,00% 40,00% 139 3 Brasil

Petrocoque S.A. Indústria e Comércio Abastecimento 50,00% 50,00% 134 32 Brasil

Brentech Energia S.A. Gás e Energia 30,00% 30,00% 75 35 Brasil

Brasympe Energia S.A. Gás e Energia 20,00% 20,00% 75 (3) Brasil

Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. Abastecimento 33,20% 50,00% 67 (3) Brasil

METANOR S.A. - Metanol do Nordeste Abastecimento 34,54% 34,54% 53 4 Brasil

Eólica Mangue Seco 4 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gás e Energia 49,00% 49,00% 41 − Brasil



Eólica Mangue Seco 1 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Gás e Energia 49,00% 49,00% 35 (2) Brasil

Companhia de Coque Calcinado de Petróleo S.A. - COQUEPAR Abastecimento 45,00% 45,00% 11 (31) Brasil

Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS Biocombustível 50,00% 50,00% − (63) Brasil

GNL do Nordeste Ltda. Gás e Energia 50,00% 50,00% - - Brasil

Coligadas

Fundo de Investimento em Participações de Sondas E&P 4,59% 4,59% 7,893 117 Brasil

Sete Brasil Participações S.A. E&P 5,00% 5,00% 7,659 941 Brasil

Braskem S.A. Abastecimento 36,20% 47,03% 6,039 864 Brasil

UEG Araucária Ltda. Gás e Energia 20,00% 20,00% 983 472 Brasil

Deten Química S.A. Abastecimento 27,88% 27,88% 326 59 Brasil

Energética SUAPE II Gás e Energia 20,00% 20,00% 218 72 Brasil

Termoelétrica Potiguar S.A. - TEP Gás e Energia 20,00% 20,00% 71 (13) Brasil

Nitroclor Ltda. Abastecimento 38,80% 38,80% 1 − Brasil

Bioenergética Britarumã S.A. Gás e Energia 30,00% 30,00% − − Brasil

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2.3. Identificação e descrição sucinta das áreas operacionais e corporativa da empresa.

- E&P Abrange as atividades de exploração, desenvolvimento da produção e produção de petróleo, líquido de gás natural (LGN) e gás natural no Brasil, objetivando atender, prioritariamente, as refinarias do país e, ainda, comercializando nos mercados interno e externo o excedente de petróleo, bem como derivados produzidos em suas plantas de processamento de gás natural (UPGN), atuando, também, de forma associada com outras empresas em parcerias.

- ABASTECIMENTO Contempla as atividades de refino, logística, transporte e comercialização de derivados e petróleo, exportação de etanol, extração e processamento de xisto, além das participações em empresas do setor petroquímico no Brasil.

- G&E Engloba as atividades de transporte e comercialização do gás natural produzido no país ou importado, de transporte e comercialização de GNL, de geração e comercialização de energia elétrica, assim como as participações societárias em transportadoras e distribuidoras de gás natural e em termoelétricas no Brasil, além de ser responsável pelos negócios com fertilizantes.

- BIOCOMBUSTÍVEIS Contempla as atividades de produção de biodiesel e seus co-produtos e as atividades de etanol, através de participações acionárias, da produção e da comercialização de etanol, açúcar e o excedente de energia elétrica, gerado a partir do bagaço da cana-de-açúcar.

- DISTRIBUIÇÃO Responsável pela distribuição de derivados, etanol e gás natural veicular no Brasil, representada principalmente pelas operações da Petrobras Distribuidora.

- INTERNACIONAL Abrange as atividades de exploração e produção de petróleo e gás, de abastecimento, de gás e energia e de distribuição, realizadas no exterior, em diversos países das Américas, África, Europa e Ásia.

- CORPORATIVO No grupo de órgãos corporativos são alocados os itens que não podem ser atribuídos às demais áreas, notadamente aqueles vinculados à gestão financeira corporativa, o “overhead” relativo à Administração Central e outras despesas, inclusive as atuariais referentes aos planos de pensão e de saúde destinados aos aposentados e beneficiários.

2.4. Informação objetiva quanto aos projetos de pesquisa e desenvolvimento conduzidos pela entidade.

O avanço tecnológico é vital para a sustentabilidade do crescimento da Petrobras, que desenvolve permanentemente novos processos, sistemas e produtos a fim de que sejam incorporados às atividades. A pesquisa e desenvolvimento (P&D) merecem, por isso, atenção especial no nosso programa de investimentos, já que desempenham papel imprescindível para o cumprimento do Plano de Negócios e Gestão.

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Em 2014, o Centro de Pesquisas Leopoldo Américo Miguez de Mello (CENPES) recebeu aportes que totalizaram R$ 1,7 bilhão e finalizou o ano com uma carteira de 752 projetos de P&D. O CENPES possui 1.862 empregados – 1.384 dedicados à Pesquisa e Desenvolvimento e 309, à Engenharia Básica dos projetos. Entre os pesquisadores, 17% têm título de doutorado e 32%, de mestrado. De forma colaborativa, o CENPES se articula com mais de 100 universidades e instituições de pesquisa nacionais e estrangeiras, fornecedores e outros parceiros. Em 2014, aplicou R$ 449 milhões em instituições nacionais de Ciência e Tecnologia na área de P&D com ênfase em petróleo e gás. Além de atender às nossas demandas operacionais, as inovações produzidas com base nas carteiras de projetos das áreas tecnológicas geram ganhos de produtividade e contribuem para os nossos resultados. Proporcionam também o aumento de eficiência, graças à otimização de processos, técnicas e métodos. Os benefícios dessas inovações ultrapassam as nossas fronteiras e se estendem à sociedade. Entre eles, o fortalecimento da indústria local, a redução das necessidades de importação de petróleo, derivados e equipamentos, a diminuição das emissões de gases e particulados na atmosfera e o melhor aproveitamento dos recursos naturais. Os projetos de P&D têm origem em um conjunto de processos coordenados por comitês que estabelecem os direcionadores e os desafios tecnológicos a serem superados, de acordo com nossas grandes escolhas. As carteiras de projetos de P&D são estruturadas em programas tecnológicos, que visam ao atendimento de objetivos específicos dentro de prazos pré- fixados. Em 2014, os programas relacionaram-se às seguintes áreas: Exploração, Modelagem de Bacias em 3D; Refino (com foco em maximização de derivados médios e de gasolina); Inovação em Combustíveis e Lubrificantes; Transporte; Biocombustíveis; Otimização, Confiabilidade e Eficiência Energética; Gás Natural; Redução de Emissões; Tratamento, Reuso e Minimização do Consumo de Água; Desenvolvimento da Produção do Reservatório Pré-sal; Recuperação Avançada de Petróleo; Águas Profundas; Logística; e Gerenciamento de CO2 no desenvolvimento do Pré-sal. Para mensurar o desempenho das carteiras de projetos, fizemos o acompanhamento de marcos críticos, definidos como eventos significativos que caracterizam uma etapa do desenvolvimento tecnológico. Os principais resultados de P&D e Engenharia Básica em 2014 foram os seguintes:

- Primeira interpretação dos dados em 4D do sistema de aquisição sísmica permanente do Campo de Jubarte (Bacia de Campos). O trabalho resultou na mudança de locação de um poço produtor, agregando seis milhões de barris de óleo à produção prevista, com ganho equivalente a R$ 156 milhões;

- Determinação mais precisa da acidez da água de injeção produzida para os reservatórios do pré-sal, por meio de ensaios laboratoriais e modelagem numérica. Com isso, foi possível selecionar materiais de metalurgia mais adequados e reduzir custos. A economia estimada é de US$ 112 milhões somente nos poços dos projetos de desenvolvimento da Cessão Onerosa;

- Aplicação de ferramenta de desconexão elétrico-hidráulica de fundo de poço no Campo de Carapeba II (Bacia de Campos), abreviando em 25% o tempo de substituição da coluna de produção em poços com completação inteligente. A estimativa é de redução de quatro dias de intervenção em cada um dos 150 poços do gênero previstos para a Bacia de Santos nos próximos anos, gerando uma economia de US$ 3,4 milhões por poço;

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- Desenvolvimento de método de redirecionamento da injeção de gás em coluna de produção em poços com gás lift, permitindo redução da perda de carga no ponto de injeção de gás, com ganhos de produção de 2% a 3% em poços de média e alta vazão;

- Desenvolvimento de melhorias no processo de fracionamento nas torres de vácuo, por meio da diminuição de contaminantes no gasóleo leve de destilação a vácuo, tornando possível seu uso para a produção de diesel. A estimativa é de aumento de 3% no volume de diesel – um ganho potencial de cerca de US$ 38 milhões por ano;

- Desenvolvimento de processo de incorporação do aditivo N-Butyl-Thiophosphoric Triamide (NBPT)- à ureia agrícola da Fábrica de Fertilizantes do Paraná (Fafen-PR). O composto retarda a degradação da ureia, permitindo que seja absorvida pelo solo por mais tempo. É possível reduzir a perda do fertilizante de 70% para até 20%.

A concentração de especialistas de todas as nossas áreas de atuação habilita o CENPES a atuar também na prestação de serviços de Assistência Técnica para solução de problemas identificados nas operações, buscando ganhos de eficiência, otimização operacional e redução de custos. Como exemplo, a identificação das causas da vibração elevada nas tubulações de flare e vaso de tocha da P-58, evitou perdas na produção de 35 mil bpd de óleo. Destaca-se também o desenvolvimento de módulo logístico para programa computacional, que possibilita redução do tempo na construção de poços do pré-sal, gerando economia na ordem de US$ 4 milhões por poço.


3.1. Informações sobre o planejamento da unidade contemplando:

a. Descrição sintética dos planos estratégico, tático e operacional que orientam a atuação da

unidade; b. Principais objetivos estratégicos da entidade para o exercício de 2014, as estratégias

adotadas para sua realização e para o tratamento dos riscos envolvidos e a contextualização dentro do seu Plano de Negócios.

As informações sobre o planejamento da unidade e os programas temáticos, objetivos e iniciativas do PPA encontram-se no ANEXO I.

3.2. Programas temáticos, objetivos e iniciativas do Plano Plurianual (PPA) do Governo Federal para os quais a atuação da entidade contribui diretamente, contemplando:

a. A descrição dos programas temáticos, objetivos e iniciativas; b. Os indicadores de desempenho relacionados aos programas temáticos, objetivos e

iniciativas, contemplando, para cada um deles, a descrição, a métrica e a meta estabelecida para o período;

c. Os resultados alcançados no período para cada indicador e os comentários do gestor;

d. A fonte dos dados utilizados no cálculo de cada indicador. As informações sobre o planejamento da unidade e os programas temáticos, objetivos e iniciativas do PPA encontram-se no ANEXO I.

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Item 4 – Parte C da DN nº 134 DE 4 DE DEZEMBRO 2013

Alterada pela DN nº 139 de 24 de Setembro de 2014

4.1. Informações sobre o ambiente de gestão, contemplando:

a. O comportamento e os indicadores usualmente adotados no mercado internacional de petróleo.

Os preços do petróleo mantiveram-se relativamente estáveis no primeiro semestre e apresentaram queda entre junho e dezembro de 2014. A média anual do Brent foi de US$ 98,99 por barril – um recuo de 9% na comparação com o valor de 2013. No ano, o preço do West Texas Intermediate (WTI), referenciado em Cushing, no Meio-Oeste norte-americano, aproximou-se do valor do Brent, devido ao aumento da capacidade logística de escoamento no Golfo do México. O preço médio do barril do WTI foi de US$ 93,03, com queda de 5% em relação à cotação média do ano anterior. Assim, o diferencial Brent-WTI estreitou-se ao longo de 2014, caindo de US$ 10,78 por barril, em 2013, para US$ 5,88 por barril, em 2014. Esse movimento representa uma continuidade da tendência iniciada em 2013, quando os projetos de incremento da capacidade logística começaram a reduzir os estoques de petróleo da região. O consumo mundial de petróleo teve alta moderada, de 670 mil bpd – um acréscimo de 0,7% em relação ao volume de 2013. Mais uma vez, os países que não integram a Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico - OCDE, especialmente Índia e China, impulsionaram o crescimento da demanda. Entre os membros da OCDE, o consumo de petróleo caiu em função das dificuldades de retomada econômica, com exceção dos EUA, que registrou aceleração no seu ritmo de crescimento. O aumento da oferta de petróleo de países fora da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) foi de 56,53 milhões de bpd, uma alta de 2,3% sobre o volume do ano anterior. Esse acréscimo foi garantido, em grande parte, pelo crescimento da produção não convencional nos EUA. Dentre os países da Opep, ocorreram incrementos da produção no Iraque e na Líbia – país que retomou parte da sua produção em meio aos conflitos internos. Apesar do aumento dos estoques de petróleo, a Opep manteve sua meta de produção em 30 milhões de bpd. Essa decisão contribuiu para o aprofundamento da queda dos preços em dezembro.

b. A estratégia de atuação da empresa; Em fevereiro de 2014, nosso Conselho de Administração aprovou o Plano Estratégico (PE) 2030 e seu desdobramento nos curto e médio prazos, traduzido no Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2014-2018. O PNG para o período 2015-2019 poderá resultar em alterações significativas em relação ao atual, com postergação de metas e redução do ritmo de investimentos, principalmente devido a variações expressivas relacionadas às premissas macroeconômicas de preços e de mercado.

c. Matérias-primas e fornecedores (risco associado à dependência); Não há dependência relevante de poucos fornecedores ainda que, em alguns nichos intensivos em capital, o fornecimento de serviços ou equipamentos seja feito por um número reduzido de companhias.

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d. O relacionamento com fornecedores; Em nosso relacionamento com fornecedores temos como diretriz priorizar as empresas nacionais de bens e serviços sempre que estas se mostrarem competitivas. Para estimular o desenvolvimento de novas empresas fornecedoras de materiais e serviços, estabelecemos parcerias para cooperação tecnológica e convênios envolvendo fornecedores, universidades e outros centros de pesquisa. Procurando fortalecer as empresas de pequeno porte, mantivemos um convênio com o Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae), que incentiva a inserção competitiva e sustentável na cadeia produtiva de óleo e gás, que se encerrou em dezembro de 2014 e que está em fase de renovação para mais quatro anos. Disponibilizamos o Portal Petronect, o portal de relacionamento com o fornecedor do Grupo Petrobras, utilizado por fornecedores do Brasil, Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, Estados Unidos, entre outros. Além disso, mantemos um cadastro corporativo de fornecedores de bens e serviços, que contempla requisitos técnicos, econômicos, legais e gerenciais, além de requisitos de Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS), específicos para fornecedores de serviços. O cadastro serve de base para a seleção de fornecedores em licitações e contratações. As exigências para cadastramento ficam disponíveis em nosso site. As contratações para fornecimento de bens e serviços na Petrobras são regidas pelo Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petróleo Brasileiro S. A., aprovado pelo Decreto 2.745/98. Esse Procedimento Simplificado é complementado pelo Manual da Petrobras para Contratação - MPC rev. 01 de 22/02/2015 e publicado no DOU de 09/02/2015.

e. A contratação de bens e serviços; Item respondido na letra (d).

f. Os produtos e serviços oferecidos (% da receita líquida); As informações referentes aos produtos e serviços oferecidos estão inseridas no ANEXO II. Em razão da divulgação dos dados constantes nesse ANEXO poder gerar riscos à competitividade da Petrobras, e conforme art. 6º, inciso III, 22, 25 da Lei nº 12.527/2011, e, art. 5º, § 1º e 2º, e 6º, inciso I, do Decreto nº 7.724/2012, é requerido o tratamento sigiloso a tais informações e seu não acesso por terceiros.

g. Os principais clientes por produtos e serviços; As informações referentes aos produtos e serviços oferecidos estão inseridas no ANEXO II. Em razão da divulgação dos dados constantes nesse ANEXO poder gerar riscos à competitividade da Petrobras, e conforme art. 6º, inciso III, 22, 25 da Lei nº 12.527/2011, e, art. 5º, § 1º e 2º, e 6º, inciso I, do Decreto nº 7.724/2012, é requerido o tratamento sigiloso a tais informações e seu não acesso por terceiros.

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h. O posicionamento no processo competitivo; Possuímos uma posição dominante de mercado na produção de petróleo e gás natural de 90%, operamos quase toda a capacidade de refino e detemos 37,9% da distribuição de derivados no Brasil. Nossa experiência como única exploradora de petróleo e seus derivados no período anterior a desregulamentação do mercado possibilitou a criação de uma extensa rede de operações e grande reserva de petróleo e gás. Nossa longa história, vultosos recursos e o estabelecimento de diversas bases no Brasil nos garantem vantagens competitivas frente aos demais participantes do setor de petróleo e gás natural. Mantemos participações em 18 companhias distribuidoras e controlamos integralmente a Gás Brasiliano (SP) e a BR (ES). Nas demais, nossas participações variam de 23,5% a 83%. Na maioria, atuamos na gestão das áreas técnica e comercial. As 20 distribuidoras comercializaram 33,2 milhões de m³/dia, o equivalente a 53% do mercado de distribuição de gás natural do País. O volume movimentado por essas companhias aumentou 19% na comparação com 2013. Geramos 4.637 megawatts médios (MWmed) de energia elétrica para o Sistema Interligado Nacional (SIN). Nosso parque gerador, com capacidade instalada de 6.407,5 MW, é composto por 21 usinas termelétricas próprias e alugadas. No segmento Petroquímico participamos da produção doméstica de petroquímicos básicos e das atividades de segunda geração através de investimentos em empresas do setor. No segmento de biocombustíveis, nossa participação na produção de etanol se dá através da participação minoritária em empresas produtoras. Nossas principais participações são na Bambuí Bioenergia S.A., Nova Fronteira Bioenergia S.A. e Guarani. Como consequência da gradual abertura do setor de petróleo e gás natural no Brasil, enfrentamos competição em todos os segmentos de nossas operações. No segmento de exploração e produção, os procedimentos licitatórios realizados pelo Governo Federal para exploração de novas áreas permitiram que diversas empresas regionais e multinacionais iniciassem a exploração de petróleo no Brasil. Caso esses competidores venham a descobrir quantidades economicamente viáveis de petróleo e se tornem capazes de processá-lo no país, o mercado brasileiro tenderá a uma competição mais acirrada. No segmento de abastecimento, ainda temos enfrentado forte concorrência desde o fim do monopólio estatal. No entanto, com a desregulamentação do setor, outras empresas passaram a poder refinar, transportar e comercializar produtos derivados de petróleo no Brasil. Consequentemente, com a possibilidade de importação de produtos refinados por estas empresas, os derivados de petróleo produzidos nas refinarias nacionais podem sofrer maior competição no acesso ao mercado. Precisamos competir com as importações globais, a preços internacionais. Esta concorrência influencia os preços cobrados por nossos produtos no país. Esperamos crescimento na concorrência enfrentada no segmento de distribuição. Dentre todos os segmentos de operação, este é o que atualmente enfrenta a maior concorrência, pois o mercado de distribuição brasileiro está passando por um processo de consolidação que já

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redundou em algumas fusões e incorporações, e que também envolve a entrada de novos competidores com experiência no negócio de distribuição. No segmento de gás natural, esperamos um aumento da competição em função do estabelecimento do novo marco regulatório, a Lei do Gás, que estimula a entrada de novos atores e/ou investimentos no setor, além do aumento da oferta de gás natural produzido por terceiros no País. Pretendemos expandir nossa participação no segmento de energia elétrica, mesmo atuando num ambiente de competição com outras fontes energéticas, como a geração hidrelétrica, o carvão e a biomassa. Essa expansão se dará principalmente através da construção ou ampliação de usinas termelétricas a gás natural ou óleo combustível. A indústria petroquímica brasileira era fragmentada, possuindo um grande número de pequenas empresas, muitas das quais não eram competitivas internacionalmente. A partir de 2008, participamos da consolidação e reestruturação da indústria petroquímica brasileira, que hoje é notadamente mais competitiva. Com a consolidação do setor, as companhias ganharam uma maior capacidade de competir em nível internacional, inclusive substituindo importações. Participamos desse mercado, principalmente, através de associações minoritárias, ainda que relevantes, com outras companhias. O mercado de Biocombustíveis, especialmente o de etanol e biodiesel, ou seja, os que possuímos maior interesse, é pulverizado e de forte concorrência. O país tem clima e condições de solo altamente favoráveis para o cultivo da cana-de-açúcar e plantações para a produção de óleos vegetais, que são insumos para o etanol e o biodiesel. Assim, o país continua atraindo entrantes nesse mercado, que buscam não apenas o mercado interno, mas também a produção para exportação. Atuamos no mercado de fertilizantes produzindo amônia e uréia. Esse mercado é muito dependente de importações, e, por isso, vemos grande oportunidade em aproveitar o crescimento da economia brasileira e a substituição de importação para ampliar nossa participação de mercado. A integração dos nossos negócios, aproveitando nossa produção de hidrocarbonetos, nos garante uma vantagem competitiva. No segmento internacional, esperamos continuar enfrentando concorrência em regiões nas quais já atuamos, incluindo o Golfo do México, África e Cone Sul. Especificamente no segmento de distribuição, onde a competição é mais presente, enfrentamos forte posicionamento dos concorrentes nos mercados da Argentina e Colômbia, estando melhor posicionados no Paraguai e Uruguai. Em razão das peculiaridades encontradas em cada mercado (legais, concorrências e geográficas), a característica de ser uma empresa integrada pode representar vantagem competitiva, pela possibilidade de aproveitamento de sinergias. Existe certo nível de sazonalidade na indústria de petróleo e gás, que pode afetar o equilíbrio entre oferta e demanda dos nossos produtos produzidos e comercializados. Estamos sujeitos à sazonalidade no mercado interno e no exterior, que pode influenciar a demanda por derivados de petróleo e energia elétrica, tais como sazonalidade agrícola e as estações de inverno e verão no hemisfério norte.

i. A Atuação no setor de gás, petroquímico, de distribuição e comercialização de derivados, de biocombustíveis, termelétrico e de transporte de petróleo, gás e derivados, tomando-se por base os indicadores internacionais e nacionais de mercado do setor;

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- GÁS Nossa área de Gás e Energia é responsável pelo transporte, distribuição e comercialização de gás natural, pela geração e venda de energia elétrica e pela produção e comercialização de fertilizantes. A área atua de forma conjunta com o E&P nacional, visando compatibilizar a oferta e a demanda de gás e atender às necessidades do Abastecimento. A monetização do gás natural das bacias sedimentares do Brasil está no centro de nossa estratégia. O aumento da produção de gás tem contribuído para a expansão das nossas fábricas de fertilizantes e usinas termelétricas e para o atendimento da demanda da nossa área de Abastecimento e dos contratos com as companhias distribuidoras do produto. Em 2014, a oferta de gás natural para o atendimento do mercado superou em 10% a do ano anterior, alcançando 96,10 milhões de m3 por dia (m3/dia). Essa expansão foi motivada principalmente pelo aumento do consumo das termelétricas a gás, acionadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) em resposta ao baixo nível dos reservatórios hidrelétricos, inferior às médias históricas.

- PROJETOS CONCLUÍDOS EM 2014 Colocamos em operação seis novos pontos de entrega de gás natural – Aquiraz (CE), São Mateus (ES), Rio das Flores (RJ), São Bernardo do Campo II (SP), Barra Mansa II (RJ) e Mauá (AM). Ampliamos também a Estação Reguladora de Pressão, em Manaus (AM).

- PROJETOS EM ANDAMENTO

• GASODUTOS

• Gasfor II (Fortaleza/ CE) – trecho Horizonte–Caucaia, com 83,2 km; • Rota 2 – gasoduto de gás natural rico que interligará o polo pré-sal da Bacia de

Santos ao Terminal de Cabiúnas (Tecab), em Macaé (RJ). Com 402 km e capacidade para escoar 13 milhões de m³/dia, tem conclusão prevista para o segundo semestre de 2015;

• Rota 3 – gasoduto de gás natural rico que interligará o polo pré-sal da Bacia de Santos à Unidade de Processamento de Gás Natural localizada no Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), em Itaboraí, para o escoamento de até 18 milhões de m3/dia. Esse gasoduto terá 355 km de extensão, dos quais 307 km no mar e 48 km em terra. A conclusão está prevista para o segundo semestre de 2017.

• UNIDADES DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL (UPGNS)

• Unidade de Processamento de Gás Natural Cabiúnas (Rota 2) – viabilizará o recebimento de até 13 milhões de m³/dia de gás do polo pré-sal da Bacia de Santos, ampliando a capacidade de processamento diário de gás do Sistema Tecab-Reduc (Refinaria Duque de Caxias) de 23 milhões de m³ para 28 milhões m³. A obra permitirá também que o processamento de condensado do Tecab passe de 4,5 mil m³/dia para 6 mil m³/dia;

• Rota 3 – situada no COMPERJ, terá condições para processar 18 milhões de m³/dia de gás natural procedente do polo pré-sal da Bacia de Santos.

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• GÁS NATURAL LIQUEFEITO Em 2014, firmamos 11 contratos do tipo master sales agreement (MSA), totalizando 83 contratos em vigor. Realizamos 116 operações de compra de cargas, das quais 101 recebidas no Brasil. Revendemos 17 cargas no mercado externo, duas delas provenientes de reexportação. Em janeiro, iniciamos a operação do Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito da Bahia com capacidade para processar 14 milhões de m³/dia. Asseguramos a otimização do custo de suprimento de GNL em diferentes modalidades contratuais (contratos de longo prazo versus mercado spot).

Quadro I - Desempenho no mercado

Consumo de Gás Natural (mil m3/d)

Ano Total

2005 45.210

2006 47.468

2007 49.422

2008 60.139

2009 45.277

2010 62.063

2011 61.084

2012 74.528

2013 85.394

2014 94.174

2015 97.021 Fonte: PETROBRAS

• PETROQUÍMICA

Atuamos no segmento petroquímico de forma integrada aos demais negócios do Sistema Petrobras. O objetivo é produzir petroquímicos e biopolímeros preferencialmente por meio de participações societárias. As seguintes empresas são nossas controladas, coligadas ou controladas em conjunto, na área Petroquímica (participações em 31 de dezembro de 2014):

• Braskem S.A. (36,20%) – produz principalmente eteno, polietileno, polipropileno e PVC;

• Deten Química S.A. (27,88%) – produz matéria-prima para detergentes; • Metanor S.A./Copenor S.A. (34,54%) – produz metanol, formol e hexamina; • Fábrica Carioca de Catalisadores (50%) – produz catalisadores e aditivos; • Petrocoque S.A. (50%) – produz coque calcinado de petróleo; • Companhia Petroquímica de Pernambuco (100%) e Companhia Integrada Têxtil de

Pernambuco (100%) - produzem ácido tereftálico purificado (PTA), resina PET (polietileno tereftalato) e filamentos de poliéster.

As informações referentes ao desempenho segmento petroquímico estão inseridas no ANEXO II .

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Em razão da divulgação dos dados constantes nesse ANEXO poder gerar riscos à competitividade da Petrobras, e conforme art. 6º, inciso III, 22, 25 da Lei nº 12.527/2011, e, art. 5º, § 1º e 2º, e 6º, inciso I, do Decreto nº 7.724/2012, é requerido o tratamento sigiloso a tais informações e seu não acesso por terceiros.

• DISTRIBUIÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO DE DERIVADOS

Nossa subsidiária Petrobras Distribuidora atua na comercialização e distribuição de derivados de petróleo e de biocombustíveis em todo o Brasil, com o objetivo de manter nosso ritmo de crescimento no mercado, com ênfase na rentabilidade, combinado a uma logística integrada, confiável e sustentável. Na condição de líder no mercado doméstico, a Petrobras Distribuidora comercializou 57,4 milhões de m³ de combustíveis em 2014 – volume 6,9% maior que o registrado no ano anterior. Sua receita operacional líquida foi de R$ 98,5 bilhões, com lucro líquido de R$ 1,1bilhão. A subsidiária alcançou recorde de vendas em outubro – 5,3 milhões de m3 – e chegou a31 de dezembro de 2014 com uma rede de 7.931 postos de serviços e 13.868 clientes consumidores, fechando o ano com market share de 37,9%. Em 2014, o mercado de combustíveis cresceu 6,2%, com destaque para a gasolina C e o etanol hidratado, que tiveram o consumo elevado em 7,6% e 14,1%, respectivamente, devido ao aumento da renda nacional bruta. As vendas de óleo combustível aumentaram 27,3%, favorecidas pelo acionamento das usinas termelétricas. Influenciada pelo mesmo fator e pelo crescimento da demanda no setor de transporte, a comercialização de óleo diesel cresceu 2,7%. O desempenho operacional da Petrobras Distribuidora vem sendo alavancado pelo crescimento da demanda por combustíveis e pela política comercial da empresa. Às ações de manutenção do nível de participação no mercado total e no segmento de revenda, a subsidiária conjugou iniciativas que mantiveram a ampliação das vendas de produtos com maior valor agregado, como os lubrificantes, e o controle de custos.

• INVESTIMENTOS A Petrobras Distribuidora investiu R$ 1,1 bilhão em 2014. Do total, R$ 481,2 milhões destinaram-se à manutenção e à ampliação da infraestrutura logística; R$ 215,9 milhões ao desenvolvimento e à modernização da rede de postos; e R$ 33,1 milhões à distribuição de gás e à comercialização de energia. Os investimentos em infraestrutura de distribuição foram determinados pelo crescimento do consumo de derivados de petróleo e seus consequentes desafios logísticos, principalmente nas regiões Sudeste, Norte e Centro-Oeste. A Distribuidora inaugurou, no Tocantins, o Terminal de Porto Nacional, que permitiu iniciar o atendimento a uma região com grande crescimento de demanda por combustíveis. O estado, onde os concorrentes estão ampliando instalações, era o único em que não tínhamos base própria. Destaque no ano foi o lançamento da gasolina Petrobras Grid, desenvolvida especialmente para o mercado brasileiro. O produto incorpora um pacote de detergentes e dispersantes e um aditivo modificador de atrito, resultando em melhor desempenho, máxima eficiência e proteção do motor. A nova gasolina, que proporciona mais rentabilidade para a Distribuidora e seus revendedores, está disponível em 5.725 postos Petrobras.

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Em linha com nossa estratégia corporativa de ampliar as vendas em segmentos com maior valor agregado, a Petrobras Distribuidora investiu na expansão da rede de lojas de conveniência dos postos. Nossa rede, a BR Mania, completou 20 anos em 2014, atingindo a marca de mil lojas em todo o País.

• PROCOP Na Distribuidora, o PROCOP proporcionou uma economia de R$ 280 milhões, ultrapassando em 71% a previsão para o ano. Entre as ações que resultaram nesse ganho, encontram-se a redução dos custos de frete e de viagens, o aumento da produtividade nas bases e áreas comerciais e corporativas e a diminuição dos gastos com imagens nos postos.

Quadro II - Desempenho no mercado

Número de Lojas e Postos

BR 2014 2013 2012 2011 2010 Postos 7.931 7.710 7.642 7.511 7.306 Lojas 1.073 867 765 723 776

Lojas / Postos 14% 11% 10% 10% 11%

Venda Média Mensal por Posto

BR (m³ / mês) 2014 2013 2012 2011 2010 VMM 261 257 246 236 229

Market Share BR (%)

BR 2014 2013 2012 2011 2010 Mercado Consumidor 56,8% 55,2% 54,7% 54,7% 55,8% Mercado Revendedor 28,5% 28,6% 29,3% 30,0% 29,3%

Mercado Global 37,9% 36,6% 37,1% 37,7% 37,6%

Mercado de Distribuição de Combustíveis e Lubrificantes

Volumes (mil m³) 2014 2013 2012 2011 2010 Diesel 59.742 58.496 55.903 52.266 49.240

Gasolina C 44.405 41.365 39.698 35.491 29.844 Etanol Hidratado 12.551 11.755 9.850 10.899 15.074

GNV 1.815 1.874 1.942 1.977 2.009 Óleo Combustível 6.831 5.366 4.465 4.196 5.286

Produtos de Aviação (QAV + GNV) 7.540 7.312 7.380 7.137 6.418 Lubrificantes 1.480 1.547 1.444 1.475 1.427

Fonte: PETROBRAS

• BIOCOMBUSTÍVEIS

Nossa subsidiária Petrobras Biocombustível, criada em 2008, atua na produção de biodiesel e etanol de forma segura, com sustentabilidade social e ambiental, contribuindo para a redução das emissões de gases de efeito estufa. Compete à empresa manter nosso crescimento no mercado de biocombustíveis, em linha com a evolução da demanda nacional por gasolina e óleo diesel.

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Para atingir seu objetivo, a Petrobras Biocombustível tem os seguintes direcionadores:

• Integrar a atuação das áreas de produção, logística, tecnologia e comercialização de biocombustíveis, criando sinergias com o Sistema Petrobras;

• Desenvolver novos mercados e produtos; • Garantir, de acordo com o conceito de ciclo de vida dos produtos, padrões de

operação, qualidade e sustentabilidade que permitam ampliar mercados e fortalecer nossa imagem;

• Assegurar a manutenção do Selo Combustível Social, otimizando os arranjos produtivos que incluem a agricultura familiar e cooperativas;

• Acelerar o domínio do conhecimento tecnológico, priorizando o desenvolvimento do etanol de segunda geração (etanol 2G), do bioquerosene de aviação (bioQAV); e do suprimento competitivo de insumos agrícolas;

• Atuar na produção de bioeletricidade e de bioprodutos que aumentem a rentabilidade e de forma integrada aos negócios do Sistema Petrobras.

• PROGRAMAS ESTRUTURANTES

A Petrobras Biocombustível lançou, em 2014, o Programa de Aumento da Competitividade (PROAC). A iniciativa visa ao aumento da competitividade e eficiência nas usinas de biodiesel e na sede da subsidiária, e contribui adicionalmente com o Programa de Otimização de Custos Operacionais (PROCOP), ao qual a Petrobras Biocombustível aderiu em 2013. Em 2014 o PROCOP proporcionou à nossa subsidiária uma economia de R$ 148,6 milhões, superando em 33% a previsão para o ano. Mais dois programas estão em fase de implantação: o Sistema de Gestão Integrado de SMS, que busca ampliar a excelência em segurança, meio ambiente e saúde; e o Programa de Aumento da Eficiência Operacional (PROEF), que objetiva a melhoria da disponibilidade, confiabilidade, eficiência operacional e integridade dos sistemas de produção nas usinas de biodiesel.

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Tabela III - Vendas combustíveis

VENDAS HIDRATADO (m³) 2010 2011 2012 2013 2014 ACRE 9.495 8.585 5.745 6.025 3.699 ALAGOAS 76.100 53.238 39.554 34.967 35.658 AMAPÁ 6.722 4.934 3.311 1.459 1.177 AMAZONAS 54.876 40.517 40.069 47.011 50.439 BAHIA 498.360 254.229 197.612 245.540 271.187 CEARÁ 157.506 113.605 93.418 97.865 109.934 DISTRITO FEDERAL 134.135 84.020 58.134 78.017 73.914 ESPÍRITO SANTO 85.759 55.733 47.371 41.949 42.009 GOIÁS 851.077 705.069 688.743 852.547 926.226 MARANHÃO 88.458 35.200 23.838 26.445 42.643 MATO GROSSO 416.311 338.645 371.859 488.525 514.045 MATO GROSSO DO SUL 168.272 105.792 90.759 130.868 156.078 MINAS GERAIS 838.161 568.765 524.092 726.896 749.659 PARÁ 46.967 33.567 30.715 32.956 33.477 PARAÍBA 86.560 58.019 44.717 54.254 69.928 PARANÁ 1.347.001 811.372 814.624 1.128.902 1.235.721 PERNAMBUCO 315.407 184.816 163.342 153.903 148.198 PIAUÍ 19.252 13.860 15.981 17.938 21.838 RIO DE JANEIRO 746.458 531.760 435.277 583.075 590.305 RIO GRANDE DO NORTE 79.156 55.271 46.051 48.017 42.657 RIO GRANDE DO SUL 240.893 137.122 115.216 111.450 114.073 RONDÔNIA 40.081 26.509 19.697 20.748 18.135 RORAIMA 2.756 2.487 1.929 1.823 1.954 SANTA CATARINA 290.593 123.082 94.663 110.496 107.772 SÃO PAULO 8.374.257 6.490.307 5.834.460 6.656.753 7.576.593 SERGIPE 39.229 25.246 21.122 20.763 21.511 TOCANTINS 60.460 37.473 27.882 35.772 35.286 TOTAL 15.074.300 10.899.221 9.850.180 11.754.963 12.994.115 Fonte: PETROBRAS

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Tabela IV - Vendas de Diesel e Biodiesel

VENDAS DIESEL+BIODIESEL (m³) 2010 2011 2012 2013 2014

ACRE 152.199 157.631 214.874 157.364 166.990 ALAGOAS 361.466 399.342 405.036 401.547 420.832 AMAPÁ 316.446 371.338 472.282 483.124 471.741 AMAZONAS 1.186.648 1.348.311 1.355.732 1.346.465 1.294.936 BAHIA 2.729.302 2.904.608 3.165.971 3.348.947 3.447.345 CEARÁ 848.217 906.734 1.028.556 1.117.640 1.164.170 DISTRITO FEDERAL 385.077 393.135 409.472 429.027 444.672 ESPÍRITO SANTO 1.002.010 1.104.282 1.163.872 1.168.039 1.235.647 GOIÁS 2.166.832 2.310.829 2.648.373 2.965.275 3.177.518 MARANHÃO 992.052 1.073.724 1.203.184 1.214.222 1.289.134 MATO GROSSO 2.001.637 2.137.733 2.485.881 2.704.024 2.707.304 MATO GROSSO DO SUL 1.069.982 1.156.703 1.244.973 1.355.562 1.403.013 MINAS GERAIS 6.446.227 6.862.372 7.100.500 7.383.991 7.535.714 PARÁ 1.635.381 1.809.859 2.018.739 2.134.125 2.293.120 PARAÍBA 403.687 429.022 467.436 482.950 502.421 PARANÁ 4.226.262 4.482.584 4.758.257 5.059.363 5.212.965 PERNAMBUCO 1.209.431 1.298.884 1.470.517 1.549.418 1.767.396 PIAUÍ 439.751 443.743 518.736 550.483 594.133 RIO DE JANEIRO 2.681.354 2.911.126 3.012.726 2.994.175 3.056.993 RIO GRANDE DO NORTE 409.139 437.261 518.411 562.593 631.182 RIO GRANDE DO SUL 3.057.885 3.231.546 3.334.369 3.561.071 3.595.228 RONDÔNIA 761.900 775.346 772.219 777.142 808.440 RORAIMA 143.470 86.167 86.201 101.583 127.577 SANTA CATARINA 2.182.927 2.299.119 2.378.493 2.479.788 2.562.031 SÃO PAULO 11.437.951 11.902.172 12.539.135 13.026.850 12.830.153 SERGIPE 326.691 337.300 355.820 364.626 382.983 TOCANTINS 665.116 693.043 770.601 853.100 907.980 TOTAL 49.239.039 52.263.912 55.900.364 58.572.495 60.031.618

Fonte: PETROBRAS

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Tabela V - Produção de Biodiesel

PRODUÇÃO BIODIESEL (m³) 2010 2011 2012 2013 2014

ACRE - - - - - ALAGOAS - - - - - AMAPÁ - - - - - AMAZONAS - - - - - BAHIA 91.952 131.893 231.204 194.188 160.192 CEARÁ 66.337 44.524 62.369 84.191 72.984 DISTRITO FEDERAL - - - - - ESPÍRITO SANTO - - - - - GOIÁS 442.293 505.586 601.146 575.715 643.837 MARANHÃO 18.705 - - - - MATO GROSSO 568.181 499.950 477.713 418.480 611.108 MATO GROSSO DO SUL 7.828 31.023 84.054 188.897 217.297 MINAS GERAIS 72.693 76.619 80.100 88.020 83.283 PARÁ 2.345 - - - - PARAÍBA - - - - - PARANÁ 69.670 114.819 120.111 210.716 319.222 PERNAMBUCO - - - - - PIAUÍ - - - - - RIO DE JANEIRO 20.177 7.716 17.046 8.891 17.262 RIO GRANDE DO NORTE - - - - - RIO GRANDE DO SUL 605.998 862.110 806.500 883.331 971.275 RONDÔNIA 6.190 2.264 8.406 13.553 10.977 RORAIMA - - - - - SANTA CATARINA - - - 38.358 68.452 SÃO PAULO 327.458 295.076 158.587 164.462 170.345 SERGIPE - - - - - TOCANTINS 86.570 101.182 70.247 48.687 73.604 TOTAL 2.386.399 2.672.760 2.717.483 2.917.488 3.419.838 Fonte: PETROBRAS

As informações referentes ao desempenho internacional no segmento de biocombustíveis estão inseridas no ANEXO II . Em razão da divulgação dos dados constantes nesse ANEXO poder gerar riscos à competitividade da Petrobras, e conforme art. 6º, inciso III, 22, 25 da Lei nº 12.527/2011, e, art. 5º, § 1º e 2º, e 6º, inciso I, do Decreto nº 7.724/2012, é requerido o tratamento sigiloso a tais informações e seu não acesso por terceiros.

• TERMELÉTRICO Geramos 4.637 megawatts médios (MWmed) de energia elétrica para o Sistema Interligado Nacional (SIN). Nosso parque gerador, com capacidade instalada de 6.407,5 MW, é composto por 21 usinas termelétricas próprias e alugadas, movidas a gás natural ou a óleo combustível. Incluindo as usinas com geração a partir de fontes renováveis e os projetos em que temos participação minoritária, a capacidade totaliza 6.732,4 MW. Nossa geração de energia em 2014 foi 16% superior ao ano anterior, devido à solicitação maior de despacho das termelétricas feita pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em face dos baixos níveis de água dos reservatórios das hidrelétricas. Vendemos 1.183 MWmed de energia elétrica no ambiente de comercialização livre e 2.425 MWmed no ambiente regulado.

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Atuamos na geração e na comercialização de eletricidade de forma integrada, otimizando o portfólio de contratos de compra e venda, considerado o binômio risco-retorno. Em 2014, vendemos nossas participações na Norte Fluminense (10%) e na Brasil PCH (49%).

Quadro III - Desempenho no mercado

Geração de Energia Elétrica (MW/médio)

Ano Total

2005 492

2006 353

2007 581

2008 2.022

2009 525

2010 1.837

2011 653

2012 2.699

2013 3.983

2014 4.637


• TRANSPORTE DE PETRÓLEO, GÁS E DERIVADOS

Nossa subsidiária Petrobras Transporte (Transpetro) é responsável pela movimentação e armazenamento de petróleo, de derivados, biocombustíveis e gás natural. Opera 49 terminais (21 terrestres e 28 aquaviários),54 navios,7.517km de oleodutos e 7.151km de gasodutos. Além de interagir de forma permanente com nossas áreas de produção, refino e distribuição, a Transpetro transporta cargas importadas e exportadas de petróleo e de produtos, tendo como principais clientes, além do Sistema Petrobras, empresas distribuidoras e indústrias petroquímicas. A subsidiária tem presença nacional e possui instalações em 20 das 27 unidades da federação. Em 2014, a frota da Transpetro movimentou 59,9 milhões de toneladas de petróleo e derivados. Pelos oleodutos e terminais da empresa, foram transportados 832,6 milhões de m³ de líquidos, 3% a mais que no ano anterior. A média diária de transporte de gás natural foi de 75,8 milhões de m³, ultrapassando em 8,7% a média de 2013.

Tabela VI - Indicadores do setor de transporte de petróleo, gás e derivados.

Indicadores da Transpetro Unidade de Medida 2014 (em 12 meses)

Volume físico movimentado de produtos nos terminais terrestres m³ 92.671.388 Volume físico movimentado de produtos nos oleodutos m³ 351.620.593 Volume Físico movimentado de produtos nos terminais aquaviários m³ 210.788.543 Participação da Transpetro no volume de carga transportada por navios Toneladas métricas 59.851.205 Volume médio diário movimentado de gás Mm³/dia 75.835 Embarcações operadas nos terminais aquaviários Unidades 10.595 Fonte: PETROBRAS

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j. Os fatores de risco e sua gestão. Os fatores de risco que possam influenciar a decisão de investimento, em especial, são aqueles relacionados:

• À COMPANHIA: Aumento no valor da dívida em função da desvalorização do real em relação ao dólar, e do maior custo de refinanciamento. Em 31 de dezembro de 2014, aproximadamente 82% do endividamento da companhia eram denominados em outras moedas que não o real. Uma parcela substancial da dívida é, e deve continuar a ser, denominada ou indexada ao dólar e a outras moedas estrangeiras. A depreciação do real em relação a essas outras moedas aumenta o serviço da dívida, na medida em que a quantidade de reais necessários para pagar o principal e os juros sobre a dívida em moeda estrangeira aumenta com essa depreciação. Considerando a taxa de câmbio média de cada ano, de 2003 a 2011, o real se valorizou frente ao dólar em todos os anos (média de 7% a.a.), com exceção de 2009, quando desvalorizou 9%. Em 2012, 2013 e 2014 a depreciação do real em relação ao dólar foi de 9,1%, 10,4% e 16,7%, respectivamente. Em 2015, o real continuou a se desvalorizar e até 30 de abril havia depreciado 12,7% em relação a 31 de dezembro de 2014. Essas variações cambiais impactam os resultados, com exceção de uma parcela da dívida denominada em dólar sujeita à política de contabilidade de hedge. Além disso, com a desvalorização do real, aumentam as despesas operacionais e financeiras, investimentos e custos de importação. Como a maior parte da receita é denominada em reais, a menos que haja aumento dos preços de venda dos produtos de modo a refletir a depreciação, a geração de caixa pode sofrer impacto negativos ao mesmo tempo em que se observa elevação do endividamento. À medida que a companhia refinanciar sua dívida nos próximos anos, a composição do endividamento pode mudar, especificamente no que se refere à proporção de dívidas de curto e longo prazos e às moedas em que a dívida está denominada ou indexada. Essas mudanças podem aumentar os pagamentos relacionados com o serviço da dívida, afetando os resultados. A Petrobras possui passivos significativos e está exposta a restrições de liquidez de curto prazo. Para financiar os investimentos necessários ao cumprimento das metas de crescimento da produção de petróleo de longo prazo, a companhia recorreu a um montante substancial de endividamento. Como o fluxo de caixa operacional nos últimos anos não foi suficiente para financiar os investimentos, juros da dívida e pagamento de dividendos, o endividamento tem aumentado significativamente desde 2010. A dívida total aumentou em 31% entre 31 de dezembro de 2013 e 31 de dezembro de 2014, alcançando R$ 351.035 milhões, contra R$ 267.820 milhões no ano anterior. A dívida, líquida de caixa, equivalentes de caixa e títulos negociáveis, aumentaram 27%, atingindo R$ 282.089 milhões em 31 de dezembro de 2014 em comparação com R$ 221.563 milhões em 31 de dezembro de 2013. Da dívida existente, 27% ou R$ 99.662 milhões vencerão nos próximos três anos. Para honrar com o pagamento da dívida após o cumprimento das metas de investimento, a Petrobras conta com uma combinação de fontes que incluem fluxo de caixa operacional, linhas de crédito

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disponíveis, saldo de caixa e de aplicações financeiras, desinvestimentos e captação de dívida adicional. Agências de classificação de risco manifestaram recentemente preocupações relativas a: (i) pressões de liquidez e capacidade de pagamento de principal e juros de obrigações com vencimento no curto e médio prazos, (ii) fluxo de caixa livre negativo nos últimos anos, resultante principalmente do elevado volume de investimentos, (iii) capacidade de acessar fontes de financiamento no curto prazo; (iv) tamanho total do endividamento, (v) aumento do endividamento ao longo dos últimos anos e (vi) desvio do foco da administração das atividades principais para se dedicar às questões relacionadas à operação Lava-Jato. Em fevereiro de 2015, a Petrobras perdeu a classificação de grau de investimento pela Moody’s. Se, por qualquer razão, houver dificuldade para acessar o mercado de dívida, não somente as metas de produção de longo prazo podem ser comprometidas, mas também a capacidade da companhia de cumprir suas obrigações de pagamento de principal e juros, uma vez que o fluxo de caixa operacional é atualmente insuficiente para financiar tanto os investimentos planejados como as obrigações de juros da dívida. Além disso, qualquer novo rebaixamento da nota de crédito da Petrobras por agências de classificação de risco pode ter consequências negativas sobre a capacidade de se obter financiamento ou impactar os custos da divida, assim como tornar mais difícil ou caro o refinanciamento de obrigações. Um novo rebaixamento pode resultar em um mercado com menor liquidez para os títulos de dívida e de ações da Petrobras, já que certas instituições não poderiam comprar valores mobiliários emitidos pela companhia, reduzindo assim a base de investidores. Em consequência do disposto acima, a Petrobras pode ser impossibilitada de fazer os investimentos nos montantes necessários para manter suas metas de crescimento da produção de petróleo no longo prazo, o que pode afetar adversamente os resultados operacionais e financeiros. Apesar da União Federal (acionista controlador) não ser responsável pelas obrigações da Petrobras – incluindo os títulos emitidos nos mercados internacionais - a nota de crédito da Petrobras é sensível a qualquer mudança na nota de crédito Soberana. Qualquer redução da classificação do risco do Brasil pode ter consequências adversas adicionais na capacidade da companhia de obter financiamentos ou no custo de financiamento e, consequentemente, nos resultados. Aumento no valor da dívida em função do aumento na taxa de juros e do maior custo de refinanciamento. Em 31 de dezembro de 2014, aproximadamente 50% do endividamento da Petrobras consistiam em dívidas com taxas de juros flutuantes. A companhia não celebra contratos de derivativos ou similares, nem tampouco faz outros acordos com terceiros para se proteger contra o risco de um aumento nas taxas de juros. Além disso, os vencimentos de dívidas somam US$ 76,8 bilhões nos próximos cinco anos, sendo que parte deste total pode ser refinanciada através da emissão de novas dívidas. Se as taxas de juros flutuantes subirem e o custo da dívida aumentar quando as obrigações forem refinanciadas, a Petrobras pode incorrer em despesas adicionais. O custo de novas dívidas também pode ser afetado negativamente pelo rebaixamento de nota de crédito (rating) ocorrido em fevereiro de 2015 pela

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Moody’s, que colocou a Petrobras abaixo da classificação de grau de investimento (investment grade), e por possíveis novos rebaixamentos. As investigações em curso da Securities and Exchange Commmission (SEC) e do Departamento de Justiça dos EUA sobre a possibilidade de não conformidade com a Lei Sobre a Prática de Corrupção no Exterior (Foreign Corrupt Practices Act) dos EUA pode afetar adversamente a Petrobras. Em novembro de 2014, a Petrobras recebeu uma intimação da SEC solicitando documentos e informações sobre a Companhia com relação à Operação Lava-Jato, dentre outros temas, assim como quaisquer alegações sobre violação da Lei Sobre a Prática de Corrupção no Exterior. O Departamento de Justiça dos EUA está conduzindo uma investigação semelhante e estamos cooperando voluntariamente com ambas as investigações. Violações desta lei ou de outras leis podem resultar na imposição de multas e expor a Petrobras e seus empregados a sanções penais e ações cíveis. Investigações realizadas pela própria companhia, assim como as investigações por diversos órgãos externos, continuam em curso e ainda não é possível estimar a duração, o escopo ou os resultados. A Petrobras está cooperando com as investigações, mas desenvolvimentos adversos relacionados a essas investigações, incluindo mudanças de escopo, podem impactar negativamente a companhia e podem desviar a atenção dos administradores das atividades principais. Em relação às investigações da SEC ou do Departamento de Justiça dos EUA, não há garantias de que a Petrobras não será obrigada a pagar multas ou outras compensações financeiras ou sofrer outras penalidades, o que pode ter um efeito material adverso sobre a companhia. Para mais informações sobre a Operação Lava-Jato, veja a Nota Explicativa 3 (pág. 12) de nossas demonstrações contábeis consolidadas auditadas. A Petrobras pode sofrer perdas e gastar tempo e recursos financeiros na defesa de litígios e arbitragens pendentes. Atualmente, a companhia é demandada em diversos processos judiciais de natureza cível, administrativa, tributária, trabalhista, ambiental e societária. Esses pleitos envolvem quantias substanciais de dinheiro e outras reparações. Vários litígios, individualmente, correspondem a uma parcela significativa do valor total das demandas existentes contra a companhia. Consulte a Nota Explicativa 30 (pag. 93) de nossas demonstrações contábeis consolidadas auditadas para uma descrição dos processos judiciais. Estamos sujeitos a processos judiciais e procedimentos administrativos relacionados a nossas concessões e outras autorizações governamentais, que podem resultar na revogação dessas concessões e autorizações. Além disso, os nossos administradores podem ser obrigados a dedicar tempo e atenção para a defesa desses processos, o que pode impedir que se concentrem nas nossas atividades principais. Caso os processos que envolvem valores materiais e para os quais não haja provisões constituídas sejam decididos contra a companhia, ou caso as perdas venham a ser significativamente maiores do que as provisões constituídas, o custo das decisões desfavoráveis pode ter um efeito material adverso nos resultados da Petrobras. Dependendo do resultado, alguns litígios podem resultar em restrições sobre as operações e ter um efeito material adverso sobre os negócios da companhia.

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A Petrobras está exposta a comportamentos incompatíveis com seus padrões de ética e conformidade. A Petrobras, incluindo sua relação com terceiros, é guiada por princípios éticos. A companhia possui um Código de Ética e uma série de políticas internas destinadas a orientar os administradores, empregados e prestadores de serviços e a reforçar os princípios e regras de comportamento ético e conduta profissional. A companhia disponibiliza para seus funcionários, fornecedores e outras partes interessadas um canal confidencial de denúncias, gerido pela Ouvidoria Geral. Porém, a Petrobras está sujeita ao risco de que funcionários, contratados ou qualquer pessoa que faça negócios com a Petrobras se envolvam em atividade fraudulenta, corrupção ou suborno, contornando os controles e procedimentos internos, auferindo benefício pessoal ou comercial em detrimento da companhia. Esse risco é ainda maior, considerando o grande número de contratos complexos e de alto valor que a Petrobras possui com fornecedores locais e estrangeiros, além da distribuição geográfica das operações e a grande variedade de contrapartes envolvidas nos negócios. A companhia adota uma série de sistemas para identificar, controlar e mitigar esses riscos, mas os sistemas podem não ser eficazes. Não é possível garantir que todos os funcionários e contratados irão seguir os princípios éticos. Qualquer falha em seguir esses princípios éticos, em cumprir a governança aplicável e obrigações regulatórias pode comprometer a reputação da companhia, limitar a capacidade de obter financiamento e ter um efeito adverso sobre os resultados. A administração identificou fraquezas materiais nos controles internos sobre relatórios financeiros e concluiu que estes não foram eficazes. A administração da Petrobras identificou uma série de fraquezas materiais nos controles internos sobre relatórios financeiros em 2014. Por exemplo, procedimentos administrativos de ex-funcionários da Petrobras relativos a grandes projetos nos segmentos de Exploração e Produção, Abastecimento e Gás & Energia não seguiram os controles internos com respeito ao processo de contratação de serviços. Além disso, a administração identificou fraquezas materiais relacionadas com: (i) controles internos relativos a ativos imobilizados (especificamente no que diz respeito à avaliação da condição financeira das empresas contratadas e fornecedoras, custos com rescisão contratual e baixas contábeis de pagamentos antecipados); (ii) revisão e aprovação de lançamentos manuais; e (iii) gerenciamento de acesso às transações críticas em sistemas e segregação de funções. Desta forma, a administração concluiu que os controles internos sobre os relatórios financeiros não foram efetivos em 31 de dezembro de 2014. Embora tenham sido desenvolvidas e implementadas várias medidas para corrigir essas fraquezas materiais, não há certeza de que não haverá no futuro outras fraquezas materiais nos controles internos. Se os esforços para remediar as fraquezas materiais não forem bem sucedidos, a Petrobras pode ser impedida de reportar seus resultados futuros de maneira precisa e dentro do prazo regulatório. Há também risco de que poderia haver erros de contabilidade nos relatórios financeiros e não há certeza de que, no futuro, fraquezas materiais adicionais não existirão. Qualquer uma destas ocorrências pode afetar adversamente os negócios e resultados e pode gerar reações negativas do mercado,

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levando potencialmente a um declínio no preço das ações e títulos de dívida emitidos pela companhia. A metodologia para estimar os gastos adicionais capitalizados indevidamente, descobertos no âmbito da operação Lava Jato, envolve algum grau de incerteza. Em consequência das descobertas da operação Lava-Jato, a Petrobras reconheceu no terceiro trimestre de 2014 uma baixa contábil no montante de R$ 6,194 bilhões referente a valores que a companhia pagou a mais na aquisição de ativos imobilizados em anos anteriores. De acordo com depoimentos prestados no âmbito das investigações conduzidas pelas autoridades brasileiras, que se tornaram públicos a partir de outubro de 2014, altos executivos da Petrobras entraram em conluio com prestadores de serviço, fornecedores, políticos e outros envolvidos para formar um cartel que, entre 2004 e abril de 2012, sistematicamente impôs gastos adicionais na aquisição de ativos imobilizados pela companhia. A Petrobras acredita ter adotado a metodologia e as premissas mais adequadas para determinar os montantes de gastos adicionais indevidamente capitalizados, com base nas informações que disponíveis, mas a metodologia envolve algum grau de incerteza. Não é possível garantir que as baixas contábeis realizadas e reconhecidas nas demonstrações contábeis consolidadas para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2014 não são subestimadas ou superestimadas. Se houver necessidade de dar baixa contábil adicional em custos históricos dos ativos imobilizados ou de reverter as baixas contábeis previamente reconhecidas, pode haver impacto no valor total dos ativos e pode haver publicidade negativa, rebaixamentos de notas de crédito ou outros eventos relevantes negativos, que podem ter um efeito material adverso sobre os resultados operacionais e financeiros e afetar o valor de mercado dos valores mobiliários da companhia. Veja a Nota Explicativa 3 (pág. 12) de nossas demonstrações contábeis consolidadas auditadas para obter mais informações sobre a operação Lava Jato. Desenvolvimentos na indústria de petróleo e gás e outros fatores podem resultar em reduções substanciais do valor contábil dos ativos. Anualmente, ou quando necessário, é feita uma avaliação do valor contábil dos ativos para testar sua recuperabilidade. Esses testes de recuperabilidade (impairment test) são realizados por meio de uma comparação entre o valor contábil de um ativo individual (ou de uma unidade geradora de caixa) com seu valor recuperável. Sempre que o valor recuperável de um ativo individual ou da unidade geradora de caixa for menor que o seu valor contábil, uma perda por impairment é reconhecida. Alterações no ambiente econômico, regulatório, empresarial ou político no Brasil ou em outros mercados podem resultar no reconhecimento de perdas por impairment em alguns ativos. Essas alterações incluem, por exemplo, o recente declínio nos preços internacionais do petróleo e do gás natural; a desvalorização do real e o menor crescimento econômico projetado para o Brasil, entre outros fatores. Em 2014 foram reconhecidas perdas por impairment no montante de R$ 44.636 milhões em alguns ativos imobilizados e intangíveis. Consulte as Notas Explicativas 5.2 e 14 (págs. 34 e 56) das demonstrações contábeis consolidadas auditadas para mais informações sobre o impairment de ativos.

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Futuras alterações no ambiente econômico, na indústria de petróleo e gás e outros fatores podem resultar em novas perdas significativas por impairment, afetando os resultados da companhia. A exploração e produção de petróleo em águas profundas e ultraprofundas envolvem riscos. A atividade de exploração e produção de petróleo envolve riscos que crescem conforme aumenta a profundidade de lâmina água em que são realizadas as operações. A maior parte das nossas operações é realizada em águas profundas e ultraprofundas e a proporção das atividades realizadas nestas condições deve se elevar devido à localização dos reservatórios do pré-sal. As atividades em águas profundas e ultraprofundas apresentam vários riscos, tais como: vazamento de petróleo, explosões em unidades de perfuração ou produção e desastres naturais. A ocorrência de qualquer um desses eventos ou de outros incidentes pode resultar em diversos danos; perdas de vidas; danos ambientais graves com despesas relativas à contenção, limpeza e reparação; danos aos equipamentos; e de responsabilidade em processos cíveis e administrativos. As apólices de seguro da Petrobras não cobrem todas as responsabilidades e não há seguro contratado para todos os riscos. Não há garantia de que incidentes não ocorrerão no futuro, de que o seguro irá cobrir adequadamente todos os danos ou que a companhia não será responsabilizada com relação a esses eventos. O crescimento da produção de petróleo no longo prazo depende da capacidade de desenvolver reservas. O crescimento da produção de petróleo no longo prazo depende da capacidade da companhia de desenvolver com êxito suas reservas existentes e de constituir reservas adicionais. O desenvolvimento de reservatórios em águas profundas e ultraprofundas, incluindo os reservatórios do pré-sal, demandam investimentos significativos. Portanto, o nível de investimentos da companhia tem influência direta sobre as metas de produção de petróleo e gás natural. Os principais desafios operacionais, especialmente para os reservatórios do pré-sal, são (i) garantir os recursos críticos necessários para atender às metas de produção; (ii) alocar recursos para construir e instalar os equipamentos e (iii) garantir uma força de trabalho e prestação de serviços offshore qualificada para desenvolver esses reservatórios. A Petrobras não garante que terá os recursos necessários para explorar os reservatórios em águas profundas e ultraprofundas sob sua concessão, ou aqueles que podem vir a ser concedidos. A atividade de exploração também envolve riscos, incluindo o de insucesso na descoberta de reservas comercialmente produtivas. Além disso, os custos de perfuração de poços são incertos e diversos fatores fora de nosso controle (tais como condições inesperadas de perfuração, falhas ou incidentes com equipamentos e faltas ou atrasos na disponibilidade de sondas de perfuração e na entrega de equipamentos) podem fazer com que as operações de perfuração sejam restringidas, atrasadas ou canceladas. E o aumento da concorrência no setor de petróleo e gás no Brasil pode aumentar os custos de obtenção de novas áreas exploratórias nas rodadas de licitação para novas concessões. Estimativas de reservas de petróleo e gás natural envolvem certo grau de incerteza, o que pode afetar negativamente a capacidade da Petrobras de gerar receita.

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As reservas provadas de petróleo e gás natural são os volumes estimados de petróleo, gás natural e líquido de gás natural (LGN) que dados geológicos e de engenharia demonstram, com razoável certeza, serem recuperáveis de reservatórios conhecidos, sob condições econômicas e operacionais existentes (preços e custos na data em que a estimativa é feita) e de acordo com a regulamentação aplicável. As reservas provadas de petróleo e gás natural da Petrobras são reservas que podem ser recuperadas através de poços existentes com equipamentos e métodos operacionais existentes. Porém, há incertezas na estimativa de volumes de reservas provadas relacionadas aos preços aplicáveis do petróleo e do gás natural, o que pode nos levar a fazer revisões nas estimativas de reservas. As revisões para baixo em nossas estimativas de reserva podem levar a menor produção futura, o que pode ter um efeito adverso sobre nossos resultados operacionais e financeiros. A Petrobras não tem seguro contra interrupção de negócios nas operações no Brasil e a maioria dos ativos não está segurada contra guerra ou sabotagem. A Petrobras não mantém cobertura de seguro para interrupção de negócios de qualquer natureza das operações no Brasil, inclusive interrupções de atividades causadas por ações trabalhistas. Se, por exemplo, os empregados da companhia ou dos principais fornecedores e prestadores de serviços entrarem em greve, as paralisações podem ter um impacto negativo sobre a Petrobras. Além disso, não estão contratados seguros para a maioria dos nossos ativos contra guerra ou sabotagem. Portanto, um incidente operacional que cause a interrupção das operações pode incorrer em um efeito material adverso sobre os resultados operacionais e financeiros. As obrigações do plano de pensão (“Petros”) e assistência médica podem ser maiores do que foi inicialmente previsto. Os critérios utilizados para determinar as obrigações relativas a planos de benefícios de previdência e de saúde são baseados em estimativas e variáveis de natureza atuarial e financeira e premissas com relação (i) ao cálculo dos fluxos de caixa projetados de curto e longo prazo e (ii) à aplicação de normas regulamentares internas e externas. Assim, há imprecisões inerentes no uso de estimativas que podem resultar em divergências entre o valor previsto e o efetivamente realizado. Os ativos da Petros para cobertura das obrigações de previdência estão sujeitos aos riscos inerentes à gestão de investimentos, podendo estes não gerar a rentabilidade necessária para a cobertura dos passivos. Além disso, a Petros pode ter que assumir obrigações adicionais decorrentes de decisões judiciais desfavoráveis ao plano. Com relação ao resultado da Petros, conforme legislação vigente, em caso de ocorrência de déficits em circunstâncias específicas, um plano de equacionamento pode ser necessário e, então, contribuições extraordinárias por parte dos patrocinadores podem ser requeridas. Quanto à assistência médica, os fluxos de caixa projetados, bem como as despesas e os passivos atuariais, também podem ser impactados (i) por forte crescimento dos custos médicos, (ii) por demandas adicionais por melhores benefícios e ainda (iii) pela dificuldade em se ajustar as contribuições dos participantes na mesma proporção em que crescem os custos. Tais riscos podem resultar em um aumento de nossos passivos e afetar negativamente os resultados da companhia. Para mais informações ver Nota Explicativa 22 das demonstrações contábeis (pag. 65).

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• AO CONTROLADOR, DIRETO OU INDIRETO, OU GRUPO DE CONTROLE: A União Federal, como acionista controlador, pode buscar objetivos macroeconômicos e sociais por meio da Petrobras. Como acionista controlador da Petrobras, a União adotou, e pode continuar adotando no futuro, certas políticas macroeconômicas e sociais através da Petrobras, conforme permitido por lei. A legislação brasileira exige que a União detenha a maioria das ações com direito a voto da Petrobras e, por conseguinte, a União tem o poder de eleger a maioria dos membros do Conselho de Administração e, através deles, a eleição dos Diretores. Em consequência, a companhia pode se dedicar a atividades que priorizem os objetivos da União, ao invés dos seus próprios objetivos econômicos e empresariais. Assim, a Petrobras pode fazer investimentos, incorrer em despesas e realizar vendas em termos que podem afetar negativamente os resultados operacionais e financeiros da companhia. Em particular, a Petrobras continua a auxiliar a União Federal no sentido de garantir que a oferta e os preços de petróleo e derivados no Brasil atendam aos requisitos de consumo do mercado brasileiro. Não há garantias de que o controle de preços não será instituído. A inflação e certas medidas de combate à inflação podem contribuir significativamente para a incerteza econômica no Brasil. Historicamente o Brasil tem experimentado altas taxas de inflação, em particular antes de 1995. A inflação, bem como certas medidas implementadas pelo governo para combater a inflação, tiveram efeitos negativos sobre a economia brasileira. Mais recentemente, as taxas de inflação foram de 6,41% em 2014, 5,91% em 2013 e 5,84% em 2012, medida pelo IPCA, o Índice Nacional de Preços ao Consumidor, compilados pelo IBGE (Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística). O Brasil pode vir a experimentar altos níveis de inflação no futuro que podem reduzir o desempenho geral da economia brasileira. Elevadas taxas de inflação podem afetar a capacidade da Petrobras de acessar capital estrangeiro ou reduzir a capacidade de executar o plano de negócios. Medidas para controlar a inflação muitas vezes incluíram a manutenção de uma política monetária restritiva, com altas taxas de juros reais. Essas políticas têm contribuído para limitar o tamanho dos mercados de dívida brasileiros, exigindo que tomadores de empréstimo como a Petrobras busquem financiamento em moeda estrangeira. No entanto, na eventualidade de não se obter financiamento externo em condições favoráveis, o mercado brasileiro local pode ser insuficiente para satisfazer as necessidades de financiamento da companhia. Alegações de corrupção política contra o governo brasileiro e do Poder Legislativo brasileiro podem criar instabilidade econômica e política. Membros do governo federal brasileiro e do Poder Legislativo brasileiro enfrentaram acusações de corrupção política. Atualmente, autoridades eleitas e outros funcionários públicos estão sendo investigados no Brasil por alegações de conduta antiética e ilegal identificada durante a Operação Lava-Jato. O resultado potencial dessas investigações é desconhecido, mas houve impacto negativo sobre a imagem e reputação das empresas implicadas, o que inclui a Petrobras, além do impacto negativo sobre a percepção geral sobre o desempenho da economia brasileira. Esses processos, suas conclusões ou outras alegações de conduta ilícita podem ter efeitos adversos adicionais sobre a

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economia brasileira. Não é possível prever se tais alegações levarão à instabilidade politica e econômica ou se novas alegações contra autoridades governamentais brasileiras surgirão no futuro. O Contrato de Cessão Onerosa assinado entre a Petrobras e o governo federal é uma transação com parte relacionada sujeita a reajuste futuro de preço. A transferência para a Petrobras dos direitos de exploração e produção de petróleo e gás natural em áreas específicas do pré-sal até o limite de cinco bilhões de barris de óleo equivalente, é regida pela Lei nº 12.276/2010 e pelo Contrato de Cessão Onerosa, que é um contrato entre a Petrobras e a União Federal, seu acionista controlador. A negociação do Contrato de Cessão Onerosa envolveu variáveis, tais como: (i) a área coberta pela Cessão Onerosa, que consiste em blocos exploratórios; (ii) o volume, em base de barris de óleo equivalente, que se pode extrair desta área; (iii) o preço a ser pago pelo contrato da Cessão Onerosa; (iv) os termos da revisão posterior valor do Contrato; do volume, do prazo de vigência e dos percentuais de conteúdo local; e (v) os termos da realocação de volumes entre os blocos atribuídos à Petrobras. O Contrato de Cessão Onerosa inclui disposições que preveem uma revisão posterior dos seguintes itens do contrato: valor; volume máximo, prazo de vigência e percentuais de conteúdo local. Segundo os termos do Contrato de Cessão Onerosa, a revisão será fundamentada em laudos elaborados por entidades certificadoras independentes. Os valores a serem atribuídos ao barril equivalente serão calculados segundo fluxos de caixa descontados que considerarão os gastos já efetuados, as previsões de gastos operacionais e de investimento para cada um dos campos, a taxa de desconto real já pré-definida e os valores de óleo e gás segundo metodologias definidas no contrato. Se a revisão determinar que os direitos adquiridos alcancem um valor maior que o inicialmente pago, a Petrobras poderá pagar a diferença à União ou reduzir proporcionalmente o volume total de barris adquiridos nos termos do Contrato. Entretanto, caso a revisão determine que os direitos adquiridos resultem em valor menor que o inicialmente pago, a União reembolsará a diferença, em moeda corrente ou títulos, sujeito às leis orçamentárias. Em dezembro de 2013, foram iniciadas as negociações com a União Federal sobre o processo de revisão do Contrato de Cessão Onerosa, que continuam em curso. Em junho de 2014, a Resolução CNPE nº 01/2014 aprovou a contratação direta da Petrobras para a produção de petróleo, gás natural e hidrocarbonetos fluidos, em regime de partilha de produção, dos volumes que ultrapassem os limites contratados sob o regime de cessão onerosa. No entanto, não foram iniciadas negociações sobre os termos desses contratos de partilha de produção e não há previsão de quando esses acordos poderão ser executados, nem podemos assegurar que os seus termos desse novo contrato seriam favoráveis à companhia. O orçamento de investimento da Petrobras está sujeito à aprovação pelo governo federal. O governo brasileiro mantém o controle sobre o orçamento de investimentos da Petrobras e estabelece limites sobre os investimentos e dívida de longo prazo. Como empresa estatal, a companhia apresenta sua proposta orçamentária anual ao Ministério de Planejamento, Orçamento e Gestão, ao Ministério de Minas e Energia e ao Congresso Nacional para aprovação. O orçamento aprovado pelos entes governamentais pode reduzir os investimentos propostos pela companhia, assim como a contratação de novos financiamentos. Consequentemente, é possível que a Petrobras não consiga realizar todos os investimentos previstos, inclusive aqueles para ampliar e

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desenvolver os campos de petróleo e gás natural, o que pode afetar negativamente os resultados operacionais e financeiros.

• AOS ACIONISTAS DA COMPANHIA: A Petrobras pode sofrer perdas financeiras decorrentes de litígios movidos por acionistas no exterior. A Petrobras também é ré em uma ação coletiva (class action) e outras ações individuais ajuizadas por investidores institucionais, todos no Tribunal Distrital dos Estados Unidos no Distrito Sul de Nova York (SDNY). Como estas ações estão em estágio inicial, possíveis perdas decorrentes desses litígios ainda não podem ser estimadas, portanto, não há provisão constituída em relação a esses litígios. Caso a companhia seja condenada, ou se houver a formalização de acordo entre as partes para resolver essas questões, a Petrobras pode ser obrigada a arcar com quantias relevantes. A percepção de risco em outros países, especialmente nos Estados Unidos e em países emergentes, podem afetar o preço de mercado dos títulos brasileiros. O valor de mercado dos títulos das companhias brasileiras é afetado em diversos níveis pela condição econômica e de mercado de outros países, incluindo os Estados Unidos, outros países da América Latina e países emergentes. Apesar de as condições econômicas desses países diferirem das condições econômicas do Brasil, as reações dos investidores nesses outros países poderão ter impacto negativo no valor de mercado dos títulos dos emissores brasileiros. As crises em outros países ou suas políticas econômicas podem diminuir o interesse do investidor em títulos de emissores brasileiros, inclusive os da Petrobras. Isto pode afetar negativamente o valor das ações da companhia e limitar a capacidade de financiar as operações.

• ÀS CONTROLADAS E COLIGADAS: A Petrobras possui um grande número de empresas controladas e coligadas que estão sujeitas a riscos operacionais e de mercado. Um número expressivo de empresas controladas e coligadas da Petrobras está sujeito a riscos semelhantes aos riscos que a companhia está sujeita tais como riscos de mercado e operacionais, que podem causar um efeito adverso e relevante em seus resultados individuais, podendo, inclusive, impedir a distribuição de dividendos à companhia. Além disso, eventuais efeitos adversos nos resultados de empresas controladas e coligadas podem prejudicar os resultados da Petrobras e, eventualmente, reduzir o montante que seria distribuído aos acionistas a título de dividendos.

• AOS FORNECEDORES DA COMPANHIA: A Petrobras conta com fornecedores e prestadores de serviços para o fornecimento de peças, componentes, serviços e recursos críticos necessários para a operação dos negócios. A capacidade de manter a meta de crescimento da produção de petróleo em longo prazo depende da entrega bem sucedida de grandes projetos de exploração e produção. A não entrega desses projetos

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ou atrasos na execução podem afetar adversamente os resultados operacionais e financeiros da companhia. A Petrobras conta com grande número de fornecedores e prestadores de serviços que fornecem peças, componentes, serviços e recursos críticos necessários para operar e expandir os negócios. Se esses fornecedores e prestadores de serviços deixarem de entregar, ou atrasarem as entregas, as metas operacionais podem não ser atingidas. A companhia pode precisar adiar ou suspender grandes projetos, o que poderia ter um efeito adverso sobre as operações. A Petrobras é suscetível aos riscos de desempenho, qualidade dos produtos e condição financeira dos principais fornecedores e prestadores de serviços. Por exemplo, a capacidade de fornecer peças, componentes, serviços e recursos críticos de forma adequada e dentro do prazo para realização de grandes projetos pode ser afetada se os fornecedores estiverem enfrentando restrições financeiras. Em consequência da operação Lava-Jato, vários fornecedores brasileiros estão incapacitados de obter financiamento e estão atualmente enfrentando problemas com liquidez e falência que podem afetar a capacidade de continuarem atuando como fornecedores e prestadores de serviços para a Petrobras. Não há garantia de que não haverá rupturas no fornecimento de materiais e serviços no futuro ou que a companhia será capaz de substituir esses fornecedores ou prestadores de serviços incapacitados de atender às suas necessidades, o que poderia afetar negativamente a execução dos principais projetos e, consequentemente, os resultados operacionais e financeiros. Além disso, a Petrobras impôs uma suspensão temporária (bloqueio cautelar) impedindo que empresas pertencentes a 24 grupos empresariais participem como fornecedores em licitações para novos contratos e serviços, enquanto a companhia e autoridades brasileiras analisam o envolvimento e a participação dessas empresas na alegada conduta ilegal investigada pela operação Lava-Jato. Não há garantia de que essas empresas terão permissão para participar de futuros projetos ou que a Petrobras conseguirá substituir esses fornecedores e prestadores de serviços por outros capazes de atender às suas necessidades, o que poderia afetar o sucesso e a entrega no prazo dos projetos. A Petrobras também está sujeita a exigências de conteúdo local decorrentes dos contratos de concessão, do Contrato de Cessão Onerosa e do Contrato de Partilha de Produção do Campo de Libra. Essas exigências, juntamente com o bloqueio cautelar imposto a diversos fornecedores locais, podem causar atrasos e elevação de custos em alguns dos principais projetos se a companhia não for capaz de substituir os fornecedores ou prestadores de serviços que não consigam cumprir suas obrigações. A menos que a Agencia Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis –ANP, exima a companhia de cumprir os requisitos de conteúdo local, fato sobre o qual não há garantia, a Petrobras poderá enfrentar atrasos, multas e elevações de custos na execução de seus principais projetos de exploração e produção.

• AOS CLIENTES DA COMPANHIA: A Petrobras está exposta a riscos de crédito de alguns de seus clientes e riscos de inadimplemento associados. Alguns clientes podem apresentar restrições financeiras ou problemas de liquidez que podem ter um efeito negativo significativo na sua capacidade de solvência. Problemas financeiros graves

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encontrados pelos clientes podem limitar a capacidade da Petrobras de receber valores devidos, ou de impor o cumprimento das obrigações contratuais devidas. Além disso, muitos clientes financiam suas atividades por meio do fluxo de caixa operacional e da emissão de dívidas de curto e longo prazo. Resultados financeiros e condições econômicas adversas no Brasil, e a consequente diminuição dos fluxos de caixa, combinados com a dificuldade de financiamento via dívida ou emissão de ações desses clientes, podem afetar a companhia. O risco de crédito de clientes, derivado de problemas financeiros, pode resultar em uma diminuição no fluxo de caixa operacional da Petrobras e, ao mesmo tempo, reduzir ou limitar a demanda futura por esses clientes pelos produtos e serviços da companhia, o que pode ter um efeito adverso sobre os resultados.

• AOS SETORES DA ECONOMIA NOS QUAIS A PETROBRAS ATUA: Os preços internacionais de petróleo derivados de petróleo e gás natural podem afetar a Petrobras de forma diferente do que aos concorrentes. Os preços internacionais do petróleo e derivados são voláteis e têm um efeito significativo sobre a Petrobras. A companhia pode não ajustar os preços dos produtos vendidos no Brasil quando os preços internacionais do petróleo e derivados aumentam, ou quando o real se desvaloriza em relação ao dólar, o que pode ter um impacto negativo nos resultados. A maior parte da receita da companhia é constituída por vendas e derivados no Brasil e, em menor escala, de gás natural. Alterações nos preços do petróleo normalmente resultam em alterações nos preços dos derivados e do gás natural. Historicamente, os preços internacionais de petróleo, derivados e gás natural flutuam em consequência de inúmeros fatores globais. A volatilidade e a incerteza nos preços internacionais podem continuar. Por exemplo, em 1º de setembro de 2014, o preço do Brent por barril era de US$ 101,37, enquanto cinco meses depois, em 30 de janeiro de 2015, o preço por barril era de US$ 50,77. A política de preços da Petrobras no Brasil visa a alinhar o preço do petróleo e derivados com os preços internacionais no longo prazo. No entanto, não necessariamente há reajuste dos preços do diesel, gasolina e outros produtos de modo a refletir a volatilidade dos preços do petróleo nos mercados internacionais ou de movimentos de curto prazo no real. Por influência do governo brasileiro, na qualidade de acionista controlador, a Petrobras teve, e pode continuar a ter, períodos durante os quais os preços dos produtos vendidos no Brasil não estavam em paridade com os preços internacionais. (ver "- Riscos relativos ao controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle - A União federal, como acionista controlador, pode buscar objetivos macroeconômicos e sociais através da Petrobras”). Em consequência, quando a Petrobras atua como importadora líquida de petróleo e derivados para atender à demanda brasileira, o aumento no preço do petróleo e derivados no mercado internacional pode ter um impacto negativo nos custos de vendas e margens, uma vez que o custo de aquisição de petróleo e derivados no mercado internacional pode exceder o preço de venda desses produtos no Brasil. Um efeito semelhante ocorre quando o real se desvaloriza em relação ao dólar, já que a companhia vende derivados no Brasil em reais e os preços internacionais do petróleo e derivados são fixados em dólares. A desvalorização do real aumenta o custo de importação de petróleo e de derivados,

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sem que haja um aumento correspondente nas receitas, a não ser que haja aumento do preço dos produtos vendidos no Brasil. Do quarto trimestre de 2010 até o terceiro trimestre de 2014, a Petrobras vendeu parte dos derivados de petróleo (como por exemplo, óleo diesel e gasolina) a preços inferiores aos preços internacionais. A companhia pode não ser capaz de compensar totalmente as perdas acumuladas nas operações de refino e distribuição no Brasil durante esse período. As condições políticas e econômicas brasileiras e a percepção dos investidores sobre essas condições têm um impacto direto nos negócios. As políticas econômicas do governo federal podem ter efeitos importantes sobre empresas brasileiras, inclusive sobre a Petrobras, sobre condições de mercado e sobre os preços dos valores mobiliários dessas empresas. A condição financeira e os resultados operacionais podem ser afetados negativamente pelos seguintes fatores e pela resposta do governo brasileiro a esses fatores:

• movimentos da taxa de câmbio; • inflação; • financiamento do déficit em conta corrente do governo; • instabilidade de preços; • taxas de juros; • liquidez dos mercados de capitais e de dívida; • política fiscal; • política regulatória para a indústria de petróleo e gás, incluindo a política de preços; • alegações de corrupção contra partidos políticos, autoridades eleitas ou outros

agentes públicos, incluindo alegações feitas em relação à operação Lava-Jato; e • outros acontecimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos que possam

afetar o Brasil. Duvidas se o governo brasileiro implementará mudanças em políticas ou regulamentações que possam afetar qualquer um dos fatores acima mencionados podem levar à incerteza econômica no Brasil e aumentar a volatilidade do mercado de valores mobiliários que acarretariam um efeito material adverso sobre os resultados operacionais e financeiros da Petrobras. Historicamente, a influência do cenário político do país no desempenho da economia brasileira e crises políticas afetam a confiança dos investidores e do público em geral, o que resulta na desaceleração da economia e aumento da volatilidade dos títulos emitidos por companhias brasileiras. Atualmente, os mercados brasileiros estão vivenciando uma maior volatilidade devido às incertezas decorrentes da operação Lava-Jato e seus impactos sobre a economia brasileira e o ambiente político. Embora, no âmbito da operação Lava-Jato, as autoridades brasileiras tenham descrito publicamente a Petrobras como uma vítima da alegada conduta ilegal de certos fornecedores (cartel), nesta fase da investigação, novas evoluções dentro da esfera da investigação em curso poderiam ter um efeito material adverso sobre a economia brasileira e nos resultados operacionais e financeiros da companhia. Além disso, desde 2011, o Brasil vem vivenciando uma desaceleração econômica. As taxas de crescimento do Produto Interno Bruto foram de 0,1% em 2014, 2,7% em 2013, 1,8% em 2012 e 3,9% em 2011, em comparação com um crescimento de 7,5% em 2010. Os resultados da Petrobras

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foram e continuarão a ser afetados pela taxa de crescimento do PIB brasileiro, pois uma parte relevante dos derivados de petróleo é vendida no Brasil.

• A REGULAÇÃO DOS SETORES EM QUE A PETROBRAS ATUA: A Petrobras não é proprietária das acumulações de petróleo e gás natural no subsolo do Brasil. Segundo a legislação, a União Federal é proprietária e detém todas as acumulações de petróleo e gás natural do subsolo no Brasil. A concessionária é proprietária somente do petróleo e gás natural que produz a partir dessas acumulações, nos termos dos acordos aplicáveis firmados com o governo brasileiro. A Petrobras possui, como concessionária de diversos campos de petróleo e gás natural no Brasil, o direito exclusivo de desenvolver os volumes de petróleo e gás dessas reservas de acordo com os contratos de concessão, o Contrato de Partilha de Produção do Campo de Libra e do Contrato de Cessão Onerosa. Com exceção do óleo-lucro devido à União no âmbito do Contrato de Partilha de Produção do Campo de Libra, a Petrobras é detentora dos hidrocarbonetos que produz. O acesso a reservas de petróleo e gás natural é essencial para a produção e geração sustentada de receita de uma empresa de petróleo. A capacidade de gerar receita seria afetada adversamente se o governo restringisse ou impedisse a exploração dessas reservas de petróleo e de gás natural. Além disso, a Petrobras pode estar sujeita a multas por parte da ANP e as concessões, o Contrato de Partilha de Produção do Campo de Libra e o Contrato de Cessão Onerosa podem ser revogados se não forem cumpridas as obrigações contratuais. A Petrobras está sujeita a diversos regulamentos ambientais, de saúde e de segurança e aos padrões da indústria que estão se tornando mais rigorosos. As atividades da Petrobras estão sujeitas à evolução dos padrões da indústria, às melhores práticas e a uma ampla variedade de leis federais, estaduais e municipais, regulamentações e exigências de licenciamento ambiental relacionadas com a proteção da saúde humana, da segurança e do meio ambiente, tanto no Brasil quanto em outras jurisdições nas quais a companhia atua. Particularmente no Brasil, o negócio de petróleo e gás está sujeito à extensa regulamentação por várias agências governamentais, incluindo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Agência Nacional de Transportes Aquaviários (ANTAQ) e Agência Nacional de Transportes Terrestres (ANTT). A não observância ou cumprimento dessas leis e regulamentos pode resultar em penalidades que poderiam afetar adversamente as atividades da Petrobras. No Brasil, por exemplo, a companhia esta exposta a sanções criminais e administrativas, incluindo advertências, multas e embargo de atividades no caso de não cumprimento dos regulamentos, licenças e/ou autorizações ambientais, de saúde e de segurança, que, entre outras coisas, limitam ou proíbem emissões, transporte, descarte, disposição final ou vazamentos de substâncias perigosas produzidas nas atividades da Petrobras, sem prejuízo da necessidade de reparação civil dos eventuais danos causados. Os regulamentos tratando sobre destinação e disposição final ambientalmente adequada de resíduos e mitigação ou eliminação de emissões atmosféricas também podem fazer com que a Petrobras incorra em custos significativos e podem resultar em passivos

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ambientais cuja remediação pode envolver valores substanciais, sem prejuízo da aplicação de outras sanções cabíveis (administrativas e criminais). Os diversos órgãos ambientais federais (IBAMA, ICMBio), estaduais e secretarias municipais brasileiros e a ANP, entre outros (p.ex. IPHAN e Ministério do Trabalho e Emprego - MTE), inspecionam as instalações rotineiramente, e podem impor multas, restrições nas atividades ou outras sanções em relação às suas inspeções, incluindo inesperadas paradas temporárias e atrasos, resultando, dentre outras questões, em diminuição da produção. Além disso, a companhia esta sujeita a leis ambientais que obrigam a incorrer em custos significativos para mitigar e/ou compensar os impactos negativos que um projeto possa causar ao meio ambiente e às comunidades do entorno. Esses custos adicionais têm reflexos negativos na rentabilidade dos projetos ou podem tornar esses projetos economicamente inviáveis. À medida que normas de segurança, meio ambiente e saúde se tornam mais rigorosas, e que novas leis e regulamentos relativos às mudanças climáticas, incluindo os controles de emissão de gases de efeito estufa, tornam-se aplicáveis ou tais exigências passam a ser incorporadas no licenciamento ambiental do empreendimento, é possível que os investimentos necessários para o cumprimento dessas leis e regulamentos e dos padrões da indústria aumentem substancialmente no futuro. A Petrobras também não pode garantir que conseguirá manter ou renovar suas licenças e autorizações expedidas pelas autoridades ambientais, ou que não haverá atrasos na emissão ou renovação dessas licenças, muito embora adote as medidas necessárias para a manutenção de sua validade e respectiva renovação dentro do prazo legal. O aumento de despesas para cumprir com regulamentos de segurança, meio ambiente e saúde, para mitigar ou compensar o impacto ambiental negativo de suas atividades e/ou para recuperar as características biológicas e/ou geológicas das áreas de atuação, podem resultar em reduções em outros investimentos estratégicos. Qualquer aumento substancial das despesas anteriormente mencionadas e/ou a redução em investimentos estratégicos e/ou reduções significativas na produção por paradas não programadas, podem ter um efeito material adverso sobre os resultados operacionais e financeiros.

• AOS PAÍSES ESTRANGEIROS ONDE A COMPANHIA ATUA: A Petrobras está sujeita a riscos relativos às suas operações internacionais. A Petrobras opera em diversos países, particularmente na América do Sul e na África Ocidental, em áreas nas quais pode haver instabilidades políticas, econômicas e sociais que podem afetar negativamente os resultados operacionais e a situação financeira das subsidiárias nessas regiões, incluindo:

• a imposição de controle de preços; • a imposição de restrições nas exportações de hidrocarbonetos; • a oscilação das moedas locais frente ao real; • a nacionalização de reservas de petróleo e gás; • aumentos nas alíquotas do imposto de exportação e do imposto de renda para

petróleo e derivados; e • mudanças institucionais unilaterais (governamentais) e contratuais, incluindo

controles sobre investimentos e limitações para novos projetos.

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Caso um ou mais dos riscos acima descritos ocorram, a companhia pode perder parte ou totalidade das reservas no país afetado e também não conseguir alcançar os objetivos estratégicos nesses países ou nas operações internacionais como um todo, o que pode impactar de forma negativa os resultados operacionais e financeiros.

4.2. Informações sobre o ambiente de negócios, contemplando:

a. O resumo operacional contendo números sobre as operações; Somos uma empresa integrada de petróleo e gás, que é a maior empresa do Brasil e uma das maiores da América Latina em termos de receita. Nossas operações são responsáveis pela maioria da produção de petróleo e gás no Brasil e possuímos uma grande base de reservas provadas e uma infraestrutura operacional plenamente desenvolvida. Em 2014, nossa produção média no Brasil foi de 2,034 milhões de barris de petróleo por dia (2.034 mbpd), que representa mais de 90% da produção total de petróleo Brasileira, e de 67,8 milhões de metros cúbicos de gás por dia (m³/d), excluindo líquido de gás natural (LGN), nosso melhor resultado anual já alcançado. Mais de 62,7% de nossas reservas domésticas provadas estão em campos grandes, contíguos e altamente produtivos na Bacia de Campos offshore, o que nos permite otimizar nossa infraestrutura e limitar os custos de exploração, desenvolvimento e produção. Em 46 anos de desenvolvimento de bacias offshore no Brasil, desenvolvemos conhecimentos especializados em exploração e produção em águas profundas, no Brasil e em outras áreas de petróleo offshore. As atividades de Exploração e Produção de petróleo e gás no Brasil são o componente mais expressivo do nosso portfólio. Temos aumentado gradualmente a produção ao longo das últimas quatro décadas, partindo de 164 mbpd de petróleo, condensado e LGN no Brasil em 1970, para 2.034 mbpd em 2014. Nossos esforços de exploração e produção de petróleo e gás internos estão focados principalmente em quatro grandes bacias offshore no Brasil: Campos, Santos, Espírito Santo e Sergipe-Alagoas. Bacia de Campos: cobre cerca de 115.000 km2 e é a nossa maior área de petróleo e de produção de gás, com uma produção média de 1.526 mbpd de petróleo e 14,5 mmm3/d de gás natural associado de 43 campos em produção em 2014. Durante 2014, 71% da nossa produção doméstica total veio a partir desta bacia. Em 2014, as reservas provadas de petróleo bruto e gás natural na Bacia de Campos representaram 66,4% e 41% do total de nossas reservas provadas no Brasil, respectivamente. Em 2014, operávamos 42 sistemas de produção flutuantes e 14 plataformas fixas em profundidades de água de 80 a 1.886 metros, produzindo óleo com uma densidade média API de 21,3° e sedimento básico máximo e água (uma medida da água e do conteúdo do sedimento de fluxo de petróleo bruto) de 1%. Bacia de Santos: abrange cerca de 348.900 km2 e é uma das áreas de exploração e produção offshore mais promissoras do mundo. Desde a descoberta, em 2006, e com a primeira produção apenas em 2009, nós aumentamos a produção de petróleo mensal da área do pré-sal da Bacia de Santos para 406 mil bpd até o final do ano de 2014 (o que representa um aumento de 122% em relação a dezembro de 2013). Em 31 de dezembro de 2014, 26,9% e 38,9% do total de nossas reservas provadas de petróleo bruto e gás natural no Brasil, respectivamente, vieram da Bacia de Santos.

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Bacia do Espírito Santo: Entre 2000 a 2007 fizemos importantes descobertas nos campos de Golfinho, Camurupim e Camurupim Norte. Em 2014, fizemos descobertas adicionais na área do pós-sal da bacia de Espírito Santo, inclusive em Tanganika, Brigadeiro e Lontra. Em 2014, produzimos petróleo a partir de 42 campos a uma taxa média de 51,6 mbpd, e nossa produção média diária de gás natural foi de 4,1 mmm3/d. As reservas provadas de petróleo bruto e de gás natural na Bacia do Espírito Santo representaram 0,6% e 3,3% em 2014 do total de nossas reservas provadas no Brasil, respectivamente. Em 31 de dezembro de 2014, nós possuíamos direitos de exploração de 17 blocos (6 em terra e 11 no mar), e 6 planos de exploração (1 onshore e 5 offshore), compreendendo um total de 6,334.51 km2 na Bacia do Espírito Santo. Bacia de Sergipe-Alagoas: é uma das nossas mais antigas bacias de produção em terra e de águas rasas e uma de nossas novas fronteiras de exploração offshore. Em 2014, tínhamos reservas provadas de petróleo e gás natural na Bacia de Sergipe - Alagoas que representavam 1,4% e 2,0% do total de nossas reservas provadas no Brasil, respectivamente. Nosso nível de produção agregado, na Bacia de Sergipe - Alagoas foi de 49,4 mbpd de óleo e 2,0 mmm3/d de gás natural, em grande parte, a partir de campos terrestres. Nossos esforços de exploração em águas ultraprofundas na Bacia Sergipe-Alagoas levaram a uma série de novas descobertas. Durante 2014, nós fizemos descobertas de recursos de petróleo e gás nas áreas informalmente conhecidas como Muriú, Moita Bonita, Farfan, Cumbe e Barra - 1, todas a cerca de 100 km da costa de Aracaju. Em 31 de dezembro de 2014, nós possuíamos direitos de exploração de um bloco e sete planos de exploração nesta bacia, que compreende 5.917 km2. Reservatórios do pré-sal. O pré-sal é uma região com aproximadamente 800 km de extensão e 200 km de largura, que se estende desde a Bacia de Campos até a Bacia de Santos. A Petrobras detém direitos de exploração e produção em aproximadamente 17,8% das áreas do pré-sal, incluindo a área atribuída a nós nos Contratos de Concessão e no Contrato de Cessão Onerosa. Também fazemos parte do consórcio que recebeu uma concessão que abrange cerca de 1.547,8 km2 , no campo de Libra, no âmbito do Acordo de Partilha de Produção. A produção total média de óleo no pré-sal, incluindo o volume de parceiros, passou de 301,6 mbpd em 2013 para 491,4 mbpd em 2014, um aumento de 63%, com sucessivos recordes. Em 2014, a nossa produção média de petróleo e gás do Brasil foi de 2.284 mboe/d. Em 31 de dezembro, segundo os critérios ANP/SPE, nossas reservas provadas de petróleo e de gás natural no Brasil totalizaram 16,183 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), representando um crescimento de 1,3% em relação a 2013 (15,973 bilhões de boe), assim distribuídas: Refino, Transporte e Comercialização.

Quadro IV - Reservas de Petróleo e Gás natural

Reservas Provadas Brasil (critérios ANP/SPE) 2013 2014

Petróleo (bilhões bbl) 13,512 13,686

Gás (bilhões m³) 391,286 396,895

Total (bilhões boe) 15,973 16,183 Fonte: Formulário de Referência / PETROBRAS

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Nossa área de Abastecimento é responsável pelo refino, transporte e comercialização de petróleo e derivados, norteada pela estratégia de incrementar a capacidade e a eficiência de nossos ativos para atender ao crescimento do mercado.

- Refino Em 2014, nossas 13 refinarias no Brasil processaram 2.106 mil bpd de petróleo e líquido de gás natural (LGN) e produziram 2.170 mil bpd de derivados. Do volume total do petróleo processado, 82% foram provenientes de campos brasileiros. A tabela a seguir mostra a capacidade instalada de nossas refinarias brasileiras em 31 de dezembro de 2014, e as médias diárias de produção de nossas refinarias no Brasil em 2014, 2013 e 2012.

Tabela VII - Capacidade e produção média das refinarias

Produção Média *

Nome (Nome Alternativo)

Localidade

Capacidade de Destilação de

Bruto em 31 de dezembro de

2014

2014

2013

2012 (mbbl/d) (mbbl/d)

LUBNOR ............................................ Fortaleza (CE) 8 9 8 8 RECAP (Capuava) .............................. Capuava (SP) 53 54 53 53 REDUC (Duque de Caxias) ................. Duque de Caxias 239 271 282 263

(RJ) REFAP (Alberto Pasqualini) ............... Canoas (RS) 201 192 197 154 REGAP (Gabriel Passos) ..................... Betim (MG) 157 158 150 145 REMAN (Isaac Sabbá) ........................ Manaus (AM) 46 44 42 38 REPAR (Presidente Getúlio Vargas) ... Araucária (PR) 208 204 194 199 REPLAN (Paulínia) ............................. Paulínia (SP) 415 408 421 387

São Jose dos REVAP (Henrique Lage) ..................... Campos (SP) 252 262 234 248 RLAM (Landulpho Alves) ................... Mataripe (BA) 315 287 279 239 RPBC (Presidente Bernardes) ............ Cubatão (SP) 170 177 177 172 RPCC (Potiguar Clara Camarão) ........ Guamaré (RN) 38 38 37 37 RNEST (Abreu e Lima) Ipojuca (PE) 74 3 - - Produção Média de Petróleo 2,176 2,065 2.029 1,898 Bruto............................................. Produção Média de GNL ............... - 41 45 46 Produção Média ........................... - 2.106 2.074 1.944

* Considerar processamento de óleo e GNL (matéria - prima ) Fonte: Formulário de Referência / PETROBRAS

- Gás e Energia

Nossa área de Gás e Energia é responsável pelo transporte, distribuição e comercialização de gás natural, pela geração e venda de energia elétrica e pela produção e comercialização de fertilizantes. A área atua de forma conjunta com o E&P nacional, visando compatibilizar a oferta e a demanda de gás e atender às necessidades do Abastecimento.

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Em 2014, a oferta de gás natural para o atendimento do mercado superou em 10% a do ano anterior, alcançando 96,10 milhões de m3 por dia (m3/dia). Essa expansão foi motivada principalmente pelo aumento do consumo das termelétricas a gás, acionadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) em resposta ao baixo nível dos reservatórios hidrelétricos, inferior às médias históricas. Geramos 4.637 megawatts médios (MWmed) de energia elétrica para o Sistema Interligado Nacional (SIN). Nosso parque gerador, com capacidade instalada de 6.407,5 MW, é composto por 21 usinas termelétricas próprias e alugadas, movidas a gás natural ou a óleo combustível. Incluindo as usinas com geração a partir de fontes renováveis e os projetos em que temos participação minoritária, a capacidade totaliza 6.732,4 MW.

- Internacional Concentramos nossa atuação internacional na exploração e produção, com ênfase na atividade exploratória de óleo e gás na América Latina, na África e nos Estados Unidos. Nossa produção no exterior somou 115,9 mil barris por dia (bpd) de óleo e 15,9 milhões de m3 por dia de gás natural, totalizando 209,3 mil barris de óleo equivalente por dia (boed). Nossas três refinarias fora do Brasil processaram 163,4 mil bpd de óleo, o equivalente a 69% da capacidade instalada de 230,2 mil bpd. As reservas internacionais provadas de óleo, de condensado e de gás natural, em 31 de dezembro de 2014, totalizaram 429,3 milhões de barris de óleo equivalente, segundo critério da Society of Petroleum Engineers (SPE), 27,5% inferior as de 2013. Esse volume representa 2,6% das nossas reservas provadas totais. Tal redução deve- se à monetização antecipada de reservas provadas por meio das vendas de ativos na Colômbia, Peru, Argentina e Estados Unidos, que se concretizaram em 2014.

b. Curvas de desempenho nos últimos dez anos;

Gráfico I - Reservas Provadas de Óleo, LGN, Condensado e Gás Natural Critério ANP/SPE (bilhões de boe)

Fonte: Relatório da Administração / PETROBRAS

12,3 12,3 12,4 12,5 12,6 13,4 13,7 13,8 13,9 13,9

2,6 2,7 2,6 2,6 2,32,6 2,7 2,6 2,7 2,7

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Óleo, LGN e Condensado Gás Natural

14,915,115,015,014,9

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Gráfico II - Produção de Óleo, LGN, Condensado e Gás Natural (mil boed)


Gráfico III - Lucro Líquido (Prejuízo) Consolidado

(R$ milhões)


c. Desafios do crescimento, descobertas, novas concessões e reservas provadas sobre

as áreas de exploração e produção, refino e comercialização;

- CRESCIMENTO:

• EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO Nossa área de Exploração e Produção dedica-se à pesquisa, localização, identificação, desenvolvimento, produção e incorporação de reservas de petróleo e de gás natural, em terra e no mar. O principal objetivo é descobrir acumulações de petróleo e gás natural, desenvolver e explotar reservas, disponibilizando o óleo cru e gás natural, devidamente tratados e especificados, para as áreas de Abastecimento e de Gás e Energia processarem e comercializarem seus derivados. Somos líderes mundiais na exploração e produção em águas profundas e ultraprofundas, reconhecidos pelo pioneirismo na introdução de novas tecnologias. Graças a essa liderança, temos recebido prêmios de renome nacional e internacional na indústria de petróleo e gás, como o OTC Distinguished Achievement Award, em 1992, 2001 e 2015, e o Prêmio ANP de Inovação Tecnológica, em 2013.

1.847 1.923 1.920 1.980 2.113 2.156 2.170 2.126 2.059 2.150

370 374 381 420413 427 452 472 480 519

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Óleo, LGN e Condensado Gás Natural

2.6692.5392.526

2.4002.297

23.725 25.91921.512

32.98828.982

35.189 33.313

21.182 23.570

-21.587

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

(R$ milhões)

'

55


• EXPLORATÓRIA Após a aquisição de um bloco, inicia-se a fase de exploração com o objetivo de descobrir volumes comercialmente viáveis de óleo e de gás. Em 2014, perfuramos 74 poços exploratórios - 37 em terra e 37 no mar - e obtivemos índice de sucesso geológico de 70%. No pré-sal foram 15 poços, com um índice de 87%. A atividade exploratória gera descobertas de reservatórios de hidrocarbonetos que, de acordo com os resultados dos PADs, incorporam volumes às nossas reservas. Nossos investimentos em exploração somaram R$ 10,4 bilhões, que abrangem, principalmente, os custos de perfuração, levantamentos sísmicos e aquisição de blocos. O custo de descoberta por boe adicionado às reservas foi de US$2,69. A tabela a seguir demonstra as principais descobertas no ano:

Tabela VIII - Participações Petrobras

Área / Poço Bacia Ambiente LDA (m) GRAU API Consórcio Florim 2 - PAD Florim

Santos mar 2000 29 Petrobras 100% 3-RJS-725 Iara 2 - PAD Entorno Iara

Santos mar 2251 14-26 Petrobras 100% 3-RJS-722 Entorno de Iara 3 - PAD Iara

Santos mar 2244 23-26 Petrobras 100% 4-RJS-728 PAD Jupiter Apollonia

Santos mar 2183 29 Petrobras 100% 3-RJS-732 L1 -NW1 Libra

Santos mar 1963 27

Petrobras 40% 3-RJS-731 Shell 20% Total 20% CNPC 10% CNOOC 10% Moita Bonita 3 PAD

Sergipe mar 3000 29 Petrobras 100% Moita Bonita 3-SES-182

Tanganika 3-ESS-222 Espírito Santo mar 1050 gás Petrobras 80% Repsol YPF 20%

Poço Verde 1 Sergipe mar 2196 36 Petrobras 100%

3-SES-181 Pudim PAD Brigadeiro

Espírito Santo mar 1886 35 Petrobras 65%

3-ESS-219D PTTEP 20% INPEX 15% Lontra

Espírito Santo mar 1319 gás Petrobras 100% 3-GLF-42-ESS

Fonte: Relatório de Administração / PETROBRAS

Em 2014, apresentamos à ANP as declarações de comercialidade das áreas remanescentes do contrato da Cessão Onerosa, comprovando o volume contratado em 2010, já considerando os campos de Búzios e Sul de Lula, declarados em 2013.

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Tabela IX - Principais Declarações de Comercialidade

Campo Área Bacia Volume (milhões boe) Qualidade

Sul de Sapinhoá Sul de Guará Santos 1214

26-29 Sépia Nordeste de Tupi Santos 26-29 Itapu Florim Santos 26-29 Norte de Berbigão Entorno de Iara Santos Maior

que 5.000

24-30 Sul de Berbigão Entorno de Iara Santos 24-30 Norte de Sururu Entorno de Iara Santos 24-30 Sul de Sururu Entorno de Iara Santos 24-30 Atapu Entorno de Iara Santos 24-30 Berbigão Iara Santos 24-30 Sururu Iara Santos 24-30

Oeste de Atapu Iara Santos 24-30 Fonte: Relatório de Administração / PETROBRAS

• PRODUÇÃO

Em 2014, nossa produção média no Brasil foi de 2,034 milhões de barris de petróleo por dia (bpd) e de 67,8 milhões de metros cúbicos de gás por dia (m³/d), excluindo líquido de gás natural (LGN), nosso melhor resultado anual já alcançado. Em dezembro, também batemos recordes mensal e diário de produção no País, atingindo 2,212 milhões e 2,300 milhões de barris de petróleo, respectivamente. No total, produzimos 2,460 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), o que representa um aumento de 6% em relação ao volume do ano anterior. Este aumento deveu-se, principalmente:

• Ao aumento de oito unidades na frota de Pipe-Laying Support Vessels (PLSVs), navios lançadores de linhas de dutos no mar, que aumentaram a velocidade de interligação de poços às unidades estacionárias de produção;

• À melhoria do desempenho operacional na construção e interligação de poços; • À entrada em operação de quatro novos sistemas de produção: P-58, P-62, Cidade de

Mangaratiba e Cidade de Ilhabela; • Ao aumento da produção das unidades P-55, P-63, Cidade de Itajaí, Cidade de São

Paulo e Cidade de Paraty, que entraram em operação em 2013. A produção total média de óleo no pré-sal, incluindo o volume de parceiros, passou de 301,6 mil bpd em 2013 para 491,4 mil bpd em 2014, um aumento de 63%, com sucessivos recordes. Em 2014, perfuramos nessa camada 22 poços de desenvolvimento da produção e sete para aquisição de dados de reservatório. Em fevereiro de 2015, atingimos o pico diário de produção de 737 mil barris de óleo no pré-sal. A produção acumulada na camada ultrapassou 500 milhões de boe. Alcançamos esses volumes de produção no Brasil com 122 unidades marítimas, das quais 68 são plataformas fixas e 54 flutuantes. Em 2014 incorporamos ao sistema quatro unidades de produção, relacionadas abaixo:

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Tabela X - Unidades de produção incorporadas em 2014

Unidade de Produção Projeto Capacidade (mil bpd)

Início da Operação

Participação (%)

P-58 Norte do Parque das Baleias 180 17/mar 10

P-62 Roncador IV 180 12/mai 100 Cidade de Mangaratiba Iracema Sul 150 14/out 65

Cidade de Ilhabela Sapinhoá Norte 150 20/nov 45 Fonte: Relatório de Administração / PETROBRAS

Nossas operações em áreas terrestres nas regiões Norte, Nordeste e no Espírito Santo receberam mais de cinco mil intervenções em poços. Assim, mantivemos o nível da produção em terra e aumentamos o fator de recuperação dos reservatórios, devido à implantação de projetos de desenvolvimento complementar com elevada taxa interna de retorno. Superamos o recorde do ano anterior de entrega de gás natural nacional ao mercado, atingindo uma vazão média anual de 46,5 milhões m³/dia. A produção de gás, que considera o consumo no sistema de produção e reinjeção nos reservatórios, totalizou 71,8 milhões de m³/dia incluindo LGN, um incremento de 5,9 milhões de m³/dia em relação a 2013. Esse aumento deveu-se, principalmente, à entrada em operação das plataformas na Bacia de Campos, P-58, P-55 e P-62, e no pré-sal da Bacia de Santos, os FPSOs Cidade de Ilhabela e Cidade de Mangaratiba. Destacamos o êxito do Programa de Otimização do Aproveitamento de Gás Natural (POAG 2015), que tem nos permitido melhorar o desempenho das Unidades de Operações das regiões Sul e Sudeste. Em 2014, registramos 92% de aproveitamento de gás associado, mantendo o mesmo nível de aproveitamento de 2013. A meta de produção de petróleo no Brasil para 2015 é de 2,125 milhões de bpd, o que representa um aumento de 4,5% em relação a 2014, com variação de um ponto percentual para mais ou para menos. Em 16 de março de 2015, entrou em operação a plataforma P-61, que atua em conjunto com a plataforma P-63 no campo de Papa-Terra na da Bacia de Campos.

• ÁREAS DE CONCESSÕES Nossa atuação começa com o estudo e a aquisição de blocos exploratórios nos leilões da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Operamos por meio de três diferentes modelos de contratos: Concessão, Cessão Onerosa e Partilha de Produção. Por meio do contrato de Cessão Onerosa, assinado em 2010, adquirimos o direito de produzir até 5 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) em áreas do pré-sal. Em 2014, o Conselho Nacional de Política Energética emitiu uma resolução aprovando nossa contratação direta para produção do volume excedente da Cessão Onerosa em quatro áreas do pré-sal na Bacia de Santos, sob regime de partilha da produção. Após a assinatura do contrato, teremos direito de produzir, nessas áreas, volumes além dos 5 bilhões de boe adquiridos no contrato de Cessão Onerosa. Nosso portfólio doméstico na área de exploração é constituído por 158 blocos exploratórios, totalizando uma área de 90 mil km², dos quais 38 mil km² em terra e 52 mil km² no mar. Estamos trabalhando em 56 Planos de Avaliação de Descobertas (PAD), sendo 40 em áreas exclusivamente exploratórias e 16 em áreas de ring fence.

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Nosso portfólio de Desenvolvimento e Operação da Produção tem 351 campos com contratos de concessão e 10 campos com contratos de Cessão Onerosa, totalizando 361 campos de petróleo e gás natural. A Lei das Concessões instituiu a criação da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP e estabeleceu, diante da modificação constitucional, que a Petrobras desenvolveria as suas atividades em caráter de livre competição. Segundo a Lei das Concessões, por ocasião da sua promulgação, a Petrobras teria ratificados seus direitos sobre cada um dos campos que se encontravam em efetiva produção e teria o direito a prosseguir nas atividades de exploração ou desenvolvimento da produção em áreas onde a companhia comprovasse a capacidade de investimento, inclusive por meio de financiamentos. Em ambas as situações o prosseguimento das atividades de exploração e produção se deu efetivamente mediante a celebração, com a ANP, de Contratos de Concessão, dispensada a licitação. Tais contratos se tornaram conhecidos como “Contratos de Concessão da Rodada Zero”. A condução das atividades de exploração, desenvolvimento e produção no Brasil é realizada através de Contratos de Concessão, precedidos de licitações realizadas pela ANP. Algumas das atuais concessões da companhia foram outorgadas pela ANP diretamente à companhia, em 1998, na chamada “Rodada Zero”, em conformidade com a Lei das Concessões. Desde aquela época, à exceção dos Contratos de Concessão da Rodada Zero, todos os demais Contratos de Concessão firmados entre a Petrobras e a ANP foram oriundos da participação vencedora da companhia nas rodadas de licitação promovidas pela Agência. Além disso, nos termos do artigo 29 da referida Lei, é permitida a transferência do Contrato de Concessão, preservando-se seu objeto e as condições contratuais, desde que o novo concessionário atenda aos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos estabelecidos pela ANP e, mediante sua prévia e expressa aprovação. Trata-se da cessão de direitos e obrigações, prevista também nos Contratos de Concessão.

• RESERVAS PROVADAS Em 31 de dezembro, segundo os critérios ANP/SPE, nossas reservas provadas de petróleo e de gás natural no Brasil totalizaram 16,183 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), representando um crescimento de 1,3% em relação a 2013 (15,973 bilhões de boe), assim distribuídas:

Quadro V - Reservas Provadas de petróleo e gás natural no Brasil

Reservas Provadas Brasil (critérios ANP/SPE) 2013 2014

Petróleo (bilhões bbl) 13,512 13,686

Gás (bilhões m³) 391,286 396,895

Total (bilhões boe) 15,973 16,183 Fonte: Relatório de Administração / PETROBRAS

Em adição às reservas provadas de 2013, foi apropriado um volume de 1,091 bilhão de boe - em 2014. Também foi feita a devolução de 11 concessões, o que acarretou a dedução de reservas provadas de 0,043 bilhão de boe. Não ocorreram vendas de participação em campos no Brasil. Dessa forma, o balanço entre apropriações e devoluções de concessões no Brasil resultou em um acréscimo de 1,049 bilhão de boe às reservas provadas, volume que compensou a produção de

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2014, de 0,839 bilhão de boe. Esse resultado não considera a produção dos Testes de Longa Duração (TLD) em blocos exploratórios.

Quadro VI - Evolução das nossas reservas provadas no Brasil (critérios ANP/SPE) em 2014

Composição das reservas provadas, segundo critérios Brasil (bilhão de boe) ANP/SPE

a) Reservas provadas 31/dezembro/2013 15,973

b) Apropriações de reservas provadas em 2014 1,091

c) Monetização de reservas em 2014 0

d) Devoluções de concessões em 2014 (0,043)

e) Balanço de 2014 (b+c+d) 1,049

f) Produção do ano de 2014 (0,839)

g) Variação anual (e+f) 0,21

h) Reservas provadas 31/dezembro/2014 (a+g) 16,183 Fonte: Relatório de Administração / PETROBRAS

Para cada barril de óleo equivalente produzido em 2014, foi apropriado 1,25 barril, resultando em um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 125%. Vale destacar que a produção de óleo equivalente do Brasil considerada nas reservas cresceu 4,9% em relação a 2013 (0,8 bilhão de boe). Isso quer dizer que, mesmo com o aumento do volume produzido, mantivemos o IRR no Brasil acima de 100% pelo 23º ano consecutivo. A relação Reserva/Produção foi de 19,3 anos. Em 2014, registramos o crescimento de 23% das reservas provadas do pré-sal em relação ao ano anterior. Apenas oito anos após a descoberta de hidrocarbonetos nessa camada, o pré- sal passou a responder por mais de 30% das nossas reservas provadas no País.

• REFINO E COMERCIALIZAÇÃO

- Abastecimento Nossa área de Abastecimento é responsável pelo refino, transporte e comercialização de petróleo e derivados, norteada pela estratégia de incrementar a capacidade e a eficiência de nossos ativos para atender ao crescimento do mercado. No segmento petroquímico, atuamos prioritariamente em parcerias, de forma integrada aos nossos demais negócios.

- Refino Em 2014, nossas 13 refinarias no Brasil processaram 2.106 mil bpd de petróleo e líquido de gás natural (LGN) e produziram 2.170 mil bpd de derivados. Do volume total do petróleo processado, 82% foram provenientes de campos brasileiros. A produção de derivados no País foi recorde, tendo superado em 2% a do ano anterior. Os picos de produção foram atingidos em julho e agosto, com média diária de 895 mil bpd de diesel e 519 mil bpd de gasolina, respectivamente.

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Esses resultados decorreram do aumento da eficiência operacional das unidades de refino, da entrada em operação de novas unidades de processo e da maior utilização dos ativos logísticos, refletindo a gestão integrada do sistema de abastecimento. Em janeiro de 2014, iniciamos a entrega em todo o País da gasolina S-50, com teor de enxofre máximo de 50 partes por milhão, atendendo à mudança de especificação do produto. Um dos principais benefícios do novo combustível é a redução de emissões de gases poluentes pelos veículos.

d. Atuação na área de petroquímica, curva de desempenho nos últimos dez anos; Atuamos no segmento petroquímico de forma integrada aos demais negócios do Sistema Petrobras. O objetivo é produzir petroquímicos e biopolímeros preferencialmente por meio de participações societárias. As seguintes empresas são nossas controladas, coligadas ou controladas em conjunto, na área Petroquímica (participações em 31 de dezembro de 2014):

• Braskem S.A. (36,20%) – produz principalmente eteno, polietileno, polipropileno e

PVC; • Deten Química S.A. (27,88%) – produz matéria-prima para detergentes; • Metanor S.A./Copenor S.A. (34,54%) – produz metanol, formol e hexamina; • Fábrica Carioca de Catalisadores (50%) – produz catalisadores e aditivos; • Petrocoque S.A. (50%) – produz coque calcinado de petróleo; • Companhia Petroquímica de Pernambuco (100%) e Companhia Integrada Têxtil de

Pernambuco (100%) - produzem ácido tereftálico purificado (PTA), resina PET (polietileno tereftalato) e filamentos de poliéster.

• INNOVA

Como parte do Programa de Desinvestimentos, a Assembleia Geral de Acionistas da Petrobras aprovou, em 2013, a venda de 100% das ações da Innova S.A. para a Videolar S.A., pelo valor de R$ 870 milhões. A operação foi concretizada em 2014, após a aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).

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Tabela XI - Desempenho nos últimos dez anos Lucro Líquido das Empresas investidas na área Petroquímica da Petrobras

Fonte: PETROBRAS

As empresas: Petroquímica Triunfo, Rio Polímeros, Quattor, Copesul e PQU foram incorporadas a Braskem ao longo do tempo. A venda da Innova foi aprovada pelo CADE em 2014.

e. Atuação no segmento de transporte (frota, terminais e oleodutos e gás natural). Nossa subsidiária Petrobras Transporte (Transpetro) é responsável pela movimentação e armazenamento de petróleo, derivados, biocombustíveis e gás natural. Opera 49 terminais (21 terrestres e 28 aquaviários), 54 navios, 7.517 quilômetros de oleodutos e 7.151 quilômetros de gasodutos. Além de interagir de forma permanente com nossas áreas de produção, refino e distribuição, a Transpetro transporta cargas importadas e exportadas de petróleo e de produtos, tendo como principais clientes, além do Sistema Petrobras, empresas distribuidoras e indústrias petroquímicas. A subsidiária tem presença nacional e possui instalações em 20 das 27 unidades da federação. Em 2014, a frota da Transpetro movimentou 59,9 milhões de toneladas de petróleo e derivados. Pelos oleodutos e terminais da empresa, foram transportados 832,6 milhões de m³ de líquidos, 3% a mais que no ano anterior. A média diária de transporte de gás natural foi de 75,8 milhões de m³, ultrapassando em 8,7% a média de 2013.

• TRANSPORTE MARÍTIMO O Programa de Modernização e Expansão da Frota (PROMEF) da Transpetro prevê a construção de navios, em estaleiros brasileiros, de forma a renovar a frota, incorporando novas tecnologias às operações.

PETROBRAS

PETROQUÍMICA

LUCRO LÍQUIDO DAS INVESTIDAS

R$ MILHÕES

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

FCC 0,5 20,3 27,4 11,6 37,2 43,2 61,5 55,4 45,4 47,3

PETROQUÍMICA TRIUNFO 40,8 37,8 48,5 35,1

PETROCOQUE 12,6 19,1 27,5 27,6 21,7 23,5 40,1 19,2 28,4 31,1

METANOR 0,6 -12,9 -10,3 -3,0 -8,4 -15,1 -15,6 -6,7 5,4 4,6

RIO POLIMEROS -5,3 -92,4 132,9

PETROQUÍMICASUAPE -19,9 -76,8 -207,9 -83,0 -555,3 -1.250,3

CITEPE -11,9 -33,0 -292,8 10,9 -215,5 -2.656,3

COQUEPAR -5,2 -6,2 -2,8 -18,4 1,7 -31,6

INNOVA 69,3 67,6 158,8

QUATTOR -670,0 -229,2 -852,0

BRASKEM 687,8 120,3 584,1 -2.507,0 917,2 1.617,3 -535,4 -738,3 507,0 726,3

COPESUL 566,6 615,2 553,8

DETEN 59,9 44,5 82,5 65,8 132,9 62,5 61,1 70,5 69,6 79,2

PQU 82,2 147,9 172,2

NITROCLOR -0,2 -0,5 -0,9 -2,7 0,0 0,9 -0,01 -0,09 -0,26 -0,28

Coligadas

Controladas (integral e conjunto)

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Em 2014, a Transpetro recebeu dois navios petroleiros previstos no PROMEF: o Henrique Dias, quarto da série Suezmax, e o Anita Garibaldi, primeiro do tipo Panamax, totalizando nove embarcações entregues.

• TERMINAIS E OLEODUTOS Nesse segmento de operações, os principais destaques foram:

• Aumento de capacidade do oleoduto Olapa, que interliga a Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR) ao Terminal de Paranaguá, com a elevação de 400 m³/h para 450 m³/h do limite de vazão máxima no refluxo;

• Início da operação remota dos dutos que interligam o Terminal de Guarulhos às bases de três companhias distribuidoras que abastecem a Grande São Paulo. Essa é a primeira movimentação de produtos exclusivamente por gravidade, sem uso de bombas;

• Aumento de 50% no volume movimentado navio a navio (ship to ship) em Angra dos Reis, contribuindo para o incremento das exportações de petróleo;

• Elevação de 6,4% na movimentação rodoviária no ano, atingindo 605 mil m³ de produtos claros e 1.689 mil toneladas de produtos escuros transportados, com destaque para óleo combustível 1-A, gasolina natural (C5+) e asfaltos;

• Fase final de conclusão do projeto de substituição das três monoboias que integram a logística de suprimento/escoamento das refinarias Alberto Pasqualini (Refap) e Presidente Getulio Vargas (Repar), elos fundamentais na cadeia de abastecimento da região Sul;

• Início da operação do novo quadro de boias e do oleoduto submarino do Terminal de Guamaré (RN), possibilitando o suprimento de nafta e diesel S-10 à Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC) e o escoamento do diesel S-1800;

• Início da operação do Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito da Bahia, com capacidade para disponibilizar 14 milhões de m³/dia ao mercado, conferindo mais flexibilidade e garantia de suprimento de gás natural ao País;

• Primeira operação comercial do Terminal da Ilha Comprida, que integra os Terminais Aquaviários da Baía de Guanabara (TABG). Com o Ilha Comprida, o TABG mais que dobrou sua capacidade de armazenamento de GLP;

• Início das atividades de movimentação para a Rnest, com a transferência de 61 mil m³ de petróleo para a unidade.

• GASODUTOS E PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL

Com a operação de uma rede de 7.151 km de gasodutos e 11 estações de compressão, totalizando 400 mil HP de potência instalada, a área de Gás Natural da Transpetro movimentou a média de 75,8 milhões de m3/dia de gás em 2014, volume 8,7% superior ao ano anterior. Em dezembro, foi registrado recorde mensal de movimentação, com a média diária de 89,41 milhões de m³. No Terminal de Cabiúnas (RJ) – maior polo brasileiro de processamento de gás natural – os volumes médios processados de gás natural e de condensado de gás natural somaram 11 milhões de m3/dia e 954 m3/dia, respectivamente. As sete unidades de processamento do terminal têm capacidade de 19,7 milhões de m3 de gás natural e 4,5 mil m3 de condensado de gás natural por dia.

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• PROCOP O PROCOP proporcionou, em 2014, uma economia para a Transpetro de R$ 414 milhões, superando em 74% a previsão para o ano. As principais iniciativas que permitiram esse ganho foram: maior controle na aquisição de materiais e de custos com manutenção corretiva na atividade de manutenção de navios; otimização dos custos com manutenção programada de tanques e reparos de dutos; e sistemática de acompanhamento e de controle dos custos de manutenção industrial nos terminais.

f. Distribuição; suprimento e transporte de gás natural

• DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL O volume de gás natural comercializado pelas distribuidoras regionais no Brasil registrou a média de 62,5 milhões de m3/dia – um crescimento de 14% em relação ao de 2013, refletindo a expansão de 54% no consumo das termelétricas a gás. Mantemos participações em 18 companhias distribuidoras e controlamos integralmente a Gás Brasiliano (SP) e a BR (ES). Nas demais, nossas participações variam de 23,5% a 83%. Na maioria, atuamos na gestão das áreas técnica e comercial. As 20 distribuidoras comercializaram 33,2 milhões de m³/dia, o equivalente a 53% do mercado de distribuição de gás natural do País. O volume movimentado por essas companhias aumentou 19% na comparação com 2013. Em setembro de 2014, efetuamos a venda da nossa participação acionária de 40% na Companhia de Gás de Minas Gerais para a Companhia Energética de Minas Gerais.

• COMERCIALIZAÇÃO DE GÁS NATURAL Adotamos, desde setembro de 2012, um modelo de comercialização de gás natural de curto prazo, que prevê a realização de leilões mensais e vendas semanais via plataforma eletrônica. Os contratos dessa modalidade foram aditados em 2014, a exemplo do que havia ocorrido no ano anterior, de modo que continuam vigentes até setembro de 2015. Não houve, porém, venda de curto prazo em 2014, pois as condições do mercado brasileiro não favoreceram a oferta adicional de gás, devido à grande demanda das termelétricas. Em 2014, vigoraram 13 contratos de fornecimento para o mercado secundário, podendo chegar ao total de 2,39 milhões de m3/dia, porém, foram efetivamente fornecidos, em média, apenas 21 mil m3/dia. Essas vendas, que realocaram volumes não consumidos pelas termelétricas, foram efetuadas a clientes do segmento industrial que não usam o gás natural como principal combustível, numa demonstração de flexibilidade e confiabilidade no suprimento do produto.

• TRANSPORTE Do volume total, movimentado em uma malha de gasodutos de transporte que soma 9.190 km, nossa oferta de gás nacional foi de 43,23 milhões de m3/dia, consideradas a produção própria e a de parceiros. O volume não inclui o líquido de gás natural, o gás utilizado no processo produtivo, na

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injeção nos poços e nem as perdas. A importação do produto da Bolívia, através de gasoduto, atingiu 32,87 milhões de m3/dia, excluído o gás utilizado no transporte.

g. Energia elétrica e recursos energéticos renováveis, tais como biodiesel e etanol, acompanhados das respectivas curvas de desempenho nos últimos dez anos;

• ENERGIA ELÉTRICA

Geramos 4.637 megawatts médios (MWmed) de energia elétrica para o Sistema Interligado Nacional (SIN). Nosso parque gerador, com capacidade instalada de 6.407,5 MW, é composto por 21 usinas termelétricas próprias e alugadas, movidas a gás natural ou a óleo combustível. Incluindo as usinas com geração a partir de fontes renováveis e os projetos em que temos participação minoritária, a capacidade totaliza 6.732,4 MW. Nossa geração de energia em 2014 foi 16% superior ao ano anterior, devido à solicitação maior de despacho das termelétricas feita pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em face dos baixos níveis de água dos reservatórios das hidrelétricas. Vendemos 1.183 MWmed de energia elétrica no ambiente de comercialização livre e 2.425 MWmed no ambiente regulado. Atuamos na geração e na comercialização de eletricidade de forma integrada, otimizando o portfólio de contratos de compra e venda, considerado o binômio risco-retorno. Em 2014, vendemos nossas participações na Norte Fluminense (10%) e na Brasil PCH (49%).

• PROJETOS CONCLUÍDOS Investimos na geração termelétrica a gás natural de forma integrada, a fim de garantir o suprimento de energia, levando em conta nossos contratos e reservas.

• Usina Termelétrica Baixada Fluminense (RJ) – com capacidade prevista de 530 MW, atende ao contrato relacionado ao Leilão de Energia A-3, de 2011. A entrada em operação comercial do ciclo simples ocorreu em março e a do ciclo combinado, em novembro;

• Usina Termelétrica Sepé Tiaraju (RS) – implantação de ciclo combinado, com aumento da capacidade instalada de 161 MW para 248 MW, a fim de elevar a eficiência da unidade e a oferta de energia elétrica ao País. A implantação do ciclo combinado foi concluída em fevereiro de 2015.

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Quadro VII - Desempenho no mercado

Geração de Energia Elétrica (MW/médio)

Ano Total

2005 492

2006 353

2007 581

2008 2.022

2009 525

2010 1.837

2011 653

2012 2.699

2013 3.983

2014 4.637


• BIOCOMBUSTÍVEIS

- Biodiesel e Suprimento Agrícola

A Petrobras Biocombustível tem capacidade total de produção de 821 mil m3 de biodiesel por ano, por meio da participação em cinco usinas no País.

- Usinas Próprias A subsidiária tem três usinas próprias - Candeias (BA), Quixadá (CE) e Montes Claros (MG) - com capacidade instalada total de 478 mil m³. As usinas possuem o Selo Combustível Social, em conformidade com as diretrizes do Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel. A empresa deu continuidade ao processo de adaptação e licenciamento da usina experimental em Guamaré (RN), para operação comercial em 2015, com capacidade para produzir 20 mil m³/ano. O objetivo principal é utilizá-la estrategicamente no desenvolvimento tecnológico do biodiesel e de bioprodutos.

- BSBios Sul Brasil Adicionalmente a Petrobras Biocombustível, como sócia da empresa BSBIOS Sul Brasil, participa do controle compartilhado de outras duas usinas de biodiesel, uma em Passo Fundo (RS) e outra em Marialva (PR), cuja capacidade somada é de 343 mil m³. As usinas estão estrategicamente localizadas perto da produção de soja e canola no Rio Grande do Sul e do porto de Paranaguá, no Paraná.

- Belém Brasil Bioenergia A empresa, em parceria com a Galp Energia, desenvolve o Programa Belém cujo objetivo é atender ao mercado ibérico e a outras regiões da Europa. O programa abrange o cultivo de palma, a extração e exportação de óleo no Brasil e a produção de 270 mil toneladas anuais de green diesel em Portugal. Em 2014, o plantio de palmares, no estado do Pará, alcançou 40 mil hectares

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- Bioóleo Por meio da Bioóleo, empresa controlada em conjunto, a Petrobras Biocombustível tem capacidade para processar 130 mil t/ano de grãos (mamona, algodão e girassol) e refinar 60 mil t/ano de óleo de soja ou 48 mil t/ano de óleo de algodão. A empresa, localizada em Feira de Santana (BA), fornece óleo vegetal para as três usinas próprias de biodiesel da Petrobras Biocombustível.

- Etanol Por meio das empresas Bambuí, Nova Fronteira e Guarani, com gestão compartilhada, a Petrobras Biocombustível detém participações em dez usinas produtoras de etanol, açúcar e energia elétrica, em Minas Gerais, São Paulo, Goiás e Moçambique, na África. As três empresas encerraram a safra 2014/2015 com moagem total de 25,8 milhões de toneladas de cana-de-açúcar e produção de 1,23 milhão de m3 de etanol e de 1,60 milhão de toneladas de açúcar. A comercialização de energia excedente, produzida com a queima de bagaço da cana- de-açúcar, deve atingir 1.358 gigawatts-hora (GWh) no fim da safra. Com os investimentos realizados nos últimos anos, a capacidade de processamento das usinas e a renovação e expansão dos canaviais vêm sendo ampliadas. Os aportes resultaram no aumento da fabricação de etanol e da produção de eletricidade a partir do bagaço da cana-de-açúcar.

- Bambuí Bioenergia A Petrobras Biocombustível detém 43,58% do capital social da Bambuí Bioenergia S.A., que possui uma usina de etanol em Bambuí (MG). Em 2014, a empresa sofreu os impactos da seca que atingiu o estado, acarretando uma quebra da safra de 28%. Como consequência, houve redução da moagem em 8,3%, em relação ao ano anterior, e queda de 9% na produção de etanol, que totalizou 93,5 mil m³.

- Guarani A Petrobras Biocombustível detém participação de 42,95% na empresa, que opera sete unidades produtoras de etanol e açúcar em São Paulo e uma em Moçambique. Em 2014, apesar da quebra de safra por questões climáticas, a moagem de cana-de-açúcar cresceu 3% e a produção de etanol, 26%, na comparação com o ano anterior, produzindo 756 mil m³ de etanol e 1,6 milhão de toneladas de açúcar. Esse resultado deve-se à ampliação da área de colheita, ao aumento da capacidade industrial das usinas Vertente e Tanabi e à priorização da produção de etanol em detrimento ao açúcar.

- Nova Fronteira A Petrobras Biocombustível detém 49% do capital social da Nova Fronteira Bioenergia S.A., em Quirinópolis (GO), em parceria com o grupo São Martinho. Graças à alta produtividade agrícola, aliada à eficiência operacional, a empresa aumentou em 10% a moagem de cana-de- açúcar, totalizando 4.472 mil toneladas, e em 9% a produção de etanol, produzindo 383 mil m³, sendo atualmente a maior usina exclusiva de etanol do País.

- Etanol 2G Nossas pesquisas para o desenvolvimento de etanol celulósico de segunda geração, iniciadas em 2004, estão avançadas. O projeto do etanol 2G encontra-se em fase conceitual e a Petrobras Biocombustível está avaliando o melhor momento para a sua implantação.

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Tabela XII - Desempenho Agroindustrial das Coligadas de Etanol da Petrobras Biocombustível

Dados Acumulados das Safras 2010/11; 2011/12; 2012/13; 2013/14; e 2014/15 (1)

ETANOL TOTAL/mil m3

Safras 2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15

Guarani 692 503 528 602 756

Nova Fronteira 176 187 221 352 384

Bambuí 74 79 74 103 93

Total PBIO 943 769 823 1.056 1.234

ENERGIA ELÉTRICA EXPORTADA/GWh

Safras 2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15

Guarani 282 253 307 634 859

Nova Fronteira 135 194 200 307 336

Bambuí 32 32 28 45 100

Total PBIO 449 479 535 985 1.295 Fonte: PETROBRAS

(1) Valores atualizados até 31/12/2014. Moagem da Nova Fronteira encerrada em 05/12/2014; Moagem da Bambuí encerrada em 19/09/2014; Moagem da

Guarani encerrada em 15/12/2014.

Quadro VIII - Produção de Biodiesel

Produção de Biodiesel - Usinas Próprias

Mil m³ 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Candeias 7 42,3 66,6 108,2 153,8 150,5 109

Quixadá 6,8 45,4 66,9 44,2 62,4 81,6 73,4

Darcy Ribeiro 0 38,6 38,6 72,6 80,1 88 84,1

Total anual 13,9 126,3 172,1 224,9 296,3 320,2 266,5

Obs: Em 2008 a comercialização do volume produzido foi feito pela Petrobras, não pela PBIO.

Produção de Biodiesel - Coligada BSBIOS

Mil m³ 2010¹ 2011² 2012 2013 2014

Passo Fundo n/d 92,1 137,4 121,7 136,4

Marialva 63,5 61,7 108,1 137,8 177,5

Total anual 63,5 153,8 245,5 259,5 314 Fonte: PETROBRAS

¹ A Usina de Marialva foi inaugurada em maio de 2010.

² Volume da Usina de Passo Fundo em 2011 apenas a partir de julho/2011 (início da participação da PBIO)

Percentual de participação em ambas usinas: 50%

Observação: A PBIO foi criada em 2008, por isso não temos informação antes desta data. As aquisições de etanol foram feitas a partir de 2010.

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h. Estratégia de atuação internacional e projetos de investimentos existentes.

Concentramos nossa atuação internacional na exploração e produção, com ênfase na atividade exploratória de óleo e gás na América Latina, na África e nos Estados Unidos. Para vencer estes desafios, traçamos as seguintes estratégias:

• Investir em exploração no exterior para descobrir e apropriar reservas, complementando nossos volumes no Brasil;

• Monetizar reservas de gás natural no exterior, complementando o suprimento do gás natural no Brasil;

• Manter a integridade operacional e otimizar a gestão e a eficiência dos ativos de refino e distribuição no exterior.

Neste contexto, investimos R$ 3,6 bilhões na Área Internacional em 2014, concentrando 88% desses recursos no segmento de E&P. Aplicamos os demais 12% em refino, petroquímica, distribuição, gás e energia. Nossa produção no exterior somou 115,9 mil barris por dia (bpd) de óleo e 15,9 milhões de m3 por dia de gás natural, totalizando 209,3 mil barris de óleo equivalente por dia (boed). Nossas três refinarias fora do Brasil processaram 163,4 mil bpd de óleo, o equivalente a 69% da capacidade instalada de 230,2 mil bpd. As reservas internacionais provadas de óleo, de condensado e de gás natural, em 31 de dezembro de 2014, totalizaram 429,3 milhões de barris de óleo equivalente, segundo critério da Society of Petroleum Engineers (SPE), 27,5% inferior as de 2013. Esse volume representa 2,6% das nossas reservas provadas totais. Tal redução deve-se à monetização antecipada de reservas provadas por meio das vendas de ativos na Colômbia, Peru, Argentina e Estados Unidos, que se concretizaram em 2014.

- Principais Destaques:

• Entrada em produção, em dezembro, do campo de St. Malo, descoberto em 2003, onde detemos 25% de participação. O campo dispõe de um sistema de completação conectado à maior plataforma semissubmersível do Golfo do México americano;

• Entrada em produção do campo de Lúcius, no Golfo do México americano, em janeiro de 2015;

• Entrada em produção, em março de 2015, do campo de Hadrian South, onde detemos 23,33% de participação. O campo, no Golfo do México americano, é operado pela ExxonMobil e seus dois poços produtores de gás natural estão conectados à unidade flutuante de produção do campo de Lucius.

• Descoberta de acumulação de gás natural no poço exploratório Orca-1, no Bloco Tayrona, onde somos operadores e detemos 40% de participação. Foi a primeira descoberta da pesquisa exploratória em águas profundas no Caribe Colombiano;

• Ações de otimização de processo e de gestão operacional na refinaria de Pasadena, nos Estados Unidos, que possibilitaram o processamento exclusivo de óleo americano, majoritariamente de origem não convencional. O resultado foi o aumento da produção de derivados de maior valor agregado;

• Encerramento das operações de venda dos ativos onshore da Colômbia, dos blocos exploratórios do Uruguai e dos ativos do Peru, aprovadas em 2013;

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• Venda da participação acionária de 44,5% na Transierra S.A. para a YPFB, na Bolívia;

• Implementação do Procop na Área Internacional, envolvendo nove países e quatro segmentos de negócio, com economia estimada de US$ 165 milhões até 2016.

- Desenvolvimento dos negócios América Latina: Na Argentina, nossa atuação contempla as atividades de exploração e produção de óleo e de gás, além de ativos de refino, distribuição, petroquímica e de gás e energia. No segmento de E&P, destacamos: a avaliação do poço exploratório de shale gas no bloco de Sierra Chata, com o objetivo de incrementar as reservas de gás na Bacia Neuquina; o desenvolvimento do ativo de produção de Punta Rosada; e a prorrogação das concessões das áreas 25 de Mayo-Medanito, Jaguel de Los Machos e Río Neuquén, na província de Río Negro. Ainda em 2014, anunciamos a venda de nossa participação de 38,45% na área de produção de Puesto Hernandez à YPF S.A., por US$ 40,7 milhões e, em março de 2015, a venda dos ativos da Bacia Austral - ainda sujeita a aprovação das autoridades - por US$ 101 milhões, composto por 26 concessões de exploração e produção em terra, além da infraestrutura de escoamento, tratamento e armazenamento. Nos segmentos de downstream e gás e energia, temos: a Refinaria Bahía Blanca, com capacidade de 30,2 mil bpd de petróleo; participação de 28,5% na Refinaria Del Norte (Refinor); duas unidades petroquímicas; 262 postos de serviços e market share de 5,6%; uma fábrica de lubrificantes; quatro usinas de energia elétrica, com potência instalada de 1,1 GW, e participação em outras duas; participação na empresa de logística de gás TGS; e três terminais para óleo e derivados. Na Bolívia, a produção de gás natural é estratégica para o Sistema Petrobras complementar o suprimento ao mercado brasileiro. Nossa produção provém, principalmente, dos campos de San Alberto e San Antonio, onde somos operadores, com participação de 35%, e do bloco Itau, onde também somos operadores, com participação de 30%. Em 2014, vendemos por US$ 107 milhões nossa participação de 44,5% na Transierra, que presta serviços de transporte de hidrocarbonetos por dutos e conecta San Alberto e San Antonio ao Gasoduto Bolívia–Brasil. Nossas operações nos ativos não foram impactadas pela venda. No Chile, estamos presentes no mercado de distribuição com 269 postos de serviços e 12,9 % de market share. No Paraguai, temos 176 postos de serviços e detemos participação de 19,6 % no setor. No Uruguai, contamos com 87 postos de serviços e 21,5 % de market share. Em 2014, concluímos a venda, aprovada no ano anterior, da participação de 40% que detínhamos nos blocos exploratórios 3 e 4 da Bacia de Punta del Este, por US$ 17 milhões. No Peru, encerramos a venda, aprovada em 2013, de 100% das ações da subsidiária Petrobras Energia Peru à China National Petroleum Corporation (CNPC), por US$ 2,6 bilhões. Outra alienação concluída foi a da totalidade das ações da Petrobras Colombia Limited para a Perenco, por US$ 380 milhões. Os ativos incluíam participações em 11 blocos terrestres de exploração e produção e oleodutos para transporte da produção. Mantivemos a atuação em E&P, com um bloco exploratório em terra e outro offshore. Também atuamos no segmento de distribuição colombiano, com 113 postos de serviços e 4,2 % de market share.

70


Estados Unidos: Nos EUA, atuamos com foco em águas profundas no Golfo do México. Nossa produção provém, principalmente, dos campos de Cascade e de Chinook, além de St. Malo, que entrou em operação em dezembro. Também no Golfo do México, os campos de Hadrian South e Lucius, em desenvolvimento, permitirão o aumento de nossa produção no país. Temos ainda a Refinaria de Pasadena, com capacidade para processar 100 mil bpd de óleo. África: No continente africano, onde temos participação em ativos de exploração e produção, atuamos por meio da Petrobras Oil and Gas B.V. (PO&G). Em 2014, nossa participação na produção da empresa foi de 26,6 mil bpd de óleo. A PO&G está presente em seis países: Angola, Benin, Gabão, Namíbia, Nigéria e Tanzânia. Ásia: No Japão, temos uma refinaria em Okinawa, com capacidade nominal para processar 100 mil bpd de óleo. A unidade atende a grande parte da demanda por combustíveis da região, além de vender óleo combustível para termelétricas de Tóquio e exportar derivados para outros países asiáticos. Em fevereiro de 2015, iniciamos o plano de encerramento das atividades na refinaria, que prevê a continuidade de sua atuação como terminal marítimo, para manter o abastecimento da ilha de Okinawa até a finalização desse processo, a ser conduzido em colaboração com o Ministério da Economia, Comercio e Industria japonês. Para obter mais informações sobre impairment das Atividades Internacionais consulte a nota explicativa 14 das demonstrações contábeis neste Relatório da Administração.

4.3. Informações sobre o ambiente financeiro, contemplando :

a. Série histórica sobre o desempenho empresarial e curva de posicionamento no ranking mundial;

Gráfico IV - Volume de produção Mboed

Fonte: PETROBRAS

0

1000

2000

3000

4000

5000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

BG

BP

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Eni

ExxonMobil

Petrobras

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Gráfico V - Reservas MMBOED

Fonte: PETROBRAS

Gráfico VI - Vendas anuais reportadas e outras receitas operacionais

(US$ Milhões)

Fonte: PETROBRAS

b. Comportamento da receita;

• Receita de vendas de R$ 337.260 milhões, 11% superior, refletindo: • Maiores preços nas vendas de derivados no mercado interno devido aos reajustes de

diesel e gasolina em 2013 e em 07 de novembro de 2014 e ao efeito da depreciação cambial (9%) sobre os preços dos derivados atrelados ao mercado internacional, além dos maiores preços de energia e gás natural;

• Aumento da demanda de derivados no mercado interno (3%), principalmente diesel (2%), gasolina (5%) e óleo combustível (21%), e maior volume de petróleo exportado (12%), parcialmente compensados pela menor exportação de derivados (15%).

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

BG

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Chevron

Eni

ExxonMobil

Petrobras

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

BG

BP

Chevron

Eni

ExxonMobil

Petrobras

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c. Resultado econômico-financeiro; curva do resultado econômico-financeiro nos últimos dez anos;

Tabela XIII - Resumo Econômico-Financeiro

Resumo Econômico-Financeiro R$ milhões

2014 2013 2014 x 2013 (%)

Receita de vendas 337.260 304.890 11 Lucro bruto 80.437 69.895 15 Lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das participações e impostos (21.322) 34.364 -162 Resultado financeiro líquido (3.900) -6.202 37 EBITDA ajustado – R$ milhões 1 59.140 62.967 -6 Lucro líquido (prejuízo) consolidado atribuível aos acionistas da Petrobras (21.587) 23.570 -192 Lucro (prejuízo) líquido por ação 2 (1,65) 1,81 -191 Valor de mercado (Controladora) 127.506 214.688 -41 Margem bruta (%) 24 23 1 Margem operacional (%) 3 (4,00) 11 -15 Margem líquida (%) (6,00) 8 -14 Margem do EBITDA ajustado (%) 4 18 21 -3 Ativo Total 793.375 752.967 5 Investimentos, Imobilizado e Intangível 608.248 585.616 4 Endividamento Líquido 5 282.089 221.563 27 Patrimônio Líquido 310.722 349.334 -11 Relação Capital Próprio / Capital de Terceiros líquido 6 43/57 49/51 - Fonte: Relatório de Administração / PETROBRAS

1 - A companhia divulga o EBITDA ajustado conforme Instrução CVM n.º 527 de 4 de outubro de 2012, calculado como sendo o resultado líquido do período

acrescido dos tributos sobre o lucro, resultado financeiro líquido, depreciação e amortização, além da participação em investimentos e do impairment. A

divulgação do EBITDA ajustado tem como objetivo proporcionar informação suplementar sobre sua capacidade de pagamento de dívidas, de realização e

manutenção de seus investimentos e de cobrir sua necessidade de capital de giro. O EBITDA ajustado não é uma medida definida pelas práticas contábeis

internacionais (IFRS) e pode não ser comparável com o mesmo indicador divulgado por outras empresas.

2 - Lucro líquido(prejuízo) por ação, calculado com base na média ponderada da quantidade de ações.

3 - Para o cálculo foi considerado o lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das participações e impostos, excluindo do cálculo a baixa de gastos adicionais

capitalizados indevidamente.

4 - A Margem do EBITDA ajustado é igual ao EBITDA ajustado dividido pela receita de vendas.

5 - A medida endividamento líquido não está prevista nas normas internacionais de contabilidade – IFRS e não deve ser considerada isoladamente ou em

substituição ao endividamento total de longo prazo, calculado de acordo com IFRS. O cálculo do endividamento líquido não deve ser base de comparação com o

endividamento líquido de outras empresas, contudo a Administração acredita que é uma informação suplementar que ajuda os investidores a avaliar a liquidez e

auxilia a gestão da alavancagem.

6 - Capital de terceiros líquido de caixa e aplicações financeiras.

73


Quadro IX - Reconciliação do EBITDA

R$ milhões

2014 2013 2014 x 2013 (%)

Lucro Líquido (prejuízo) -21.924 23.007 -195 Resultado Financeiro Líquido 3.900 6.202 -37 Imposto de renda e contribuição social -3.892 5.148 -176 Depreciação, depleção e amortização 30.677 28.467 8 EBITDA 8.761 62.824 -86 Resultado de participações em investimentos -451 -1.095 59 Impairment 44.636 1.238 - Baixa de gastos adicionais capitalizados Indevidamente 6.194 - - EBITDA ajustado 59.140 62.967 -6 Fonte: Relatório de Administração / PETROBRAS

Quadro X - Principais cotações e preços médios

R$ milhões

2014 2013 2014 x 2013 (%)

Cotações Brent (US$/bbl) 98,99 108,66 -9 Dólar médio de venda (R$) 2,35 2,16 9 Dólar final de venda (R$) 2,66 2,34 13 Variação - Dólar final de venda (%) 13,4 14,6 -1 Selic - Taxa média (%) 10,86 8,19 3 Indicadores de preços médios Derivados básicos - Mercado interno (R$/bbl) 226,52 209,17 8 Preço de venda - Brasil . Petróleo (US$/bbl) 7 87,84 98,19 -11 . Gás natural (US$/bbl) 47,93 47,68 1 Preço de venda - Internacional . Petróleo (US$/bbl) 82,93 89,86 -8 . Gás natural (US$/bbl) 21.18 21.08 0


7Média dos preços das exportações e preços internos de transferência da área de E&P para área de Abastecimento

- Volume de vendas

O volume de vendas no mercado interno foi 4% superior, destacando-se os seguintes produtos:

• Diesel (aumento de 2%) - maior consumo em obras de infraestrutura; crescimento da frota de veículos leves a diesel (van, pick up e SUV) e maior consumo por parte das termelétricas complementares do Sistema Interligado Nacional (SIN);

• Gasolina (aumento de 5%) - crescimento da frota de veículos associado à vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol em diversos estados, além do aumento do consumo das famílias. Estes fatores foram Parcialmente compensados pelo aumento do teor de etanol anidro na gasolina C de 20% para 25%;

• Óleo combustível (aumento de 21%) - maiores entregas para térmicas complementares em vários estados do país; e

• Gás natural (aumento de 9%) - maior demanda do setor elétrico.

74


Quadro XI - Volume de vendas – mil barris/dia

R$ mil Barris/dia

2014 2013 2014 x 2013 (%)

Diesel 1.001 984 2 Gasolina 620 590 5 Óleo combustível 119 98 21 Nafta 163 171 -5 GLP 235 231 2 QAV 110 106 4 Outros 210 203 3 Total de derivados 2.458 2.383 3 Alcoóis, nitrogenados renováveis e outros 99 91 9 Gás natural 446 409 9 Total mercado interno 3.003 2.883 4 Exportação 393 395 -1 Vendas internacionais 571 514 11 Total mercado externo 964 909 6 Total geral 3.967 3.792 5

Fonte: Formulário de Referência / PETROBRAS

- Impairment

Mudanças no contexto dos negócios da companhia, com a redução das receitas operacionais esperadas no futuro devido ao declínio dos preços do petróleo, a desvalorização do Real e o impacto da “Operação Lava Jato”, estimularam uma revisão das perspectivas futuras da companhia e, consequentemente, levaram à necessidade de redução do ritmo de seus investimentos. Como resultado, a companhia apurou impairment de R$ 44.636 milhões no exercício de 2014, principalmente em ativos de: (i) refino no país (R$ 30.976 milhões), devido à avaliação dos projetos do 2º trem da Refinaria Abreu e Lima (RNEST) e do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (COMPERJ) separadamente da unidade geradora de caixa do refino, tendo em vista a postergação desses projetos por extenso período de tempo, motivada por medidas de preservação do caixa e problemas na cadeia de fornecedores oriundos das investigações da “Operação Lava Jato”. As perdas resultaram de problemas no planejamento dos projetos, utilização de taxa de desconto com maior prêmio de risco, postergação da expectativa de entrada de caixa e menor crescimento econômico; (ii) exploração e produção de petróleo e gás natural (R$ 10.002 milhões), reflexo do declínio nos preços do petróleo; e (iii) petroquímica (R$ 2.978 milhões), em decorrência do cenário de redução na demanda e nas margens.

75


Gráfico VII - Curva do resultado Econômico-financeiro nos últimos dez anos

Fonte: PETROBRAS

- "Operação Lava Jato" e seus reflexos na companhia

A companhia reconheceu no terceiro trimestre de 2014 uma baixa no montante de R$ 6.194 milhões de gastos capitalizados referente a valores que a Petrobras pagou adicionalmente na aquisição de ativos imobilizados em períodos anteriores. De acordo com depoimentos obtidos no âmbito de investigações criminais conduzidas pelas autoridades brasileiras, que se tornaram públicos a partir de outubro de 2014, altos executivos da Petrobras conspiraram com empreiteiras, fornecedores e outros envolvidos para estabelecer um cartel que, entre 2004 e abril de 2012, sistematicamente impôs gastos adicionais nas compras de ativos imobilizados pela companhia. Dois ex-diretores da companhia e um ex-gerente executivo, que não trabalham para a Petrobras desde abril de 2012, estavam envolvidos nesse esquema de pagamentos. 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, os ex-empregados da Petrobras e outros envolvidos no esquema de pagamentos indevidos. A companhia não realizou qualquer pagamento indevido. A Petrobras acredita que 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 gastos adicionais ou os períodos em que tais pagamentos adicionais ocorreram. Como resultado, a Petrobras desenvolveu uma metodologia 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 de

18.570

24.74827.512

23.255

30.89833.344

35.88133.110

20.959 23.007

-21.924

16.887

23.72525.919

21.512

32.988 30.051

35.18933.313

21.18223.570

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Lucro líquido (prejuízo) Lucro líquido (prejuízo) - acionistas da PETROBRAS

76


gastos adicionais cobrados por fornecedores e empreiteiras e utilizados por eles para realizar pagamentos indevidos.

Quadro XII - Efeito total dos ajustes por área de negócio

Áreas R$ milhões

E&P 1969

Abastecimento 3427

Gás & Energia 652

Distribuição 23

Internacional 23

Corporativo 100

Total 6194


Detalhes da metodologia utilizada para o ajuste bem como outras informações sobre a “Operação Lava Jato” estão disponíveis na nota explicativa 3 das Demonstrações Contábeis.

d. Investimentos incluindo aporte de recursos/transferência de ações ou ativos para empresas coligadas ou não coligadas;

- Operações de reestruturação

Data da operação - 06/11/2014 Evento societário - Alienação e aquisição de controle societário Descrição da operação - Alienação da participação na Petrobras Energia Peru S.A. Em 13 de novembro de 2013, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a venda, pela Petrobras de Valores Internacional de España S.L. (PVIE) e Petrobras Internacional Braspetro BV (PIB BV),de 100% das ações da Petrobras Energia Peru S.A. para a China National Petroleum Corporation (CNPC), pelo valor total de US$ 2.643 milhões, sujeito a ajuste de preço até o fechamento da operação. As condições precedentes, incluindo a aprovação dos governos chinês e peruano, bem como à observância dos procedimentos previstos nos respectivos Joint Operating Agreement (JOA) foram concluídas em 06 de novembro de 2014 – Operações no Peru. Data da operação - 30/10/2014 Evento societário - Alienação e aquisição de controle societário Descrição da operação - Alienação da participação na Innova S.A. Em 16 de agosto de 2013, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a alienação de 100% das ações de emissão da Innova S.A. para a Videolar S.A. e seu acionista majoritário, pelo valor de R$ 870 milhões, sujeito a ajuste de preço até o fechamento da operação. Em 30 de outubro de 2014, a operação foi finalizada conforme previsto no contrato de compra e venda de ações – Operações com setor petroquímico. Data da operação - 10/10/2014 Evento societário - Alienação e aquisição de controle societário

77


Descrição da operação - Venda de participação na Companhia de Gás de Minas Gerais - GASMIG. Em 18 de julho de 2014, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a venda de sua participação acionária de 40% na Companhia de Gás de Minas Gerais (GASMIG) para a Companhia Energética de Minas Gerais (CEMIG) pelo valor total de R$ 571 milhões – Operações com termoelétricas e distribuidoras de gás. Data da operação - 05/08/2014 Evento societário - Alienação e aquisição de controle societário Descrição da operação - Venda de participação na Transierra S.A. Em 5 de agosto de 2014, a Petrobras vendeu para a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), a sua participação acionária de 44,5% na Transierra S.A., por US$ 107 milhões, não existindo condições precedentes – Operações na Bolívia. Data da operação - 30/04/2014 Evento societário - Alienação e aquisição de controle societário Descrição da operação - Venda de participação na Petrobras Colombia Limited (PEC). Em 13 de setembro de 2013, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a alienação de 100% das ações de emissão da Petrobras Colombia Limited (PEC), controlada da Petrobras International Braspetro B.V. (PIBBV), para a Perenco Colombia Limited, pelo valor de US$ 380 milhões, sujeito a ajuste de preço até o fechamento da operação. Em 30 de abril de 2014, foi finalizada a venda, com a transferência dos ativos e passivos para a Perenco – Operações na Colômbia. Data da operação - 11/04/2014 Evento societário - Alienação e aquisição de controle societário Descrição da operação - Venda de participação na UTE - Norte Fluminense S.A. Em 11 de abril de 2014, a Petrobras vendeu para o Grupo Électricité de France (EDF) a sua participação acionária de 10% na UTE - Norte Fluminense S.A., por R$ 182 milhões, não existindo condições precedentes - Operações com termoelétricas e distribuidoras de gás. Data da operação - 02/04/2014 Evento societário - Incorporação Descrição da operação - Em 02 de abril de 2014, a AGE da Petrobras aprovou as incorporações das companhias Termoaçu S.A., Termoceará Ltda. e companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - CLEP ao seu patrimônio, sem aumento do capital social. A incorporação dessas empresas visa simplificar estrutura societária da companhia, minimizar custos e capturar sinergias - Incorporação de Subsidiárias. Data da operação - 14/02/2014 Evento societário - Alienação e aquisição de controle societário Descrição da operação - Venda de participação na Brasil PCH S.A. Em 14 de junho de 2013, a Petrobras celebrou contrato de compra e venda para alienação da totalidade de sua participação acionária detida na Brasil PCH S.A., equivalente a 49% do capital votante, pelo valor total de R$ 650 milhões. Em 14 de fevereiro de 2014, a Petrobras concluiu a operação de alienação pelo valor total de R$ 711 milhões – Operações com termoelétricas e distribuidoras de gás.

78


e. Desinvestimentos e plano de desinvestimentos com menção a sua situação no plano de negócios;

A companhia considera a realização de desinvestimentos como forma de otimizar seu portfolio de ativos e de servir como uma das fontes dos recursos necessários para o financiamento dos seus projetos. Em 2014 foram concluídas 3 operações de desinvestimentos, sendo elas as seguintes:

• Venda de participação acionária de 44,5% na empresa Transierra S.A. para a

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB); • Venda de sua participação acionária de 40% na Gasmig para a Cemig – Companhia

Energética de Minas Gerais; • Venda de participação acionária de 10% na Usina Termelétrica Norte Fluminense

(NTF) para o Grupo Électricité de France (EDF), controlador da NTF. Em Fevereiro/2015 a Petrobras aprovou a revisão do plano de desinvestimento para o biênio 2015 e 2016 no valor total de US$ 13,7 bilhões divididos entre as áreas de Exploração & Produção no Brasil e no exterior (30%), Abastecimento (30%) e Gás & Energia (40%). Este plano faz parte do planejamento financeiro da companhia que visa à redução da alavancagem, preservação do caixa e concentração nos investimentos prioritários, notadamente de produção de óleo e gás no Brasil em áreas de elevada produtividade e retorno. Cabe ressaltar que o valor aprovado é a melhor estimativa da companhia, mas poderá ser impactado por variáveis de mercado, tais como a cotação do barril de petróleo tipo Brent, taxa de câmbio, crescimento econômico brasileiro e mundial, dentre outras. Alterações nessas variáveis podem fazer com que a companhia modifique sua meta de desinvestimento.

f. Desempenho das ações (mercado de capitais); Em 2014, diversos fatores influenciaram o desempenho do mercado de capitais. Na área política, a eleição presidencial gerou volatilidade nas cotações; na econômica, a pressão inflacionária, o baixo crescimento do Produto Interno Bruto (PIB), a desvalorização cambial e o cenário fiscal brasileiro influenciaram negativamente o desempenho das ações na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (BM&F Bovespa). Nesse contexto, o Ibovespa, principal índice da bolsa, recuou 3% em relação ao ano anterior. Nossas ações, refletindo esse cenário e a queda do preço internacional do petróleo, fecharam o ano em baixa. As ordinárias (PETR3) caíram 40% e as preferenciais (PETR4), 41%, sendo cotadas a R$ 9,59 e R$ 10,02, respectivamente, em 30 de dezembro de 2014. Com a queda das cotações, nosso valor de mercado nessa data ficou em R$ 128 bilhões (US$ 48 bilhões). Na Bolsa de Nova York (Nyse), onde são negociados os recibos ordinários (PBR) e preferenciais (PBR/A), a queda chegou a 47% e 48%, respectivamente, impactada também pela desvalorização de 13% do real frente ao dólar. Em 31 de dezembro de 2014, a cotação da PBR fechou em US$ 7,30 e da PBR/A em US$ 7,58.

Fonte: Relatório de Administração /



Gráfico IX




Gráfico IX -


Gráfico X


Gráfico VIII


Volume Financeiro Negociado na BM&F(média diária em R$ milhões)

PETROBRAS

Gráfico X - Volume Financeiro Negociado na NYSE (média

PETROBRAS

Gráfico VIII - Desempenho das a

PETROBRAS


Volume Financeiro Negociado na NYSE (média diária em US$ milhões)

RELATÓRIO DE

Desempenho das a


Volume Financeiro Negociado na NYSE diária em US$ milhões)

RELATÓRIO DE

Desempenho das ações

Volume Financeiro Negociado na BM&F (média diária em R$ milhões)

Volume Financeiro Negociado na NYSE diária em US$ milhões)


Bovespa

Volume Financeiro Negociado na NYSE

GESTÃO 2014

79

GESTÃO 2014

80


g. Financiamentos corporativos (mercado de capitais); A capacidade de a companhia investir seus recursos disponíveis tem sido limitada pela redução das receitas operacionais esperadas no futuro devido ao declínio dos preços do petróleo e em função da desvalorização do Real, que faz com que a necessidade de caixa para cumprir com o serviço de suas dívidas em moeda estrangeira no curto prazo aumente. Além disso, por diversas razões, incluindo o ambiente econômico atual do Brasil, a Petrobras não tem sido capaz de acessar o mercado de capitais. Como resultado, a companhia recentemente decidiu postergar projetos que foram impactados por complicações decorrentes de insolvência de fornecedores, além da carência de fornecedores qualificados disponíveis (resultante principalmente das investigações da Operação Lava Jato). Em sua estratégia de ampliação de fontes de financiamento e como alternativa ao contexto atual, a companhia tem buscado acesso ao mercado bancário asiático e, ao longo de 2015, considera utilizar fontes tradicionais de financiamento (bancos, ECAs e mercado de capitais) para captar os recursos necessários. Além disso, o programa de desinvestimento de US$ 13,7 bilhões contribuirá para o suprimento das necessidades de liquidez.

h. Projetos estruturados (mercado de capitais); A Petrobras mantém a gestão das Sociedades de Propósitos Específicos – SPE, que foram criadas com o objetivo de prover recursos para o desenvolvimento contínuo de seus projetos de infraestrutura de transporte e produção de petróleo e gás, além de melhorias em refinarias, cujas garantias dadas aos agentes financeiros nacionais e internacionais são os próprios ativos dos projetos, bem como penhor de direitos creditórios e ações das SPE.

i. Resumo econômico-financeiro; Respondido na letra C

j. resultado consolidado; A companhia apresentou um prejuízo consolidado de R$ 21.587 milhões, que, em relação ao lucro apurado no exercício de 2013, R$ 23.570 milhões, reflete principalmente os seguintes fatores:

- Lucro bruto Superior em 15% (R$ 10.542 milhões), com destaque para:

• Receita de vendas de R$ 337.260 milhões, 11% superior, refletindo: • Maiores preços nas vendas de derivados no mercado interno devido aos reajustes de

diesel e gasolina em 2013 e em 07 de novembro de 2014 e ao efeito da depreciação cambial (9%) sobre os preços dos derivados atrelados ao mercado internacional, além dos maiores preços de energia e gás natural;


• Custo dos produtos vendidos de R$ 256.823 milhões, 9% superior, retratando:

81


• Efeito da depreciação cambial sobre os gastos com importações e participações governamentais;

• Aumento de 3% no volume de vendas de derivados no mercado interno e maior volume de importação de gás natural liquefeito para atendimento da demanda;

• Maiores gastos com aquisição de energia elétrica em função do aumento do preço de liquidação das diferenças - PLD.

- Prejuízo antes do resultado financeiro, das participações e dos impostos

Prejuízo antes do resultado financeiro, participações e impostos de R$ 21.322 milhões, comparado ao lucro de R$ 34.364 milhões em 2013, decorreu de:

• Impairment de ativos (R$ 44.636 milhões); • Baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente (R$ 6.194 milhões); • Provisão para perdas com recebíveis do setor elétrico (R$ 4.511 milhões); • Baixas dos valores relacionados à construção das refinarias Premium I e II (R$ 2.825

milhões); • Provisionamento do Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário (R$ 2.443

milhões); • Provisão para abandono de áreas (R$ 1.128 milhões); • Devolução de campos à ANP (R$ 610 milhões); e • Revisão do plano atuarial (R$ 506 milhões), compensados parcialmente pelo

aumento do lucro bruto.

- Resultado financeiro líquido

• Despesa financeira líquida de R$3.900 milhões, inferior em R$ 2.302 milhões decorrente de:

• Redução da perda cambial sobre a menor exposição passiva líquida em dólar; • Ganho cambial decorrente da valorização do dólar em relação a outras moedas,

principalmente ao euro; • Atualização monetária de contingência ativa referente aos valores de PIS e COFINS

recolhidos indevidamente sobre receitas financeiras no período de fevereiro de 1999 a dezembro de 2002;

• Atualização monetária dos contratos de confissão de dívida referentes aos recebíveis do setor elétrico; e

• Maiores despesas com juros devido à elevação do endividamento. • Parte desses efeitos foi compensada por maiores despesas com juros devido à

elevação do endividamento.

k. Resultado por área de negócio; A Petrobras é uma companhia que opera de forma integrada, sendo que a maior parte da produção de petróleo e gás é oriunda da área de Exploração e Produção, e transferida para outras áreas da companhia. Na apuração dos resultados por área de negócio são consideradas as transações realizadas com terceiros e entre empresas do Sistema Petrobras, além das transferências entre as áreas de negócio valoradas por preços internos de transferência definidos através de metodologias fundamentadas em parâmetros de mercado.

82


Tabela XIV - Lucro Líquido (Prejuízo) atribuível aos acionistas da Petrobras

Área R$ milhões

2014 2013 2014 x 2013 (%)

E&P 32.264 42.213 -24

Abastecimento -38.927 -17.734 120

Gás & Energia -936 1.256 -175

Biocombustível -298 -254 17

Distribuição 1.185 1.813 -35

Internacional -3204 3.648 -188


Exploração e produção: A redução do lucro líquido decorreu do impairment, da baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente, do provisionamento do Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário (PIDV), da provisão para abandono de áreas, das baixas de ativos por devolução de campos e dos maiores gastos com depreciação de equipamentos, manutenção e intervenção de poços, afretamentos de plataformas, materiais e pessoal, além do fato do ano anterior ter sido beneficiado pelo ganho obtido com a venda da participação total no projeto offshore Parque das Conchas (BC-10). Estes fatores foram compensados parcialmente pelo aumento da produção de petróleo e LGN (5%). O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido/transferido e a cotação média do Brent aumentou de US$ 10,47/bbl em 2013 para US$ 11,15/bbl em 2014. Abastecimento: O aumento do prejuízo decorreu do impairment, da baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente, das baixas dos valores relacionados à construção das refinarias Premium I e II e do provisionamento do Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário (PIDV), compensados parcialmente pelos maiores preços médios de realização de derivados, em função dos reajustes nos preços do diesel e da gasolina ao longo de 2013 e em 2014, e pela maior produção de derivados (2%). Gás e energia: O prejuízo decorreu dos maiores custos com importação de GNL e de gás natural para atender a demanda do setor termelétrico, do reconhecimento do acordo referente à execução do contrato de importação de gás natural boliviano, bem como da provisão para perdas com recebíveis do setor elétrico, da baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente e do provisionamento do Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário (PIDV). Estes fatores foram compensados parcialmente pelos maiores preços médios de realização de energia elétrica, em função do menor nível dos reservatórios e consequente elevação do PLD, e do ganho obtido com a venda da participação total na empresa Brasil PCH S/A (R$ 646 milhões).

83


Biocombustível: O aumento do prejuízo decorreu, principalmente, das maiores perdas com participações em investidas do setor de biodiesel e do provisionamento do Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário (PIDV). Esses efeitos foram parcialmente compensados pela redução das perdas nas operações de biodiesel e pelo menor ajuste ao valor de mercado dos estoques. Distribuição: A redução do lucro líquido decorreu das maiores despesas de vendas devido à provisão para perdas com recebíveis do setor elétrico, bem como do provisionamento do Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário (PIDV), compensados parcialmente pelo aumento no volume de vendas (7%) e pela maior margem média de comercialização de combustíveis (6%). Internacional: O prejuízo decorreu do impairment referentes às atividades de E&P nos EUA e Bolívia e de refino no Japão, ocasionada principalmente pela redução dos preços internacionais de petróleo e derivados, além da provisão para perdas em investimentos na Venezuela, Equador e África. Além disso, houve maior provisão para redução a valor de mercado dos estoques no Japão e menor lucro bruto, principalmente nas operações de E&P, decorrente dos desinvestimentos ocorridos e da redução do preço das commodities. Houve ainda o ganho apurado em 2013 com a venda de 50% da participação societária nas empresas da África. Esses efeitos foram em parte compensados pelos ganhos provenientes das vendas de ativos no Peru e de ativos terrestres na Colômbia, concluídas em 2014.

l. Receita operacional do sistema Petrobras;

Fonte:

• DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DO RESULTADO

Fonte: Formulário de Referência /

DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DO RESULTADO

Tabela XV

Formulário de Referência / PETROBRAS


Tabela XV - Análise da Demonstração de Resultado Consolidado

PETROBRAS

RELATÓRIO DE


Análise da Demonstração de Resultado Consolidado


DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DO RESULTADO – R$ MILHÕES

Análise da Demonstração de Resultado Consolidado

GESTÃO 2014

R$ MILHÕES

Análise da Demonstração de Resultado Consolidado Análise da Demonstração de Resultado Consolidado – R$ MilhõesR$ Milhões

84

85


A companhia apresentou prejuízo de R$ 21.587 milhões, refletindo os seguintes fatores:

- Receita de Vendas Receita de vendas de R$ 337.260 milhões, 11% superior, refletindo:

• Maiores preços nas vendas de derivados no mercado interno devido aos reajustes de diesel e gasolina e ao efeito da depreciação cambial (9%) sobre os preços dos derivados atrelados ao mercado internacional, além dos maiores preços de energia e gás natural;


- Custo dos produtos vendidos

• Custo dos produtos vendidos de R$ 256.823 milhões, 9% superior, retratando: • Efeito da depreciação cambial sobre os gastos com importações e

participações governamentais; • Aumento de 3% no volume de vendas de derivados no mercado interno e maior

volume de importação de gás natural liquefeito - GNL para atendimento da demanda;

• Maiores gastos com aquisição de energia elétrica em função do aumento do preço de liquidação das diferenças – PLD.

- Nossas receitas advêm de:

• Vendas locais, que consistem de vendas de derivados de petróleo (tais como: óleo

diesel, gasolina, combustível para aeronaves, nafta, óleo combustível e gás liquefeito de petróleo), gás natural, biocombustíveis, energia elétrica e produtos petroquímicos;

• Vendas para exportação, que consistem principalmente de vendas de petróleo bruto e derivados;

• Vendas internacionais (excluindo vendas para exportação), que consistem de vendas de petróleo, gás natural e derivados que são comprados, produzidos e refinados no exterior; e

• Outras receitas, incluindo serviços, rendas com investimentos e ganhos cambiais. Os principais fatores que afetaram materialmente o resultado operacional consolidado na comparação 2014 x 2013 foram:

• Aumento no impairment; • Baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente no âmbito da “Operação

Lava Jato”; • Maior provisão de perdas com recebíveis do setor elétrico; • Baixas dos valores relacionados à construção das refinarias Premium I e II; • Provisionamento do Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário; • Maior provisão para abandono de áreas; • Maiores preços nas vendas de derivados no mercado interno devido aos reajustes de

diesel e gasolina e ao efeito da depreciação cambial (9%) sobre os preços dos

86


derivados atrelados ao Mercado internacional, além dos maiores preços de energia e gás natural;

• Maiores gastos com aquisição de energia elétrica em função do aumento do preço de liquidação das diferenças – PLD;

• Efeito da depreciação cambial sobre os gastos com importações e participações governamentais;

• Menor exportação de derivados (15%); • Maior volume de petróleo exportado; e • Despesa financeira líquida inferior.

m. Estoques; endividamento;

- Estoques

Os estoques são mensurados pelo seu custo médio ponderado de aquisição ou de produção e compreende, principalmente, petróleo bruto, intermediários e derivados de petróleo, assim como gás natural e gás natural liquefeito (GNL), fertilizantes e biocombustíveis, ajustados, quando aplicável, ao seu valor de realização líquido. Os estoques de petróleo e GNL podem ser comercializados em estado bruto, assim como consumidos no processo de produção de seus derivados e/ou utilizados para geração de energia, respectivamente. Os intermediários são formados por correntes de produtos que já passaram por pelo menos uma unidade de processamento, mas ainda necessitam ser processados, tratados ou convertidos para serem disponibilizados para venda. Os biocombustíveis compreendem, principalmente, os saldos de estoques de etanol e biodiesel. Materiais e suprimentos para manutenção e outros representam, principalmente, insumos de produção e materiais de operação e consumo que serão utilizados nas atividades da Companhia, exceto matérias-primas, e estão demonstrados ao custo médio de compra, que não excede ao de reposição.

- Endividamento

O endividamento consolidado, referente a empréstimos e financiamentos no país e no exterior, atingiu R$ 351.035 milhões, conforme demonstrado a seguir:

87


Quadro XIII - Endividamento Consolidado

R$ milhões

31/12/2014 31/12/2013 ∆% Endividamento Curto Prazo9 31.565 18.782 68 Endividamento Longo Prazo10 319.470 249.038 28 Total 351.035 267.820 31 Disponibilidade 44.239 37.172 19 Títulos públicos federais e time deposits (vencimento superior a 3 meses) 24.707 9.085 172 Disponibilidades ajustadas 68.946 46.257 49 Endividamento líquido 282.089 221.563 27 Endividamento líquido/(endividamento líquido + patrimônio líquido) 48% 39% 9 Passivo total líquido11 724.429 706.710 3 Estrutura de capital(capital de terceiros líquido/passivo total líquido) 57% 51% 6 índice de dívida líquida/EBITDA ajustado 4,77 3,52 36

R$ milhões

31/12/2014 31/12/2013 ∆% Endividamento Curto Prazo 11.884 8.017 48 Endividamento Longo Prazo 120.274 106.308 13 Total 132.158 114.325 16 Endividamento líquido 106.201 94.579 12


9 Inclui arrendamentos mercantis financeiros (R$42 milhões em 31.12.2014 e R$38 milhões em 31.12.2013). 10 Inclui arrendamentos mercantis financeiros (R$148 milhões em 31.12.2014 e R$171 milhões em 31.12.2013). 11 Passivo total líquido das disponibilidades ajustadas.

O endividamento líquido do Sistema Petrobras em Reais aumentou 27% em relação a 31.12.2013, em decorrência de captações de longo prazo e do impacto da depreciação cambial de 13,4%.

n. Curva de endividamento nos últimos dez anos;

Gráfico XI - Endividamento Consolidado (R$ bilhões)

Fonte: PETROBRAS

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o. Exposição cambial e medidas adotadas para mitigação de riscos; A companhia possui ativos e passivos sujeitos a variações de moedas estrangeiras, cuja principal exposição é o real em relação ao dólar norte-americano. A partir de meados de maio de 2013 a companhia adotou a contabilidade de hedge para proteção de exportações futuras altamente prováveis. Em 31 de dezembro de 2014, estavam designados, como instrumentos de proteção, obrigações no montante de US$ 50.858 milhões (R$ 135.088 milhões), correspondendo a 70% da exposição cambial, conforme quadro abaixo:

Quadro XIV - Movimentação do valor de referencia (principal)

US$ milhões

Designação em 31 de dezembro de 2013 40.742

Designação de instrumento de proteção 22.330

Realização por exportações -5.764

Amortização de endividamento -6.450

Valor em 31 de dezembro de 2014 50.858


Em 31 de dezembro de 2014, o saldo de variação cambial registrado em “outros resultados abrangentes”, no patrimônio líquido, foi de R$ 26.670 milhões (R$ 17.602 milhões líquido, de IR Diferido). Os saldos de ativos e passivos em moeda estrangeira de subsidiárias e controladas no exterior não são inseridos na exposição abaixo, quando realizados em moedas equivalentes às suas respectivas moedas funcionais. Em 31 de dezembro de 2014, a exposição líquida da companhia é passiva. Portanto, uma apreciação do Real frente às demais moedas gera receita de variação cambial, enquanto que uma depreciação do Real representa uma despesa de variação cambial.

- Variação Cambial No que se refere ao gerenciamento de riscos cambiais, a Petrobras busca identificá-los e tratá-los, considerando uma análise integrada dos negócios, aproveitando os benefícios inerentes à diversificação. No curto prazo, o tratamento do risco é realizado por meio da alocação das aplicações do caixa entre real, dólar ou outra moeda. A estratégia de gerenciamento de riscos cambiais pode envolver o uso de instrumentos financeiros derivativos para minimizar a exposição cambial de certas obrigações da companhia. São elaboradas análises periódicas do risco cambial subsidiando as decisões da Diretoria Executiva. Na companhia, os riscos devem ser considerados em todas as decisões e a sua gestão deve ser realizada de maneira integrada, aproveitando os benefícios inerentes à diversificação. Para a gestão de riscos de mercado/financeiro são adotadas ações preferencialmente estruturais, criadas em decorrência de uma gestão adequada do capital e do endividamento da empresa, em detrimento da utilização de instrumentos financeiros derivativos.

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A companhia designa relações de hedge entre exportações e obrigações em USD para que os efeitos que a proteção natural que parte dessas obrigações produz contra o risco cambial de suas receitas futuras de exportação sejam reconhecidos de maneira adequada nas demonstrações financeiras.

- Estrutura organizacional de controle de gerenciamento de riscos A PETROBRAS possui uma área responsável por mapear os riscos dos processos de gestão de Riscos de Mercado, TI e Governança, o controle é realizado aplicando uma matriz de controles de forma a mitigar esses riscos. Esta área é também dedicada à certificação de controles internos em atendimento a seção 404 da SOX, bem como a Instrução CVM 480 de 2009 e se reporta regularmente ao Comitê de Auditoria vinculado ao Conselho de Administração. O Conselho de Administração aprovou, em reunião realizada no dia 25/11/14, a instituição da Área de Governança, Risco e Conformidade (GRC). Sua missão é assegurar a conformidade processual e mitigar riscos nas atividades da companhia, como os de fraude e corrupção, garantindo a aderência a leis, normas, padrões e regulamentos, incluindo as regras da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e da Securities and Exchange Commission (SEC). Em 02/02/2015, a Diretoria Executiva aprovou o detalhamento da estrutura da Área de GRC, onde a unidade organizacional responsável pela gestão corporativa dos riscos empresariais passa a ser responsável por elaborar os modelos corporativos de gestão de riscos, disseminar os conhecimentos correlatos e identificar, priorizar, monitorar e reportar à Alta Administração os riscos empresariais, incluindo os de fraude e corrupção, permanecendo descentralizadas nas Áreas da companhia as atividades de definição, mitigação e monitoramento das matrizes de riscos locais.

p. Valor adicionado: Do valor adicionado distribuído de R$ 146,4 bilhões, destinamos 70% ao pagamento de tributos, incluindo as participações governamentais. Foram R$ 103 bilhões divididos entre federais (R$ 47,6 bilhões), estaduais (R$ 48 bilhões), municipais (R$ 431 milhões) e fora do Brasil (R$ 6,8 bilhões), destinamos R$ 34,5 bilhões a instituições financeiras e fornecedores, R$ 31 bilhões aos custos de pessoal e administradores, incluindo remuneração direta, salários, participações nos lucros ou resultados e benefícios. Obtivemos prejuízos R$ 21,6 bilhões.

q. Patrimônio líquido: Capital social realizado: Em 31 de dezembro de 2014, o capital subscrito e integralizado no valor de R$ 205.432 está representado por 7.442.454.142 ações ordinárias e 5.602.042.788 ações preferenciais, todas Nominativas, escriturais e sem valor nominal. As ações preferenciais têm prioridade no caso de reembolso do capital, não asseguram direito de voto e não são conversíveis em ações ordinárias. Aumento de capital com reservas em 2014: A Assembleia Geral Extraordinária, realizada em conjunto com a Assembleia Geral Ordinária de Acionistas, em 02 de abril de 2014, aprovou o aumento do capital social da companhia de R$ 205.411 para R$ 205.432, mediante a capitalização de reservas de lucros de incentivos fiscais

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constituídas em 2013, no montante de R$ 21, em atendimento ao artigo 35, parágrafo 1º, da Portaria nº 283/13 do Ministro do Estado da Integração Nacional. Essa capitalização foi efetivada sem a emissão de novas ações, de acordo com o artigo 169, parágrafo 1º, da Lei nº 6.404/76. Transações de capital:

a. Gastos com emissão de ações: Custos de transação incorridos na captação de recursos por meio da emissão de ações, líquidos de impostos.

b. Mudança de participação em controladas: Diferenças entre o valor pago e o montante contábil decorrentes das variações de participações em controladas que não resultem em perda de controle, considerando que se tratam de transações de capital, ou seja, transações com os acionistas, na qualidade de proprietários. 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 estatutária: Constituída mediante a apropriação do lucro líquido de cada exercício de um montante equivalente a, no mínimo, 0,5% do capital social integralizado no fim do exercício e destina-se ao custeio dos programas de pesquisa e desenvolvimento tecnológico. O saldo desta reserva não pode exceder a 5% do capital social integralizado, de acordo com o artigo 55 do Estatuto Social da companhia.

c. Reserva de incentivos fiscais: Constituída mediante destinação de parcela do resultado do exercício equivalente aos incentivos fiscais, decorrentes de doações ou 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 2014, a parcela do resultado de R$ 25 referente a subvenção de investimentos no âmbito das Superintendências de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) e da Amazônia (SUDAM) não foi destinada para reserva de incentivos fiscais em função da ausência de lucro. Entretanto, a constituição de reserva de incentivo com esta parcela ocorrerá em períodos subsequentes, conforme previsto na Lei 12.973/14, em seu capítulo I.

d. Reserva de retenção de lucros: É destinada à aplicação em investimentos previstos em orçamento de capital, principalmente nas atividades de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás, em conformidade com o artigo 196 da Lei das Sociedades por Ações.

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No exercício de 2014, o saldo de prejuízos acumulados será obrigatoriamente absorvido pela reserva de retenção de lucros no montante de R$ 21.682. Outros Resultados Abrangentes Ganhos e perdas atuariais provenientes do plano de benefício definido, o resultado em operações de hedge de caixa, as variações de valor justo envolvendo ativos mantidos para venda e diferenças de conversão para real das demonstrações contábeis de investidas com moeda funcional diferente da Controladora.

r. Dividendos: Os acionistas terão direito, em cada exercício, aos dividendos, que não poderão ser inferiores a 25% do lucro líquido ajustado, na forma da Lei das Sociedades por Ações, rateado pelas ações em que se dividir o capital da companhia. Uma vez que a companhia proponha remuneração aos acionistas, as ações preferenciais têm prioridade no recebimento dos dividendos, no mínimo, de 3% do valor do patrimônio líquido da ação, ou de 5% calculado sobre a parte do capital representada por essa espécie de ações, prevalecendo sempre o maior, participando em igualdade com as ações ordinárias, nos aumentos do capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros. Relativamente ao exercício de 2014, não há dividendo proposto pelo Conselho de Administração da companhia, considerando a inexistência de lucro, conforme a seguir demonstrado:

Tabela XVI - Demonstrativo dos dividendos inexistentes

2014 2013

Lucro Líquido (Prejuízo) do Exercício (Controladora) -21.692 23.408

Apropriação:

Reserva legal - -1.170

Reserva de incentivos fiscais - -21

Outras reversões/adições: 10 10

Lucro (Prejuízo) básico para determinação do dividendo -21.682 22.227

Dividendos propostos em 2013, equivalente a 41,85% do lucro básico - R$ 0,5217 por ação ordinária e R$ 0,9672 por ação preferencial, composto de: Juros sobre o capital próprio

- 9.301

Total de dividendos propostos - 9.301

Fonte: Demonstrações Financeiras / PETROBRAS


5.1. Informações sobre a estrutura de governança da entidade, tais como unidade de

auditoria, comitê de auditoria, conselhos fiscais, comitês de avaliações, comitê de controles internos e compliance descrevendo de maneira sucinta a base normativa, as atribuições e a forma de atuação de cada instância.

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A estrutura de governança corporativa da companhia é composta por: Assembleia Geral de Acionistas, Conselho de Administração e seus Comitês, Diretoria Executiva, Conselho Fiscal, Auditoria, Ouvidoria Geral e Comitê de Negócios.

1) Assembleia Geral de Acionistas: A Assembleia Geral Ordinária realiza-se anualmente, conforme estabelecido por lei e pelo Estatuto Social, para deliberar sobre as matérias de sua competência. A Assembleia Geral Extraordinária, além de casos previstos em lei, reúne-se mediante convocação do Conselho de Administração, para deliberar sobre assuntos de interesse da companhia, conforme definido no Estatuto Social. As atribuições e a forma de atuação da Assembleia Geral de Acionistas são estabelecidas na legislação e no Estatuto Social.

2) Conselho de Administração: Órgão de natureza colegiada e autônomo dentro de suas prerrogativas e responsabilidades, na forma da lei e do Estatuto Social. É composto por dez membros, eleitos em Assembleia Geral Ordinária para um mandato de um ano, permitida reeleição, sendo sete indicados pelo acionista controlador, um indicado pelos acionistas minoritários titulares de ações ordinárias, um indicado pelos acionistas titulares de ações preferenciais e um indicado pelos empregados. Dentre outras atribuições, compete ao Conselho de Administração: fixar a orientação geral dos negócios da companhia, definindo sua missão, seus objetivos estratégicos e diretrizes; aprovar o plano estratégico, bem como os respectivos planos plurianuais e programas anuais de dispêndios e de investimentos e avaliar resultados de desempenho. Demais atribuições e a forma de atuação do Conselho de Administração são estabelecidas no Estatuto Social, nas Diretrizes de Governança Corporativa e no seu Regimento Interno.

3) Diretoria Executiva: Composta por um presidente, escolhido dentre os membros do Conselho de Administração, e sete Diretores, eleitos pelo Conselho de Administração, dentre brasileiros residentes no país, com mandato de três anos, permitida a reeleição, podendo ser destituídos a qualquer tempo. Entre os membros da Diretoria Executiva, apenas o presidente é membro do Conselho de Administração, sem o poder de presidi-lo. Dentre outras atribuições, compete à Diretoria Executiva: exercer a gestão dos negócios da companhia, de acordo com a missão, os objetivos, as estratégias e diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração; aprovar os planos anuais de negócios e aprovar critérios de avaliação técnico-econômica para os projetos de investimentos, com os respectivos planos de delegação de responsabilidade para sua execução e implantação. Demais atribuições e a forma de atuação da Diretoria Executiva estão estabelecidas no seu Regimento Interno e no Estatuto Social.

4) Conselho Fiscal: Constituído de forma permanente, é independente da administração e dos auditores externos, conforme exigido por lei. É composto por cinco membros, com mandato de um ano, permitida reeleição, sendo um representante dos acionistas minoritários, um representante dos acionistas titulares de ações preferenciais e três representantes da União, sendo um indicado pelo ministro de Estado da Fazenda, como representante do Tesouro Nacional.

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Dentre outras atribuições, compete ao Conselho Fiscal: fiscalizar os atos dos administradores e verificar o cumprimento de seus deveres legais e estatutários; opinar sobre o relatório anual e as contas da Diretoria e examinar as demonstrações financeiras do exercício social e sobre elas opinar. Demais atribuições e a forma de atuação do Conselho Fiscal são estabelecidas no seu Regimento Interno e no Estatuto Social.

5) Comitês:

5.1) Comitês vinculados ao Conselho de Administração: A companhia possui três comitês do Conselho de Administração: Auditoria; Segurança, Meio Ambiente e Saúde; e Remuneração e Sucessão. São compostos exclusivamente por membros do Conselho e têm por objetivo assessorar o órgão no cumprimento das suas responsabilidades de orientação e direção superior da companhia, com atribuições específicas relacionadas ao escopo de atuação. Ao Comitê de Auditoria, dentre outras atribuições, compete: assessorar o Conselho de Administração na análise das demonstrações financeiras consolidadas anuais e trimestrais, preparadas de acordo com as práticas internacionais de contabilidade (IFRS) na moeda norte-americana e no estabelecimento de políticas globais relativas à avaliação e gerenciamento de riscos. Demais atribuições e a forma de atuação do Comitê de Auditoria são estabelecidas em seu respectivo Regimento Interno. Ao Comitê de Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS), dentre outras atribuições, compete: apoiar o Conselho de Administração na definição de diretrizes e objetivos estratégicos da companhia, referentes a questões de SMS e manifestar-se sobre matérias correlatas a questões de SMS, quando necessário ao exame e apreciação pelo Conselho de Administração. Demais atribuições e a forma de atuação do Comitê de Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS) são estabelecidas em seu respectivo Regimentos Interno. Ao Comitê de Remuneração e Sucessão, dentre outras atribuições, compete: propor ao Conselho de Administração a estrutura de compensação dos membros da Direção Superior, observadas as estratégias da companhia e referenciais de mercado; e assessorar o Conselho de Administração quanto ao processo sucessório da Diretoria Executiva, para atendimento ao artigo 20 do Estatuto Social da Petróleo Brasileiro S.A., analisando e submetendo ao Conselho de Administração propostas com relação à designação de novos membros da Diretoria Executiva. Demais atribuições e a forma de atuação do Comitê de Remuneração e Sucessão são estabelecidas em seu respectivo Regimento Interno.

5.2) Comitê de Negócios: O Comitê de Negócios funciona como fórum de integração dos assuntos relevantes e estratégicos, visando promover o alinhamento entre o desenvolvimento dos negócios, a gestão da companhia e as diretrizes do Plano Estratégico da Petrobras. Este Comitê suporta o processo decisório referente às matérias que envolvam mais de um Segmento ou Área de Negócio, bem como a temas de caráter corporativo, cuja importância e relevância demandem um debate mais amplo. As atribuições e a forma de atuação do Comitê de Negócios são estabelecidas em seu Regimento Interno.

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6) Auditoria: A Auditoria Interna tem por atribuição planejar, executar e avaliar as atividades de auditoria interna e atender às solicitações da alta administração e de órgãos externos de controle. Demais atribuições e a forma de atuação da Auditoria Interna são estabelecidas no Regulamento da Auditoria Interna da Petrobras. A Petrobras conta também com auditoria externa, escolhida pelo Conselho de Administração.

REGULAMENTO DA AUDITORIA INTERNA DA PETROBRAS I. Disposições Gerais 1 O presente Regulamento tem por objetivo definir as normas e princípios gerais a que deve obedecer a Auditoria Interna da Petrobras, bem como as diretrizes sobre o seu funcionamento. 2 Todo processo de gestão da Auditoria Interna será formalizado e constará no Sistema Integrado de Padronização Eletrônica da Petrobras-SINPEP. II. Missão e Organização 3 A Auditoria Interna assessorará, de forma efetiva, integrada e estratégica, o Conselho de Administração, através do Comitê de Auditoria, bem como a Diretoria Executiva e a Administração Superior, no exercício do controle das atividades do Sistema Petrobras no Brasil e no Exterior. Fornecerá serviços de (i) avaliação independente e objetiva e (ii) consultoria, destinados a agregar valor e melhorar as operações da Empresa, por meio de uma abordagem sistematizada de análise dos processos de gerenciamento de riscos, de controles internos, de conformidade, de governança corporativa e societária, além de manter relacionamento institucional com os órgãos de controle governamental. 4 A Auditoria Interna será gerenciada e composta por empregados da Petrobras e poderá contratar ou solicitar a contratação de serviços administrativos, de especialistas externos, ou mesmo utilizar-se de especialistas de dentro da Empresa. III. Atribuições e Responsabilidades 5 O Gerente Executivo e a equipe de profissionais da Auditoria Interna têm as seguintes atribuições e responsabilidades:

a. Desenvolver um Plano Anual de Atividades de Auditoria flexível, alinhado à estratégia da companhia e com base em riscos, considerando, ainda, preocupações identificadas pela Alta Administração.

b. Submeter o Plano Anual de Atividades de Auditoria à apreciação da Diretoria Executiva e do Conselho Fiscal e à aprovação do Conselho de Administração, através do Comitê de Auditoria.

c. Executar o Plano Anual de Atividades de Auditoria conforme aprovado e projetos demandados pela Alta Administração e Conselho Fiscal.

d. Submeter os Relatórios Trimestrais e Anual de Atividades à apreciação da Diretoria Executiva e do Conselho Fiscal e à aprovação do Conselho de Administração, através do Comitê de Auditoria.

e. Analisar, em articulação com as unidades auditadas, as não conformidades apuradas e manter controle sobre as ações implementadas para correção.

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f. Analisar e tratar as demandas especiais oriundas de Órgãos de Controle Governamental, da Direção Superior, da Ouvidoria da Petrobras e das unidades ou sociedades do Sistema Petrobras.

g. Manter uma equipe de auditoria com suficiente conhecimento, habilidade e experiência profissional para cumprir as exigências deste Regulamento.

h. Considerar o escopo do trabalho de auditores externos e outros agentes reguladores, se apropriado, no Plano Anual de Atividades de Auditoria, a fim de prover ótima cobertura à companhia a um custo global razoável.

IV. Funcionalidade 6 A Auditoria Interna vincula-se administrativamente ao Presidente da Petrobras e funcionalmente ao Conselho de Administração por força de disposição contida no Decreto 3.591/2000. 7 O Gerente Executivo da Auditoria Interna reportar-se-á, administrativamente, ao Presidente da Petrobras e, no exercício de sua função, terá acesso livre ao Presidente do Conselho de Administração, ao Presidente e Diretores da Petrobras, ao Presidente do Conselho Fiscal e ao Comitê de Auditoria. 8 Os auditores terão acesso irrestrito a qualquer unidade do Sistema Petrobras para avaliar controles, registros, arquivos, documentos, efetuar contagens de bens e numerários da companhia e solicitar informações sobre qualquer assunto afeto aos trabalhos de auditoria, tanto interna como externamente. 9 A Auditoria Interna deverá ser comunicada pelas unidades sobre a ocorrência de qualquer trabalho de fiscalização promovido por entidades governamentais, para fins de conhecimento e acompanhamento dos resultados e providências, em razão de possível impacto na sua atribuição de assessoramento à Alta Administração da companhia e no Plano Anual de Atividades da Auditoria Interna. 10 A Auditoria Interna comunicará previamente, por DIP de Designação ou documento equivalente, aos gestores das unidades, a realização de trabalhos de auditoria e/ou consultoria, exceto nos casos de trabalhos de complementação de exame, cuja ciência será dada verbalmente ao respectivo Gestor. 11 Os auditores, quando em missão oficial, receberão das unidades auditadas tratamento condizente que lhes permita desenvolver as atividades programadas, incluindo serviços de transporte necessários à execução dos trabalhos, cujos custos poderão ser repassados à Auditoria Interna. 12 Todos os pontos de auditoria devem ser respondidos pelas áreas auditadas, que deverão definir os prazos para conclusão das ações a serem adotadas. A auditoria interna será responsável pelo acompanhamento das providências tomadas pelas áreas auditadas em relação às ações pendentes. 13 Os custos de viagem decorrentes da realização de auditoria extra programada serão absorvidos pelos solicitantes, à exceção daqueles decorrentes de solicitações da Ouvidoria Geral da Petrobras. V. Relacionamento com as sociedades do Sistema 14 Considerando a autonomia dos órgãos de administração das sociedades do Sistema Petrobras e o disposto no art. 16 do Estatuto Social da Petrobras, no que concerne ao relacionamento entre a Petrobras, suas subsidiárias integrais e controladas, no sentido de busca de alinhamento às regras corporativas da Petrobras, o tratamento dado aos auditores quando em missão oficial em sociedades

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do Sistema Petrobras deve ser tal que lhes permita desenvolver as atividades programadas, aplicando-se, no que couber, as regras dispostas no item IV acima. VI. Escopo do Trabalho da Auditoria Interna 15 A Auditoria Interna deverá avaliar se os sistemas de gerenciamento de riscos, conformidade, controles internos e processos de governança corporativa e societária são adequados e funcionam conforme projetados, de maneira a assegurar que:

a. Os riscos sejam apropriadamente identificados e gerenciados. b. A interação com os vários grupos de governança ocorra como necessário. c. As informações relevantes no plano financeiro, gerencial e operacional sejam

precisas, confiáveis e prestadas no tempo certo. d. As ações de empregados estejam em conformidade com as políticas, normas,

procedimentos, leis e regulamentos aplicáveis. e. Os recursos sejam adquiridos de forma econômica, usados eficientemente e

adequadamente protegidos. f. Os programas, planos e objetivos sejam atingidos. g. A qualidade e a melhoria contínua sejam componentes dos processos de controle da

organização. h. Os aspectos legais que prejudiquem as empresas do Sistema Petrobras sejam

apropriadamente identificados e resolvidos. VII. Confidencialidade 16 Os documentos e informações acessados pela Auditoria Interna na realização dos trabalhos de auditoria e consultoria serão tratados de forma compatível com seu grau de confidencialidade. 17 Os Relatórios de Auditoria serão enviados aos gestores da unidade ou sociedade do Sistema Petrobras auditada e ao Diretor ao qual a unidade esteja subordinada ou ao qual a sociedade controlada mantenha contato, e somente serão disponibilizados, no todo ou em parte, a outros Diretores mediante autorização do Diretor responsável pela área auditada ou autorização do Gerente Executivo da Auditoria Interna. 18 As solicitações de informações sobre trabalhos de auditoria, realizadas por pessoas ou entidades externas, serão atendidas pelo Gerente Executivo da Auditoria Interna mediante autorização expressa do Conselho de Administração ou Presidente da Petrobras. 19 É vedado a qualquer integrante da Auditoria Interna a extração de cópia pessoal de qualquer documento de propriedade da companhia. VIII. Independência 20 As atividades de auditoria interna serão livres de quaisquer influências; haverá liberdade para selecionar as áreas e assuntos a serem auditados, escopo dos trabalhos, procedimentos, frequências de avaliação, datas ou conteúdo dos relatórios, de forma a permitir a manutenção da independência e objetividade. 21 A Auditoria Interna não terá nenhuma responsabilidade operacional ou autoridade sobre qualquer atividade auditada, assim como não desenvolverá, não instalará sistemas ou procedimentos, nem exercerá qualquer outra atividade vinculada à gestão da companhia que possa ser posteriormente auditada.

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22 Respeitadas as disposições estatutárias da Petrobras, o Gerente Executivo da Auditoria Interna será nomeado e substituído com a aprovação do Conselho de Administração. IX. Obrigatoriedade de Cumprimento 23 Os auditores internos deverão observar e aplicar, no desempenho de suas funções, os aspectos técnicos, procedimentos e normas de conduta previstos nos padrões da companhia, no Código de Ética da Petrobras, nas normas do Institute of Internal Auditors (IIA) e do Instituto dos Auditores Internos do Brasil-AUDIBRA. X. Avaliações periódicas 24 O Gerente Executivo da Auditoria Interna deve avaliar periodicamente se a missão, atribuições e responsabilidades, como definidas neste regulamento, continuam adequadas e permitem à Auditoria Interna alcançar seus objetivos. 25 A cada cinco anos a atividade de auditoria será submetida à avaliação externa, visando a ponderar a sua adequação às normas para o exercício profissional de auditoria interna, devendo o resultado ser comunicado ao Presidente e ao Conselho de Administração através do Comitê de Auditoria. XI. Disposições Finais. 26 O presente regulamento e suas atualizações serão propostos pela Gerência Executiva de Auditoria Interna e submetidos ao Conselho de Administração, por meio do Comitê de Auditoria.

7) Ouvidora-geral da Petrobras Vinculada ao Conselho de Administração, a Ouvidoria-Geral é responsável por planejar, orientar, coordenar e avaliar atividades que visem receber e tratar denúncias, reclamações, solicitações de informação, elogios, pedidos, sugestões, opiniões, pedidos de autorizações e consultas dos públicos de interesse da companhia. Atua como canal para recebimento e processamento de denúncias a respeito de questões contábeis, financeiras, controles internos e auditoria, de modo a atender às exigências da Lei Sarbanes-Oxley. Em cumprimento à Lei de Acesso à Informação (Lei 12.527/2011), é responsável pelo Portal de Transparência, criado para divulgar informações de caráter público pela Internet. Com o mesmo propósito, faz a gestão do Serviço de Informação ao Cidadão (SIC), atendendo aos pedidos de informações que não estejam disponíveis no referido Portal. Ainda no escopo da LAI, a Ouvidoria é responsável pela condução de recursos interpostos por cidadãos que não se sentirem satisfeitos com a informação prestada. Desde 30 de setembro de 2013, oferece também um canal de comunicação exclusivo para assuntos de AMS – Assistência Multidisciplinar de Saúde. A iniciativa atende à Resolução Normativa 323/2013 da Agência Nacional de Saúde Suplementar, que dispõe sobre a instituição de unidade organizacional específica de ouvidoria pelas operadoras de planos privados de assistência à saúde. O canal recebe demandas de segunda instância dos beneficiários do plano de saúde da Petrobras, sendo utilizado em casos de demandas não solucionadas pelo call center ou site da AMS, ou pelos Postos de Atendimento dos Serviços Compartilhados. Em outubro de 2014, a Ouvidoria-Geral foi designada coordenadora das atividades relacionadas ao atendimento à Lei de Conflito de Interesses (Lei 12.813/2013) na Petrobras, uma vez que já possuía estrutura adequada para o processo de tratamento de demandas, em especial no que se refere à

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interlocução com a Controladoria-Geral da União. Assim, a Ouvidoria-Geral acolhe consultas sobre existência de conflito de interesses nas situações relatadas pelos consultantes, bem como pedidos de autorização para o exercício de atividade privada. A atuação da Ouvidoria-Geral está alicerçada em políticas e diretrizes:

7.1) Políticas da Ouvidoria-Geral: Assegurar o acolhimento de sugestões, críticas, reclamações e denúncias de todos os públicos de interesse – acionistas, investidores, trabalhadores, clientes, fornecedores, poder público, sociedade e comunidades onde atua, contribuindo para a garantia de direitos e o fortalecimento da cidadania e da transparência. Assegurar que as ouvidorias sejam acessíveis a todos os públicos de interesse, independentemente de condição econômica, social, cultural, linguística e física. Assegurar a confidencialidade e o sigilo no atendimento às demandas, por meio de sistemas de informação seguros, comportamento ético e prazo máximo para guarda e manutenção de registros internos. Assegurar a independência no exercício de suas atribuições. Assegurar uma atuação isenta, por meio de escuta imparcial de todas as partes envolvidas, possibilitando um processo consistente de mediação.

7.2) Diretrizes: Encaminhar para as áreas as denúncias recebidas para que sejam apuradas e adotadas as providências pertinentes. Recomendar o mandato de dois anos para os titulares das ouvidorias das empresas do Sistema Petrobras, sendo possível a sua recondução por um ou mais períodos de dois anos cada. Acolher denúncias de caráter anônimo, desde que referentes a questões de natureza contábil, de controles internos ou de auditoria interna e externa, encaminhando para as áreas pertinentes para que sejam adotadas as providências cabíveis. Interagir com as áreas pertinentes com o objetivo de aprofundar e promover o tratamento das demandas recebidas. Manter informados os públicos de interesse em todas as etapas do tratamento de suas demandas, desde a fase de registro até sua conclusão. Recomendar que as ouvidorias sejam o canal oficial de recepção e tratamento de denúncias de irregularidades de natureza contábil, de controles internos ou de auditoria interna e externa, mantendo a Ouvidoria-Geral da Petrobras informada sobre as mesmas. Prestar contas de suas atividades aos conselhos de administração, ou equivalentes, através dos comitês de auditoria, quando existentes, resguardando a confidencialidade nas denúncias.

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Contribuir para a gestão das empresas do Sistema Petrobras com recomendações, formuladas a partir dos conhecimentos e experiências adquiridos no exercício de sua função.

7.3) Canais de acesso: Demandas gerais: A Ouvidoria-Geral está disponível por meio das seguintes formas de contato:

- E-mail: [email protected] ou, por Lotus Notes através da chave PROU - Formulário eletrônico disponível no link:

https://ouvidoria.petrobras.com.br/portal/ouvidoria/pt_br/ouvidoria-geral-da-petrobras.htm - Telefones: 55 (21) 3224-6666 ou 0800 28 28 28 0 - Fax: 55 (21) 3224-8189 - Carta: Av. República do Chile, 65 - 11º andar - sala 1101 Centro - Rio Janeiro - Brasil -

CEP 20.031-912 – RJ - Urnas com formulários para manifestações por escrito, nos seguintes locais:

• Edifício Sede da Petrobras (EDISE) no Rio de Janeiro • Edifício Cidade Nova (EDICIN) no Rio de Janeiro • Edifício Vitória (EDIVIT) no Espírito Santo • Refinaria Abreu e Lima (PE), na Portaria Leste do canteiro de obras • REGAP, em Betim (MG), no prédio do refeitório administrativo • RLAM na Bahia, próximo ao Portão 3 • RPBC em Cubatão (SP), na Casa de Madeira • UO-BC em Macaé (RJ), na Portaria Verde • UO-SEAL, em Aracaju, na galeria principal, próxima ao Banco do Brasil • LUBNOR, em Fortaleza, na Portaria A • UO-RNCE, entre os blocos E e F, próxima aos caixas eletrônicos

As ouvidorias locais (postos avançados, ligados diretamente à Ouvidoria - Geral) atendem aos públicos interno e externo nas seguintes unidades: UO-SEAL (79) 3212-2112 Rota 831-3386 UO-BC (22) 2761-0023 Rota 861-0023 FAFEN-SE (79) 3280-6575 Rota 831-6575 REVAP (12) 3928-6252 Rota 855-6252 REDUC (21) 2677-2635 Rota 813-2635 RECAP (11) 3795-9392 Rota 852-9392 EDISP (11) 3523-4239 Rota 751-4239 LUBNOR (85) 3266-3179 Rota 838-3179 UO-RNCE (84) 3235-3640 Rota 834-3640 RNEST (81) 3530-2759 Rota 856-6948 REFAP (51) 3415-2015 Rota 857-2015 UOBS (13) 3249-7516 Rota 759-7516 REPAR (41) 3641-2655 Rota 856-2655 RPBC (13) 3328-4406 Rota 754-4406 REMAN (92) 3616-1026 Rota 841-4066 REGAP (31) 3529-4728 Rota 815-4728 RLAM (71) 3604-2993 Rota 826-2993

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Solicitações de Informação no âmbito da Lei de Acesso à Informação: - Formulário eletrônico disponível no link: http://sites.petrobras.com.br/minisite/acessoainformacao/servicos/formulario-de-solicitacao-de-informacao/ No Portal da Transparência, também está disponível uma lista de locais onde é prestado atendimento presencial do Serviço de Informação ao Cidadão (SIC). O link para consulta destes locais é: http://sites.petrobras.com.br/minisite/acessoainformacao/servicos/ Demandas da Ouvidoria AMS: - E-mail: [email protected] - Formulário eletrônico disponível no link: https://ouvidoria.petrobras.com.br/portal/ouvidoria/pt_br/ouvidoria-ams/fale-com-a-ouvidoria.htm - Telefones: 0800 28 28 28 0 Organização: A Ouvidoria-Geral conduz seus processos através de gerências e coordenações estabelecidas conforme o organograma a seguir:

Figura I - Organograma Ouvidoria-Geral

Fonte: PETROBRAS

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Atribuições: Gerência de Tratamento de Demandas Trata-se da gerência responsável por gerir os processos de tratamento de denúncias (exceto aquelas relacionadas à SOx, danos ao patrimônio, fraude e corrupção), reclamações, sugestões, pedidos e elogios, promovendo as ações necessárias para obtenção de resposta das unidades gestoras envolvidas no tratamento das manifestações. As atribuições desta gerência são:

• Assegurar o recebimento das manifestações dos públicos de interesse da Petrobras; • Garantir a distribuição das demandas recebidas, conforme as atribuições da estrutura

organizacional da Ouvidoria-Geral; • Dar tratamento às manifestações recebidas; • Acompanhar as providências oriundas das demandas junto às unidades

organizacionais; • Recomendar melhorias nos processos, a partir de dados das manifestações e de

resultados obtidos junto às unidades gestoras demandadas. • Contribuir com as informações das atividades desenvolvidas pela gerência para a

consolidação de relatório periódico para a Alta Administração. Gerência de Transparência e Informação É responsável por gerir o processo de acesso a informações, planejando, estruturando, orientando e avaliando as atividades de transparência ativa, transparência passiva e os recursos interpostos pelo cidadão. Abaixo a descrição das atribuições.

• Assegurar o tratamento das solicitações de informação recebidas dos públicos de interesse da Petrobras;

• Garantir o cumprimento da legislação que determina o acesso a informações, por meio do Serviço de Informação ao Cidadão (SIC), de forma tempestiva e eficiente;

• Garantir que todas as informações previstas nos normativos legais estejam disponíveis no Portal da Transparência;

• Elaborar diretrizes para a condução dos recursos previstos em lei; • Promover o alinhamento das Áreas da companhia às orientações da Ouvidoria-Geral

referentes à Lei de Acesso à Informação; • Contribuir com as informações das atividades desenvolvidas pela gerência para a

consolidação de relatório periódico para a Alta Administração. Gerência de Planejamento, Suporte e Gestão Esta gerência é responsável pelos processos de planejamento e gestão da Ouvidoria-Geral, além de suporte às atividades administrativas da Unidade. As atribuições são as seguintes:

• Desdobrar as orientações corporativas no âmbito da Unidade; • Assegurar o planejamento anual da Ouvidoria-Geral; • Dar suporte ao processo de elaboração, revisão e publicação dos padrões da

Ouvidoria-Geral, garantindo a sua atualização; • Dar suporte ao acompanhamento do desempenho da Unidade;

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• Elaborar e acompanhar o orçamento da Unidade; • Prover a gestão de RH; • Gerenciar e apoiar a contratação e a utilização de bens e serviços; • Gerenciar os processos de comunicação da Unidade.

Coordenação de Denúncias É responsável por coordenar os processos de tratamento de denúncias SOx, de danos ao patrimônio, e de fraude e corrupção recebidas pela Petrobras, promovendo as ações necessárias para obtenção de resposta das unidades gestoras envolvidas no tratamento das manifestações. São suas atribuições:

• Coordenar o Canal Denúncia oficial da companhia, atendendo os requisitos da Lei Sarbanes-Oxley;

• Centralizar o recebimento das denúncias de fraude e corrupção; • Dar tratamento às denúncias recebidas; • Acompanhar as providências oriundas das denúncias junto às unidades

organizacionais; • Contribuir com as informações das atividades desenvolvidas para a consolidação de

relatório periódico para a Alta Administração. Coordenação AMS Conforme descrito acima, é a gerência responsável por conduzir o tratamento de demandas relacionadas à AMS, em conformidade com a Resolução Normativa 323/2013 da Agência Nacional de Saúde, promovendo o recebimento, análise e encaminhamento de demandas com independência, imparcialidade e isenção, em alinhamento com as políticas, diretrizes e procedimentos da Ouvidoria - Geral da Petrobras. Possui as seguintes atribuições:

• Planejar, conduzir e controlar as atividades de tratamento de demandas relativas à Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS);

• Coordenar, na esfera da Ouvidoria-Geral, a tramitação das demandas de AMS recebidas pelos diferentes canais de acesso, incluindo a interação com os postos avançados de ouvidoria nas principais unidades da companhia, para posterior articulação com as áreas de AMS responsáveis pelas soluções;

• Promover as ações necessárias para resolução de conflitos que surjam no atendimento aos demandantes, utilizando-se de técnicas de mediação e facilitando a interação entre o demandante e a companhia quando necessário;

• Assegurar o cumprimento do prazo de respostas/soluções às demandas de AMS, de acordo com a Resolução Normativa 323/2013 da Agência Nacional de Saúde;

• Avaliar demandas de maior complexidade ou urgência que exijam ações proativas para seu equacionamento, interagindo diretamente com as áreas solucionadoras;

• Consolidar relatórios periódicos sobre as demandas de AMS, com recomendações de medidas corretivas e de melhoria;

• Subsidiar o aperfeiçoamento dos processos de trabalho da AMS, buscando sanar eventuais deficiências ou falhas em seu funcionamento;

• Representar a Ouvidoria-Geral em reuniões e fóruns internos e externos relacionados à ação das ouvidorias de planos de saúde e planos de autogestão abrangidas pela Resolução 323/2013 da ANS;

• Contribuir com as informações das atividades desenvolvidas para a consolidação de relatório periódico para a Alta Administração.

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Estatísticas de atendimento: No ano de 2014, a Ouvidoria-Geral recebeu 13.827 demandas, compreendendo denúncias, reclamações, solicitações de informação, elogios, pedidos, sugestões, opiniões, pedidos de autorizações e consultas. Desse total, 7.028 tiveram origem no público externo, enquanto 6.799 vieram do público interno. Foram concluídas 13.477 demandas, restando 350 em tratamento (situação em 11/03/2015). Ao longo de 2014, o Portal de Transparência da Petrobras recebeu 319.233 acessos.

5.2. Currículo resumido dos membros da diretoria estatutária, do conselho de administração, do conselho fiscal e dos comitês no exercício 2014.

• DIRETORIA ESTATUTÁRIA

- ALMIR GUILHERME BARBASSA

Diretor Financeiro e de Relações com Investidores desde 22 de julho de 2005. Ele foi admitido no grupo Petrobras em 1974 e trabalhou em diversos cargos financeiros e de planejamento, tanto no Brasil quanto no exterior. Atuou como gerente de tesouraria e financeiro corporativo da Petrobras e, também, atuou diversas vezes como gerente financeiro e presidente de subsidiárias da Petrobras que conduzem atividades financeiras internacionais. Também é membro do Conselho de Administração da Braskem S.A. Além disso, foi professor de economia na Universidade Católica de Petrópolis e das Faculdades Integradas Bennett de 1973 a 1979. Possui titulo de mestre em economia pela Fundação Getúlio Vargas.

- JOSÉ ALCIDES SANTORO MARTINS Diretor de Gás e Energia, cargo que assumiu em fevereiro de 2012. Até esta data, ocupou o cargo de Gerente Executivo de Operações e Participações em Energia desde novembro de 2008. Com experiência de 34 anos na companhia, José Alcides assumiu diversos cargos gerenciais, além de ser membro do Conselho de Administração de diversas subsidiárias da companhia. Foi também Diretor de Tecnologias do Centro de Tecnologias do Gás e Energia Renováveis – CTGAS-ER de fevereiro de 2004 a maio de 2005 e Diretor de Petróleo, Gás e Biocombustíveis da Empresa de Pesquisa Energética – EPE no período entre maio de 2005 e junho de 2006. É engenheiro civil formado pela Universidade de São Paulo – USP.

- JOSÉ ANTONIO DE FIGUEIREDO Diretor de Engenharia, Tecnologia e Materiais desde 16 de maio de 2012. Anteriormente, ocupava o cargo de Gerente Executivo de E&P-Serviços, na área de Exploração & Produção da Petrobras. Com experiência de 35 anos na companhia, já assumiu diversos cargos gerenciais nas Diretorias de Engenharia e Exploração & Produção. É formado em engenharia eletrônica pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

- JOSE CARLOS COSENZA Diretor de Abastecimento desde 27 de abril de 2012. Anteriormente, ocupava a função de Gerente Executivo de Refino na companhia. Possui 38 anos de experiência na Petrobras e já ocupou diversas posições gerenciais relacionadas às áreas de Abastecimento e Internacional. É formado em engenharia química.

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- JOSÉ EDUARDO DE BARROS DUTRA Diretor Corporativo e de Serviços, cargo que assumiu em 1º de março de 2012. Presidiu a Petrobras no período entre janeiro de 2003 e julho de 2005, integrando também o Conselho de Administração da companhia e da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Foi Presidente da Petrobras Distribuidora entre setembro de 2007 e agosto de 2009. Atuou ainda como geólogo na Petrobras Mineração S.A. – Petromisa entre 1983 e 1990 e na Companhia Vale do Rio Doce entre 1990 e 1994. Ocupou ainda os cargos de presidente dos Conselhos de Administração da Petrobras Gás S.A. – Gaspetro, Petrobras Transporte S.A. - Transpetro, Petrobras Química S.A. – Petroquisa, Petrobras Energia S.A. – Pesa e da Liquigás Distribuidora S.A.. Além disso, foi senador pelo Estado de Sergipe, entre 1995 e 2003. É geólogo formado pela Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro, em 1979.

- JOSE MIRANDA FORMIGLI FILHO Diretor de Exploração e Produção, cargo que assumiu em fevereiro de 2012. Com experiência de 31 anos na companhia, já ocupou diversas posições gerenciais, todas relacionadas à área de Exploração e Produção. Tornou-se Gerente Executivo da área de Serviços, em 2003, e Gerente Executivo da área de Engenharia de Produção, em 2004. Em 2008, Foi nomeado Gerente Executivo da área criada para o planejamento e desenvolvimento das descobertas do Pré-sal, ficando responsável pela gestão de todo o programa de desenvolvimento da produção dessas áreas. Permaneceu neste cargo até assumir a Diretoria Executiva da Petrobras, em fevereiro de 2012. Neste mesmo mês, foi eleito membro do Conselho de Administração da Petrobras Gás S.A. – Gaspetro e, em seguida, se tornou membro do Conselho de Administração do IBP - Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Ele é Engenheiro civil formado pelo Instituto Militar de Engenharia - IME, pós-graduado em análise matricial de estruturas pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro - UERJ e MBA em Gestão Empresarial pela Universidade Federal do Rio de janeiro (Coppead).

• CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

- MAURO GENTILE RODRIGUES DA CUNHA Presidente da Amec - Associação de Investidores no Mercado de Capitais – desde abril de 2012. Anteriormente, foi responsável, desde 2010, pela área de renda variável da Opus Gestão de Recursos, empresa que administra aproximadamente R$ 2 bilhões em fundos de investimento no país. Antes disso, foi sócio sênior da Mauá Investimentos, também com responsabilidade sobre os fundos de renda variável (2007-2010). Foi Diretor de Investimentos da Franklin Templeton Investimentos (Brasil) Ltda., e de sua antecessora, a Bradesco Templeton Asset Management (BTAM), desde Agosto de 2001. A BTAM era uma joint venture entre o Banco Bradesco – maior instituição financeira privada da América Latina – e a Franklin Templeton - uma das maiores gestoras de recursos dos Estados Unidos, tendo sido absorvida por esta última em julho de 2006. A BTAM especializou-se na administração de fundos ativos em governança corporativa, tendo atingido R$ 800 milhões em ativos administrados. Antes de se juntar à BTAM, o Sr. Cunha era sócio da empresa Investidor Profissional, e membro do Comitê de Investimento do principal fundo daquela instituição, o IP-Participações. Ele também registra passagens pela Morgan Stanley Asset Management, Deutsche Morgan Grenfell, Bank of America Latin American Private Equity e Banco Pactual. Atuou como Presidente do Conselho de Administração do IBGC – Instituto Brasileiro de Governança Corporativa de 2008 a 2010. Participou do conselho daquela Instituição por sete anos. Além disso, tem participado ativamente de discussões sobre governança corporativa e reforma do mercado de capitais no Brasil, e participou de conselhos de administração e fiscal de diversas empresas de capital aberto.Detém a designação CFA desde 1997, além de um MBA pela Universidade de Chicago. Ele se formou em Economia pela PUC-RJ.

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- FRANCISCO ROBERTO DE ALUQUERQUE Membro do Conselho de Administração da Petrobras desde abril de 2007, e também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A.. É membro dos comitês de Auditoria e de Remuneração e Sucessão do Conselho de Administração da Petrobras desde abril de 2007 e outubro de 2007, respectivamente. É graduado pela Academia Militar das Agulhas Negras e possui mestrado pela Escola de Aperfeiçoamento de Oficiais e Ph.D. pela Escola de Comando e Estado-Maior do Exército em ciências militares. É graduado em economia pela Faculdade de Ciências Econômicas de São Paulo da Fundação Álvares Penteado.

- GUIDO MANTEGA Membro dos conselhos de administração da Petrobras e da Petrobras Distribuidora S.A. desde abril de 2006, sendo presidente de ambos colegiados desde março de 2010. Foi membro do Comitê de Remuneração e Sucessão do Conselho de Administração da Petrobras de outubro de 2007 a abril de 2010. É Ministro de Estado da Fazenda do Brasil desde março de 2006, depois de presidir o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e ser Ministro de Planejamento, Orçamento e Gestão. É membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social (CDES), órgão consultivo do governo federal brasileiro. Graduou-se em economia pela Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade da Universidade de São Paulo (USP) e possui Ph.D. em sociologia do desenvolvimento pela Faculdade de Filosofia, Letras e Ciências Humanas também da USP. Concluiu estudos de especialização do Instituto de Estudos de Desenvolvimento na Universidade de Sussex, na Inglaterra em 1977. Como Ministro da Fazenda do Brasil, as suas funções incluem a representação do governo brasileiro no G-20, BRICS, Mercosul, Fundo Monetário Internacional e Banco Mundial, em roadshows internacionais para promover os Investimentos estrangeiros no Brasil, e em reuniões de cúpula, oportunidade em que acompanha e assessora a Presidente da República do Brasil Dilma Rousseff.

- JOSÉ GUIMARÃES MONFORTE Seu histórico profissional tem foco principal em atividades no âmbito dos mercados financeiro e de capitais, doméstico e internacional, tendo desenvolvido e gerido áreas de negócios em instituições de nível nacional e global. No Grupo Banespa - 1972 a 1979, responsável pela estruturação da área de Gestão de Fundos de Investimento, evoluindo em seguida para ser o gestor da Joint Venture entre a Banespa Corretora e a Merrill Lynch, para iniciar no Brasil a disseminação da prática de hedge em commodities. Gerente adjunto da agência de Londres e ajudou a re-estruturar as atividades, desenvolvendo um padrão de planejamento anual que passou a ser utilizado por todas as agências internacionais. De 1979 a 1987 foi 1º presidente da operação da Merrill Lynch no Brasil, que compreendia as atividades de corretagem de commodities em bolsas no exterior, a administração de investimentos através de distribuidora própria, private banking, e operações de finanças corporativas. Diretor do Private Bank do Citibank no Brasil (moeda local). Diretor de Produtos para a área de Hemisfério Ocidental do Private Bank Global. Voltou à diretoria do Citi Brasil, desta vez, responsável por toda a área de Banco de Investimentos, Administração de Fundos de Investimento e da Carteira Proprietária de Ações do banco. Ocupou a Vice-Presidência da ANBID- Associação Nacional de Bancos de Investimento e Investimento, e a vice-presidencia do Conselho da Caixa Liquidação da Bolsa de Mercadorias de São Paulo e membro de Comitês da Bolsa de Valores de São Paulo. Ao término de suas atividades executivas acima relatadas exerceu atividades relacionadas à atividades do lado da chamada economia real, na posição de presidente executivo da VBC Energia (1996 a 1997), tendo sido responsável por sua estruturação e pela coordenação dos trabalhos de aquisição dos principais ativos oferecidos na privatização de empresas de distribuição de energia no Brasil. A aquisição da CPFL foi o destaque. Foi Sênior Country Advisor para a Bell Canada durante o processo de aquisição de licenças para operar empresas de telefonia celular Banda B (Americel-em Brasilia, e Telet-Claro, no Rio Grande do

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Sul). Foi conselheiro de administração, tendo inclusive presidido-os durante um período. Foi conselheiro da Canbras Intl, empresa pública, listada na Bolsa de Montreal, e que detinha o controle da Canbras que operava TV a cabo no Brasil. De 1998 a 2007, foi presidente e organizador da Janos Participações que foi formada para gerir o patrimônio dos sócios controladores da Natura. Organizou a área de gestão de investimentos financeiros, de serviços ao patrimônio de uso, de compra de participações em empresas e aconselhamento em transações com o mercado de capitais. Coordenenou como representante dos acionistas a operação de Oferta Inicial de Ações da Natura Cosméticos. Foi Sócio Fundador da Pragma Patrimônio, cuja finalidade era estender à outras famílias empresárias os mesmos serviços anteriormente oferecidos exclusivamente à Janos, tendo esta, continuado como cliente âncora da Pragma.

- MARIA DAS GRAÇAS SILVA FOSTER Presidente da Petrobras desde fevereiro de 2012 e Diretora da Área Internacional desde julho de 2012. É membro do Conselho de Administração da Petrobras e dos conselhos de administração da Petrobras Distribuidora S.A., Petrobras Biocombustível S.A. - PBIO e Petrobras Oil & Gas B.V. - POG-BV. É presidente do Comitê de Segurança, Meio Ambiente e Saúde do Conselho de Administração da Petrobras. Também é presidente dos conselhos de administração da Petrobras Transporte S.A. (TRANSPETRO) desde março 2012 e da Petrobras Gás S.A. (GASPETRO) desde fevereiro de 2012. Foi Diretora de Gás e Energia da Petrobras de setembro de 2007 a fevereiro de 2012 e Presidente da GASPETRO de dezembro de 2007 a março de 2012. De maio de 2006 a setembro de 2007 foi Presidente e Diretora Financeira da Petrobras Distribuidora S.A.. É membro do Conselho de Administração da GASPETRO desde 2007. Foi membro do Conselho de Administração da TRANSPETRO, de março de 2003 a setembro de 2005, e tornou a ser membro desse colegiado desde novembro de 2007. Também foi membro dos conselhos de Administração da Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG), de outubro de 2007 a fevereiro de 2012, da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) de março de 2003 a setembro de 2005 e da Braskem S.A. (Braskem ) de outubro de 2005 a abril de 2012. Foi presidente do Conselho de Administração da Liquigás Distribuidora S.A. (Liquigás), Presidente e Diretora de Relações com Investidores da Petrobras Química S.A. (PETROQUISA), e Gerente Executiva de Petroquímica e Fertilizantes da Petrobras. Também exerceu vários cargos no governo federal, dentre os quais Secretária de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério das Minas e Energia (MME), de janeiro de 2003 a setembro de 2005. No setor privado, é membro do Conselho de Administração do Instituto Brasileiro de Petróleo Gás e Biocombustíveis (IBP) desde outubro de 2006, sendo presidente desde março de 2012. A Sra. Graça Foster é graduada em engenharia química pela Universidade Federal Fluminense (UFF), possui mestrado em Engenharia Química e pós-graduação em Engenharia Nuclear pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e MBA em Economia pela Fundação Getúlio Vargas (FGV).

- MIRIAM APARECIDA BELCHIOR Membro do Conselho de Administração da Petrobras desde julho de 2011 e também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A.. É membro do Comitê de Segurança, Meio Ambiente e Saúde do Conselho de Administração da Petrobras. É Ministra de Estado do Planejamento, Orçamento e Gestão do Brasil desde janeiro de 2011. Foi a Subchefe de Articulação e Monitoramento da Subchefia da Casa Civil da Presidência da República, responsável por conectar as ações do governo e monitorar os projetos estratégicos de 2003 a 2010. Atuou como Secretária Executiva do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) em 2007 e tornou-se Coordenadora Geral do PAC em abril de 2010. A Sra. Belchior é engenheira e possui mestrado em Administração Pública e Governo pela Fundação Getúlio Vargas. Foi professora da Fundação para Pesquisa e Desenvolvimento da Administração, Contabilidade e Economia-FUNDACE e da Universidade de São Marcos.

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- SERGIO FRANKLIN QUINTELLA Membro do Conselho de Administração da Petrobras desde abril de 2009, e também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A.. É membro do Comitê de Auditoria do Conselho de Administração da Petrobras desde novembro de 2009 e é presidente desde novembro de 2011. É vice-presidente da Fundação Getúlio Vargas desde setembro de 2005 e membro do Conselho de Administração da Oi S.A. desde abril de 2012. Foi membro do Conselho de Administração do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), membro do Conselho Monetário Nacional (CMN) e presidente do Tribunal de Contas do Estado do Rio de Janeiro. É graduado em engenharia civil pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio) e em economia pela Faculdade de Economia do Rio de Janeiro e possui pós-graduação em engenharia econômica pela Escola Nacional de Engenharia e mestrado em negócios (business) pelo Instituto IPSOA de Turim, na Itália. Também é graduado pelo Programa Avançado de Administração (Advanced Management Program) da Harvard Business School. Atualmente é membro do conselho da PUC-Rio.

- MARCIO PEREIRA ZIMMERMANN Membro do Conselho de Administração da Petrobras desde março de 2010, e também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A.. É presidente do Comitê de Remuneração e Sucessão do Conselho de Administração da Petrobras desde abril de 2010. É atualmente Secretário-Executivo do Ministério de Minas e Energia onde já foi Ministro, Secretário-Executivo e Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético. É presidente dos conselhos de administração da Centrais Elétricas Brasileiras (Eletrobras), onde já atuou como Diretor de Engenharia, e de Furnas Centrais Elétricas S.A. É membro do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) desde fevereiro de 2009. Também foi Diretor de Produção e Comercialização de Energia e Diretor Técnico da Eletrosul Centrais Elétricas S.A. e Diretor de Pesquisa e Desenvolvimento do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL). É graduado em engenharia elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul, e possui pós-graduação em engenharia de sistemas de energia pela Universidade Federal de Itajubá e mestrado em engenharia elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

- LUCIANO GALVÃO COUTINHO Membro do Conselho de Administração da Petrobras desde abril de 2008, e também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A.. É presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) desde abril de 2007. É membro do Conselho de Administração da Vale S.A. e do Comitê Curador para a Fundação Nacional da Qualidade, e é representante do BNDES no Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico. É bacharel pela Universidade de São Paulo (USP) e possui mestrado pela Fundação Instituto de Pesquisas Econômicas da USP e Ph.D. pela Universidade de Cornell nos Estados Unidos em economia.

- SÍLVIO SINEDINO PINHEIRO Foi eleito pelos empregados da Petrobras para seu representante no Conselho de Administração no exercício de 2014. Foi membro de nosso Conselho de Administração de 20 de março de 2012 a 29 de abril de 2013, também como representante dos empregados. Atualmente é Conselheiro Deliberativo eleito da Petros, cargo para o qual foi eleito em 2013, e também Presidente da AEPET - Associação dos Engenheiros da Petrobras. No período de 2002 a 2005, fez parte da diretoria do Sindicato dos Petroleiros do Estado do Rio de Janeiro — Sindipetro - RJ. É analista de sistema da Petrobras e desenvolve o software de processamento sísmico para o nosso segmento de E&P. Possui grau de bacharel em engenharia elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro–PUC-Rio, como também mestrado em ciências da computação e MBA em Previdência

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Complementar, ambos pelo Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa em Engenharia – COPPE/UFRJ.

• CONSELHO FISCAL

- CESAR ACOSTA RECH Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobras desde 2008. Economista graduado pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul. Diretor Geral e Secretário Adjunto da Secretaria de Desenvolvimento e da Promoção dos Investimentos do Rio Grande do Sul a partir de agosto de 2013. Em 2003 e 2004 exerceu o cargo de Diretor do Departamento de Pequenas e Médias Empresas do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior – MDIC. Foi Diretor de Administração e Finanças do Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas – SEBRAE/Nacional nos anos de 2005 e 2006. Conselheiro Fiscal do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES no período 2007/2008. De 2007 a 2012 ocupou o cargo de Gerente de Relações Institucionais da Agencia Brasileira de Promoções de Exportações e Investimentos – Apex-Brasil.

- MARISETE FÁTIMA DADALD PEREIRA Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobras desde 2011. Exerce o cargo de chefe da Assessoria Econômica do Ministério de Minas e Energia desde agosto de 2006, de onde já exerceu a função de assessora especial do Ministro de Minas e Energia, de agosto de 2005 até julho de 2006. Foi gerente do departamento Econômico-Financeiro da Eletrosul Centrais Elétricas SA desde 1987 até julho/2005 e assumiu o cargo de especialista Contábil e Fiscal da Assessoria Contábil e Fiscal David Rafael Blochtein no período de 1973 a 1987. É contadora, formada pela Universidade Vale do Rio dos Sinos – São Leopoldo – RS. É pós-graduada em Ciências Contábeis pela Universidade do Vale do Itajaí em 1990 e pós-graduada em Auditoria e Ciências Econômicas pela Universidade Federal de SC – Florianópolis.

- PAULO JOSÉ DOS REIS SOUZA Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobrás desde março de 2012. É atualmente Diretor de Programas da Secretaria do Tesouro Nacional desde outubro de 2011. De 2003 a 2011 a função de Coordenador-Geral da Coordenação Geral de Programação Financeira do Tesouro Nacional. Membro de conselhos fiscais das seguintes companhias: Infraero S/A (Infraetrutura Aeroportuária), SERPRO (Tecnologia e Sistemas de Informação), Eletropaulo S/A (Distribuidora de Energia); Petrobras Distribuidora S/A (Distribuidora de Combustíveis), INB - Indústrias Nucleares do Brasil S/A (Produção de Combustível Nuclear). É graduado em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências Gerenciais da União de Negócios e Administração - UNA - Belo Horizonte/MG, tendo concluído os cursos de pós-graduação em Políticas Públicas e Gestão Governamental pela Fundação Escola Nacional de Administração Pública - ENAP - Brasília/DF e, em Economia do Setor Público pela Fundação Getúlio Vargas - FGV – Brasília/DF.

- REGINALDO FERREIRA ALEXANDRE Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobras. Vinte anos de experiência na área de análise de investimentos, como analista, coordenador, organizador e líder de equipes de análise no Citibank, Unibanco, BBA (atual Itaú-BBA) e Itaú Corretora de Valores. Atuou ainda como analista de crédito corporativo (Citibank) e como consultor nas áreas de estratégia (Accenture) de corporate finance (Deloitte Touche Tohmatsu – experiência que se estende, agora, à ProxyCon Consultoria Empresarial). Membro do Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) – órgão formulador das normas contábeis brasileiras - desde sua fundação, em 2005. Analista de investimentos certificado (CNPI). Gestor de valores mobiliários credenciado pela CVM.

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Membro, atualmente, dos Conselhos Fiscais das seguintes empresas de capital aberto: Cremer S.A. (presidente do Conselho Fiscal; eleito em abril de 2011 e reeleito em abril de 2012) Paraná Banco S.A. (eleito em abril de 2011 e reeleito em abril de 2012) Tecnisa S.A. (eleito em abril de 2011 e reeleito em abril de 2012) Unipar S.A. (eleito em abril de 2012) Bradespar S.A. (suplente; eleito em abril de 2012) Grendene S.A. (suplente; eleito em abril de 2012) Ex-membro do conselho fiscal da Tele Norte Celular Participações S.A., eleito em abril de 2007. Ex-conselheiro fiscal suplente da companhia Siderúrgica Belgo-Mineira (atual Arcelor Mittal), eleito em abril de 2004 e reeleito em abril de 2005. Presidente da Associação Brasileira de Analistas e Profissionais de Investimento do Mercado de Capitais - APIMEC, seção São Paulo, eleito para o período 2011-2012. Integrante de Grupo de Trabalho instituído pelo Conselho Federal de Contabilidade (CFC) para acompanhar e dar sugestões às modificações propostas às normas internacionais de contabilidade emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) e às proposições do International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC).

- WALTER LUIS BERNARDES ALBERTONI Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobrás. É conselheiro Suplente do Conselho de Recursos do Sistema Financeiro Nacional, com mais de 20 (vinte) anos de vivência em questões cíveis, societárias e empresariais, tendo participado de diversas operações (M&A), bem como efetuado a análise e confecção de pareceres sobre operações societárias relevantes para o mercado de valores mobiliários brasileiro. Atua, há aproximadamente 8 (oito) anos, como consultor jurídico terceirizado da Associação de Investidores no Mercado de Capitais - AMEC, emitindo pareceres e elaborando manifestações institucionais na defesa dos direitos e dos interesses dos acionistas minoritários. Bacharel em Direito, graduado em 1992 pela Faculdade Paulista de Direito da Pontifícia Universidade Católica de São Paulo, advogado inscrito na OAB/SP sob n.º 123.283, com escritório a Rua Viradouro, 63/21, São Paulo, SP, Pós-Graduado em Direito Processual Civil (PUCSP-COGEAE), em Direito Societário e em Direito Tributário (LLM Insper, antigo IBMECSP)

- EDISON FREITAS DE OLIVEIRA Membro suplente do Conselho Fiscal da Petrobras desde 2002. Atualmente função comissionada de Assessor Especial de Controle Interno do Ministério de Minas e Energia. Por 17 anos foi secretário de gabinete do Banco do Brasil e chefe de gabinete do Presidente do Banco Central.

- MARCUS PEREIRA AUCÉLIO É membro suplente do Conselho Fiscal da Petrobras desde 2012. É atualmente sub-secretário de Política Fiscal da Secretaria do Tesouro Nacional, cargo ocupado desde janeiro de 2007. De 2002 a 2006, exerceu a função de coordenador-geral da Coordenação Geral de Gerenciamento de Fundos e Operações Fiscais. Atuou como membro dos Conselhos das seguintes companhias: Banespa S.A. (conselho fiscal), Banco do Brasil S.A. (conselho fiscal), Caixa de Consórcios (conselho fiscal), Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás (conselho de administração) e Vale S.A. (conselho fiscal). É graduado em Engenharia Florestal pela Universidade de Brasília, tendo concluído MBA Executivo em Finanças pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais e pós-graduação em Economia do Setor Público pela Fundação Getúlio Vargas - FGV

- RICARDO DE PAULA MONTEIRO É membro suplente do Conselho Fiscal da Petrobras desde 2008. Atua como Assessor Especial do Ministro de Estado de Minas e Energia desde 2005. Trabalhou por 20 anos como economista da Centrais Elétricas do Norte do Brasil – Eletronorte. Economista, com mestrado em Análise de Sistemas e Aplicações e pós-graduado pelo Instituto de Pesquisas Espaciais – INPE

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- ROBERTO LAMB É membro suplente do Conselho Fiscal da Petrobras. Atuou como titular no Conselho Fiscal de várias companhias brasileiras, entre as quais Marcopolo, Gerdau e AES Eletropaulo. Atualmente é titular nos conselhos fiscais da AES Tiete e da MARFRIG. Ele também liderou as edições dos guias de Melhores Práticas do Conselho Fiscal e para o Comitê de auditoria, ambos editados pelo IBGC. É físico, tem mestrado em finanças e é professor de finanças na Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS); é autor da versão brasileira do livro “Fundamentos de Administração Financeira”, de Ross, Westerfield e Jordan (Bookman, 2013, no prelo).

- MÁRIO CORDEIRO FILHO É membro suplente do Conselho Fiscal da Petrobras. Economista e Contador. Conselheiro Fiscal certificado pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC. Ponto focal de interlocução com auditores independentes, conselho de administração, comitê de auditoria e conselho fiscal de companhia aberta para assuntos relacionados à contabilidade, auditoria, controles internos e planejamento tributário. Experiência em companhia holding de capital aberto com ações listadas no Novo Mercado da BM&FBOVESPA onde participou dos grupos de trabalho que promoveram abertura de capital, ofertas públicas de ações,emissão de debêntures, implantação de centro de serviços compartilhados, avaliação e aquisições de empresas. Gestão de área administrativa-financeira de indústria abrangendo as áreas de tesouraria, contabilidade, controladoria, fiscal, tecnologia da Informação, jurídico, crédito e cobrança, contas a pagar, RH e serviços terceirizados. Experiência em reestruturação e implantação de áreas de controladoria e logística com ganhos de produtividade e redução de custos. Negociação com BID e BNDES para fins de reorganização societária de companhias. Preparação de planos de negócios, orçamentos operacionais, avaliação de empresas – valuation, estudos de viabilidade econômica de projetos de investimento e implantação de um modelo de gestão baseado em lucro econômico (Economic Value Added – EVA) em companhia aberta. Especialista em contabilidade internacional (IFRS) e avaliação de empresas (valuation). Atuação junto à área de relações com investidores – RI em apresentações de resultados e atendimento de analistas de investimento.

COMPOSIÇÃO DOS COMITÊS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Comitê de Segurança, Meio Ambiente e Saúde Membros:

- Maria das Graças Silva Foster – Presidente Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão - Francisco Roberto de Albuquerque – Conselheiro Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão - Silvio Sinedino Pinheiro – Conselheiro Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão

Comitê de Auditoria Membros:

- Sergio Franklin Quintella – Presidente Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão.

- Miriam Aparecida Belchior – Conselheira Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão. - Luciano Galvão Coutinho – Conselheiro Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão.

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Comitê de Remuneração e Sucessão Membros:

- Márcio Pereira Zimmermann – Presidente Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão. - Francisco Roberto de Albuquerque – Conselheiro Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão - José Guimarães Monforte – Conselheiro Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão

A - Currículo resumido dos membros da diretoria estatutária, do conselho de administração, do conselho fiscal e dos comitês no exercício 2015.

• DIRETORIA ESTATUTÁRIA - HUGO REPSOLD JÚNIOR

Trabalha há 30 anos na companhia, onde já ocupou diversas posições gerenciais nas áreas de Exploração e Produção, Estratégia e Desempenho Empresarial e Gás e Energia. É formado em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal Fluminense (UFF), em economia pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro (UERJ) e é mestre em Planejamento Energético pelo Programa de Planejamento Energético da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Coppe / PPE / UFRJ).

- JOÃO ADALBERTO ELEK JUNIOR Foi Diretor Financeiro da Fibria Celulose onde exerceu as funções de relações com investidores, controle e gestão de riscos e finanças. Anteriormente foi Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da operadora de telecomunicações NET. Também passou pelos cargos de Diretoria Executiva e Financeira na operadora americana AT&T para o Brasil e América Latina, respectivamente. 20 anos de experiência no Citibank, onde exerceu a posição de Diretor Financeiro na área de varejo. É graduado em engenharia eletrônica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, MBA em Planejamento de Marketing pela COPPEAD/UFRJ e pós-graduado em Fusões e Aquisições pela Columbia Business School.

- ROBERTO MORO Trabalha há 33 anos na Petrobras onde já ocupou diversas posições gerenciais na área de Engenharia. É formado em engenharia mecânica pela Universidade Gama Filho, com especialização em Gerenciamento de Projetos.

- JORGE CELESTINO RAMOS Trabalha há 32 anos na Petrobras onde já ocupou diversas posições gerenciais na área de Abastecimento e na Petrobras Distribuidora. É formado em engenharia química pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro (UERJ) e em engenharia de processamento de petróleo pelo CENPRO, com especialização em tecnologia de produção de álcool pela COPPE/UFRJ e MBA em Administração e Marketing.

- SOLANGE DA SILVA GUEDES É Doutora em engenharia de petróleo, com experiência de 30 anos na Petrobras onde já ocupou diversas posições gerenciais, todas relacionadas à área de Exploração e Produção.

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- JOSÉ EDUARDO DE BARROS DUTRA Diretor Corporativo e de Serviços, cargo que assumiu em 1º de março de 2012. Presidiu a Petrobras no período entre janeiro de 2003 e julho de 2005, integrando também o Conselho de Administração da companhia e da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Foi Presidente da Petrobras Distribuidora entre setembro de 2007 e agosto de 2009. Foi geólogo na Petrobras Mineração S.A. - Petromisa entre 1983 e 1990 e na Companhia Vale do Rio Doce entre 1990 e 1994. Ocupou cargos de presidente dos Conselhos de Administração da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro, Petrobras Transporte S.A. - Transpetro, Petrobras Química S.A. – Petroquisa, Petrobras Energia S.A. – Pesa e da Liquigás Distribuidora S.A.. Foi senador pelo Estado de Sergipe, entre 1995 e 2003. É formado em Geologia pela Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro, em 1979.

- IVAN DE SOUZA MONTEIRO Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, desde fevereiro de 2015. Foi Vice-Presidente de Gestão Financeira e de Relações com Investidores do Banco do Brasil, desde junho de 2009 até fevereiro de 2015. No Banco do Brasil, foi Gerente Executivo da Diretoria Internacional, Superintendente Comercial, Gerente Geral nas agências do BB em Portugal e Nova Iorque e Diretor Comercial. Representou o BB como Membro do Conselho de Administração da PREVI, Visanet, CPFL Energia, Neoenergia e Seguradora Brasileira de Crédito à Exportação (SBCE). Foi Presidente do Conselho de Supervisão do BB AG (subsidiária do Banco do Brasil na Áustria), Diretor Vice-presidente do BB Banco de Investimentos, da BB ELO Cartões Participações S.A., da BB Leasing S.A. Arrendamento Mercantil e da BB Administradora de Cartões S.A., e foi membro do Conselho de Administração das empresas: Banco Votorantim, BV Participações, BB SH-2 MAPFRE, Ultrapar e BB Seguridade. Graduado em Engenharia Eletrônica e Telecomunicações, com MBA Executivo em Finanças e em Gestão.

• CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

- LUCIANO GALVAO COUTINHO Experiência profissional já descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão.

- ALDEMIR BENDINE Presidente da Petrobras desde fevereiro de 2015. Foi presidente do Banco do Brasil desde abril de 2009 até fevereiro de 2015. Foi funcionário de carreira do Banco do Brasil, tendo iniciado como Menor Aprendiz em 1978. Graduado em Administração de Empresas com MBA Finanças e Formação Geral para Altos Executivos, exerceu a Vice-presidência de Cartões e Novos Negócios de Varejo e ocupou, também, os cargos de Vice-presidente de Varejo e Distribuição, Secretário-Executivo do Conselho Diretor, Gerente-Executivo da Diretoria de Varejo e Gerente de agência. Foi Diretor-executivo da Federação Brasileira de Bancos (Febraban), Diretor-presidente da Associação Brasileira das Empresas de Cartões e Serviços (Abecs), presidente do Conselho de Administração da CBSS (Visa Vale), Diretor-presidente da BB Administradora de Cartões e BB Administradora de Consórcios. Membro do Conselho Diretor do Banco Patagônia e Conselheiro em empresas do grupo segurador Mapfre-BB.

- LUIZ NELSON GUEDES DE CARVALHO Membro do Conselho de Administração da Petrobras desde 29 de abril de 2015. Membro do conselho de administração da BMF&BOVESPA e coordenador do seu comitê de auditoria desde 2013 e também coordenador do comitê de auditoria do Grupo Pão de Açúcar desde 2013. Atualmente é professor da Universidade do Estado de São Paulo - Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade, diretor da Fundação Instituto de Pesquisas Contábeis, Atuariais e Financeiras - FIPECAFI, membro do Comitê de Pronunciamentos Contábeis CPC - Brasil, entre

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outros. Membro do conselho de administração da XBRL International Inc., membro do Financial Crisis Advisory Group – FCAG, o primeiro presidente independente do Conselho Consultivo de Normas - SAC no IASB (de julho de 2005 a dezembro de 2008 ), consultor do Banco Mundial, e atuou como membro do conselho de administração do Banco Nossa Caixa, Caixa Econômica Federal, Banco Bilbao Vizcaya Argentaria Brasil - BBVA, a Vicunha Têxtil S.A., o Banco Fibra S.A., entre outros. O Sr. Carvalho também atuou como diretor do Banco Central do Brasil (1991-1993) e como diretor da CVM (1990-1991). Bacharel em economia pela Universidade de São Paulo - Faculdade de Economia e Administração e Contabilidade e em Ciências Contábeis pelas Faculdades São Judas Tadeu e grau de mestrado e doutorado em contabilidade e controladoria pela Universidade de São Paulo – Faculdade de Economia e Administração e Contabilidade.

- MURILO PINTO DE OLIVEIRA FERREIRA Presidente do Conselho de Administração da Petrobras. Diretor Presidente da Vale e Membro dos Comitês Estratégico e de Divulgação da Vale desde maio de 2011. Diretor Executivo da Vale, com responsabilidade sobre diversos departamentos de 2005 a 2008, incluindo Desenvolvimento de Negócios, M&A, Aço, Energia, Níquel e Metais básicos; Diretor Presidente da Vale Canada de 2007 a 2008 e Membro do Conselho de Administração de 2006 a 2007; Presidente do Conselho de Administração da Alunorte de 2005 a 2008, da MRN de 2006 a 2008 e da Valesul Alumínio S.A., uma subsidiária da Vale envolvida na produção de alumínio, de 2006 a 2008; Membro do Conselho de Comissários da PTVI de 2007 a 2008. Membro do Conselho de Administração de várias empresas, inclusive a Usiminas, uma empresa siderúrgica brasileira, de 2006 a 2008, e sócio da Studio Investimentos, uma firma de gestão de ativos com foco no mercado de ações brasileiro, de outubro de 2009 a março de 2011. Graduado em Administração de Empresas pela Fundação Getúlio Vargas em São Paulo; pós-graduado em Administração de Empresas e Finanças pela Fundação Getúlio Vargas no Rio de Janeiro; e possui especialização de Executivos (Sênior Executive) pela IMD Business School, Lausanne, Suíça. Conselheiro Independente segundo critério do IBGC.

- ROBERTO DA CUNHA CASTELLO BRANCO Membro do Conselho de Administração da Petrobras. Não participa atualmente em Conselho de Administração, Conselho Consultivo ou Conselho Fiscal de outras empresas. É Diretor de Centro de Estudos de Crescimento e Desenvolvimento Econômico da Fundação Getúlio Vargas. Foi Diretor de Relações com Investidores da Vale S/A entre junho de1999 e janeiro de 2014. Foi Diretor do Banco Central do Brasil, Diretor de instituições financeiras brasileiras, Presidente Executivo do IBMEC e Professor de Economia da Escola de Pós Graduação em Economia da Fundação Getúlio Vargas (EPGE/FGV). Foi membro do Conselho Curador da Fundação Getúlio Vargas, membro do Conselho Diretor da Abrasca, Presidente do Instituto Brasileiro de Relações com Investidores, Vice-Presidente da Câmara de Comércio Brasil- Canadá e Diretor da American Chamber of Commerce Rio de Janeiro. É Doutor da Economia pela EPGE/FGV e Post Doctoral Fellow em Economia pela Universidade de Chicago. Participou de programas de treinamento executivo da Sloan School of Management, MIT, e do IMD, Lausanne, Suiça.

- LUIZ AUGUSTO FRAGA NAVARRO DE BRITTO FILHO Membro do Conselho de Administração da Petrobras. É consultor sênior de Veirano Advogados, onde lidera a prática de anticorrupção e compliance, tendo como principal atividade o assessorando a empresas na estruturação e aperfeiçoamento de seus programas de governança e integridade. Ele também atua na área Regulatória e de Direito Administrativo. Trabalhou 10 anos na Controladoria-Geral da União - CGU onde exerceu os cargos de Secretário-Executivo, Secretário de Prevenção da Corrupção e Corregedor -Geral.

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Ainda no Poder Executivo, foi membro do Conselheiro do Conselho de Controle de Atividades Financeiras – COAF e Gerente de Regulação de Mercado da Agência Nacional de Vigilância Sanitária – ANVISA. Foi Assessor da Câmara dos Deputados e é Consultor licenciado do Senado Federal. No seu período na CGU, participou ativamente da elaboração de diversos projetos de lei e normativos, entre os quais, o da Lei Anticorrupção (Lei nº 12.846/2013), o da Lei de Conflito de Interesses (Lei nº 12.813/2013) e o da Lei de Acesso à Informação (Lei nº 12.527/2011). Coordenou a área de anticorrupção da Estratégia Nacional de Combate à Corrupção e à Lavagem de Dinheiro. Coordenou, ainda, a participação do Governo Brasileiro no Grupo de Trabalho sobre Suborno Transnacional da OCDE e no Mecanismo de Acompanhamento da Implementação da Convenção das Nações Unidas contra Corrupção. Foi perito titular do Brasil no Mecanismo de Acompanhamento da Implementação da Convenção Interamericana contra Corrupção. Liderou o processo de criação do Cadastro Nacional de Empresas Comprometidas com a Ética e a Integridade – Cadastro Pró-Ética e do Cadastro de Empresas Inidôneas e Suspendas – CEIS. Ainda no plano internacional, Navarro é membro do Conselho Consultivo Superior da Academia Internacional Anticorrupção e ex-membro do Comitê Executivo da Associação Internacional de Autoridades Anticorrupção – IAACA. É bacharel em Direito pela Universidade de Brasília (UnB), 1991 e possuí educação continuada em:

• Regulation in the Modern National Economy, George Washington University, DC, 2002;

• Especialização, Direito e Estado, Universidade de Brasília (UnB), 2001; • Especialização em Políticas Públicas e Gestão Governamental, Escola Nacional de

Administração Pública (ENAP), 1998.

- SEGEN FARIS ESTEFEN Membro do Conselho de Administração da Petrobras. É Ph.D em Engenharia Civil pelo Imperial College of Science, Technology and Medicine, Londres, Graduação em Engenharia Civil pela Universidade Federal de Juiz de Fora e Mestrado em Engenharia Oceânica pela COPPE/UFRJ. Realizou Pós-doutorado no Institute for Marine Technology, Norwegian University of Science and Technology. Atualmente é Professor Titular de Estruturas Oceânicas e Engenharia Submarina da COPPE / Universidade Federal do Rio de Janeiro, onde exerceu os cargos de Diretor Acadêmico, Diretor de Tecnologia e Inovação e Diretor Geral. É membro do Conselho Superior da Universidade Federal do Rio de Janeiro, com o representante dos Professores Titulares do Centro de Tecnologia. É Gerente Geral do Laboratório de Tecnologia Submarina e Coordenador do Grupo de Energia Renováveis do Mar, ambos na COPPE. Atua como membro do Conselho Consultivo da Divisão de Oceano, Offshore e Engenharia Ártica da American Society of Mechanical Engineers (ASME) e é Fellow da Society for Underwater Technology – SUT (UK). Tem cerca de 180 artigos técnicos publicados. É responsável pela Coordenação Técnica da Unidade Embrapii Coppe em Engenharia Submarina e Membro Titular da Academia Nacional de Engenharia.

- WALTER MENDES DE OLIVEIRA FILHO Membro do Conselho de Administração da Petrobras. É economista e Diretor Executivo do CAF- Comitê de Aquisições e Fusões desde setembro de 2014. Anteriormente, foi sócio e gestor de fundos da Cultinvest Asset Management Ltda., onde geriu fundos de ações, renda fixa e de vinho (2010/2014). Antes disso, foi Superintendente de Renda Variável, responsável pela gestão dos fundos e carteiras de ações distribuídos para clientes institucionais, Private Bank e Personnalité do Banco ltauUnibanco S/A (2003/2010). Foi Diretor de Investimentos da América Latina, respondendo pela gestão dos fundos de ações América Latina e pela parcela dessas ações nos fundos de Mercados Emergentes. Membro do Comitê de Estratégia de Mercados Emergentes da Schroder lnvestment Management PLC- Londres (200/2003). CEO, responsável pela abertura do

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escritório da Schroders lnvestment Management Brasil em 1994, pela formação da equipe de pesquisa e gestão e pela criação do negócio de gestão de fundos para clientes Institucionais locais em 1999 (1994/1999). No período de 1978/1993 exerceu as seguintes funções no Unibanco S/A: Superintendente de Pesquisa de Investimento (1987/1993); Chefe de Pesquisa Setorial (1983/1987) e Analista de Investimento (1978/1983). Diretor fundador da AMEC-Associação Brasileira dos Investidores no Mercado de Capitais em 2006 e seu Presidente no período 2009/2011. Membro do Conselho de Fiscalização dos Analistas de Investimentos (2011/Atual) e Membro do Conselho Consultivo (2005/2007) da APIMEC- Associação dos Analistas e Profissionais do Mercado de Capitais.

- GUILHERME AFFONSO FERREIRA Membro do Conselho de Administração da Petrobras. Foi membro do Conselho de administração do Pão de Açúcar S/A, do Unibanco S/A, da Unibanco Holdings S/A, da Manah S/A, da TAVEX S/A (Espanha), da Santista Têxtil S/A, da Coldex Frigor S/A. Atualmente é membro do Conselho de Administração da Sul América S/A, da Gafisa S/A, da Valid S/A, da Arezzo S/A e da T4F S/A. Também participa do Conselho de entidades como Instituto da Cidadania, AACD, Esporte Solidário entre outras. É empresário, formado em engenharia pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. Pós-graduado em Ciências Políticas pela Macalester College, em Saint Paul/EUA, especialização em criação de gado bovino pela James Cook University em Townsville, Austrália.

- DEYVID SOUZA BACELAR DA SILVA Membro do Conselho de Administração da Petrobras desde Abril/2015 e representante de nossos empregados. É Técnico de Segurança Júnior na Petrobras desde Maio/2006, bem como Coordenador Geral do Sindicato dos Petroleiros da Bahia pelo período de 2014-2017. De Abril/2008 a Julho/2008, foi instrutor do CETEB – Centro de Educação Tecnológica do Estado da Bahia e, de Novembro/2007 a Fevereiro/2008, foi instrutor no SENAI – Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial. É formado em Administração pela UEFS (Universidade Estadual de Feira de Santana), com especialização em Recursos Humanos pela Universidade Federal da Bahia.

• CONSELHO FISCAL

- PAULO JOSÉ DOS REIS SOUZA Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobras desde março de 2012. É atualmente Diretor de Programas da Secretaria do Tesouro Nacional desde outubro de 2011. De 2003 a 2011 exerceu, além desta, a função de Coordenador-Geral da Coordenação Geral de Programação Financeira do Tesouro Nacional. Foi ou é membro de conselhos fiscais das seguintes companhias: Infraero S/A (Infraetrutura Aeroportuária), SERPRO (Tecnologia e Sistemas de Informação), Eletropaulo S/A (Distribuidora de Energia); Petrobras Distribuidora S/A (Distribuidora de Combustíveis), INB - Indústrias Nucleares do Brasil S/A (Produção de Combustível Nuclear). É graduado em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências Gerenciais da União de Negócios e Administração – UNA – Belo Horizonte/MG, tendo concluído os cursos de pós-graduação em Políticas Públicas e Gestão Governamental pela Fundação Escola Nacional de Administração Pública – ENAP – Brasília/DF e, em Economia do Setor Público pela Fundação Getúlio Vargas – FGV – Brasília – DF.

- CESAR ACOSTA RECH Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobras desde 2008. Diretor Geral e Secretário Adjunto da Secretaria de Desenvolvimento e da Promoção dos Investimentos do Rio Grande do Sul a partir de agosto de 2013. Em 2003 e 2004 exerceu o cargo de Diretor do Departamento de Pequenas e

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Médias Empresas do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior – MDIC. Foi Diretor de Administração e Finanças do Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas – SEBRAE/Nacional nos anos de 2005 e 2006. Conselheiro Fiscal do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES no período 2007/2008. De 2007 a 2012 ocupou o cargo de Gerente de Relações Institucionais da Agencia Brasileira de Promoções de Exportações e Investimentos – Apex-Brasil. Economista graduado pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul.

- MARISETE FÁTIMA DADALD PEREIRA Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobras desde 2011. Exerce o cargo de chefe da Assessoria Econômica do Ministério de Minas e Energia desde agosto de 2006, de onde já exerceu a função de assessora especial do Ministro de Minas e Energia, de agosto de 2005 até julho de 2006. Foi gerente do departamento Econômico-Financeiro da Eletrosul Centrais Elétricas SA desde 1987 até julho/2005 e assumiu o cargo de especialista Contábil e Fiscal da Assessoria Contábil e Fiscal David Rafael Blochtein no período de 1973 a 1987. Contadora, formada pela Universidade Vale do Rio dos Sinos – São Leopoldo – RS. É pós-graduada em Ciências Contábeis pela Universidade do Vale do Itajaí em 1990 e pós-graduada em Auditoria e Ciências Econômicas pela Universidade Federal de SC – Florianópolis.

- REGINALDO FERREIRA ALEXANDRE Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobras. É economista com 20 anos de experiência na área de análise de investimentos, como analista, coordenador, organizador e líder de equipes de análise, tendo ocupado essas posições, sucessivamente, no Citibank, Unibanco, BBA (atual Itaú-BBA) e Itaú Corretora de Valores. Atuou ainda como analista de crédito corporativo (Citibank) e como consultor nas áreas de estratégia (Accenture) de corporate finance (Deloitte Touche Tohmatsu – experiência que se estende, agora, à ProxyCon Consultoria Empresarial). Membro do Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) – órgão formulador das normas contábeis brasileiras - desde sua fundação, em 2005. Analista de investimentos certificado(CNPI). Gestor de valores mobiliários credenciado pela CVM. Membro, atualmente, dos Conselhos Fiscais das seguintes empresas de capital aberto: Cremer S.A. (presidente do Conselho Fiscal; eleito em abril de 2011 e reeleito em abril de 2012) Paraná Banco S.A. (eleito em abril de 2011 e reeleito em abril de 2012) Tecnisa S.A. (eleito em abril de 2011 e reeleito em abril de 2012) Unipar S.A. (eleito em abril de 2012) Bradespar S.A. (suplente; eleito em abril de 2012) Grendene S.A. (suplente; eleito em abril de 2012) Ex-membro do conselho fiscal da Tele Norte Celular Participações S.A., eleito em abril de 2007. Ex-conselheiro fiscal suplente da Companhia Siderúrgica Belgo-Mineira (atual Arcelor Mittal), eleito em abril de 2004 e reeleito em abril de 2005. Presidente da Associação Brasileira de Analistas e Profissionais de Investimento do Mercado de Capitais – APIMEC, seção São Paulo, eleito para o período 2011-2012. Integrante de Grupo de Trabalho instituído pelo Conselho Federal de Contabilidade (CFC) para acompanhar e dar sugestões às modificações propostas às normas internacionais de contabilidade emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) e às proposições do International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC).

- WALTER LUIS BERNARDES ALBERTONI Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobras. Conselheiro Suplente do Conselho de Recursos do Sistema Financeiro Nacional, com mais de 20 (vinte) anos de vivência em questões cíveis, societárias e empresariais, tendo participado de diversas operações (M&A), bem como efetuado a análise e confecção de pareceres sobre operações societárias relevantes para o mercado de valores mobiliários brasileiro. Atua, há aproximadamente 8 (oito) anos, como consultor jurídico terceirizado da Associação de Investidores no Mercado de Capitais - AMEC, emitindo pareceres e elaborando manifestações institucionais na defesa dos direitos e dos interesses dos acionistas

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minoritários. É bacharel em Direito, graduado em 1992 pela Faculdade Paulista de Direito da Pontifícia Universidade Católica de São Paulo, advogado inscrito na OAB/SP sob n.º 123.283, com escritório a Rua Viradouro, 63/21, São Paulo, SP, Pós-Graduado em Direito Processual Civil (PUCSP-COGEAE), em Direito Societário e em Direito Tributário (LLM Insper, antigo IBMECSP).

- SYMONE CHRISTINE DE SANTANA ARAÚJO Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobras. Diretora do Departamento de Gás Natural da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia, é também Membro Titular do Conselho Fiscal da Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás natural S.A. - Pré-Sal Petróleo S.A. - PPSA. Servidora Pública, integrante da carreira de Gestão Governamental, é Especialista em Políticas Públicas e Gestão Governamental, graduada em Engenharia Química, Mestre pela Universidade Federal de Sergipe e Doutora pela Universidade de Brasília. Coordena atualmente as ações para a implementação do marco regulatório da indústria do gás natural no Brasil, bem como a Elaboração do Plano de Expansão da Malha de Transporte de Gás Natural – PEMAT. Atua também no acompanhamento e monitoramento da carteira de Projetos de Gás Natural no âmbito do Programa de Aceleração do Crescimento - PAC. Possui experiência no gerenciamento de programas e projetos e na elaboração de estudos técnicos e econômicos. Acumula ainda experiência no ensino de Graduação e de Pós-Graduação, tendo publicado diversos artigos científicos.

- AGNES MARIA DE ARAGÃO DA COSTA Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobras. É Diretora e economista sênior no Ministério de Minas e Energia, tendo como especialidade as Economias de Energia e de Mineração. Atua na formulação de recomendações de políticas públicas e no monitoramento dos resultados dessas políticas, e exerce suas funções na Assessoria Econômica do MME há 10 anos. Possui bacharelado em Ciências Econômicas pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e é mestre em Energia pela Universidade de São Paulo (USP). Sua experiência profissional também inclui ter trabalhado em um banco brasileiro na área de Project Finance no setor de energia. Atualmente é também doutoranda na Universidade Técnica de Berlin.

- PAULA BICUDO DE CASTRO MAGALHÃES Membro efetivo do Conselho Fiscal da Petrobras. É Analista de Finanças e Controle da Secretaria do Tesouro Nacional do Ministério da Fazenda desde 2001, atualmente é chefe de gabinete do Secretário do Tesouro Nacional desde fevereiro de 2015. Mestre em Economia do Setor Público pela Universidade de Brasília (UNB) em 200, graduada em Ciências Econômicas ( 1998) pela Universidade de Brasília. Atuou como Assessora do Secretário do Tesouro Nacional na Coordenação-Geral de Estudos Econômico-Fiscais (CESEF) de 2001 a 2007. Diretora da Secretaria de Aviação Civil do Ministério da Defesa (10/2007 a 01/2008), Assessora da Diretora-Presidente da ANAC (01/2008 a 10/2008), Assessora do Diretor de Regulação Econômica da ANAC (10/2008 a 03/2010), gerente- técnica de Análise de Autos de Infração da Superintendência de Regulação Econômica da ANAC (03/2010 a 12/2010), Coordenadora de Análise Técnica e Informação do Gabinete do Ministro da Fazenda (01/2011 a 02/2012) e chefe de gabinete da ANAC (02/2012 a 01/2015).

- ROBERTO LAMB Membro do Conselho Fiscal da Petrobras. Atuou como titular no Conselho Fiscal de várias companhias brasileiras. É titular nos conselhos fiscais da AES Tiete, MARFRIG e GERDAU. É professor de Finanças na Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS); é autor das versões brasileiras dos livros “Fundamentos de Administração Financeira” (Ross, Westerfield e Jordan e

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Lamb, Bookman, 2013) e Administração Financeira (Ross, Westerfield, Jaffe e Lamb, Bookman, 2015). Ele também liderou as edições dos guias de Melhores Práticas do Conselho Fiscal e para o Comitê de auditoria, ambos editados pelo IBGC.

- MÁRIO CORDEIRO FILHO Membro do Conselho Fiscal da Petrobras. Fez carreira nas áreas de auditoria, controladoria e financeira desenvolvida em empresas como KPMG, CCR, Valspar Renner, Koppol Films, Grupo Itaú e Grupo Real. Conselheiro Fiscal certificado pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa – IBGC. Ponto focal de interlocução com auditores independentes, conselho de administração, comitê de auditoria e conselho fiscal de companhia aberta para assuntos relacionados à contabilidade, auditoria, controles internos e planejamento tributário. Experiência em companhia holding de capital aberto com ações listadas no Novo Mercado da BM&FBOVESPA onde participou dos grupos de trabalho que promoveram abertura de capital, ofertas públicas de ações, emissão de debêntures, implantação de centro de serviços compartilhados, avaliação e aquisições de empresas. Gestão de área administrativa-financeira de indústria abrangendo as áreas de tesouraria, contabilidade, controladoria, fiscal, tecnologia da Informação, jurídico, crédito e cobrança, contas a pagar, RH e serviços terceirizados. Experiência em reestruturação e implantação de áreas de controladoria e logística com ganhos de produtividade e redução de custos. Negociação com BID e BNDES para fins de reorganização societária de companhias. Preparação de planos de negócios, orçamentos operacionais, avaliação de empresas - valuation, estudos de viabilidade econômica de projetos de investimento e implantação de um modelo de gestão baseado em lucro econômico (Economic Value Added - EVA) em companhia aberta. Especialista em contabilidade internacional (IFRS) e avaliação de empresas (valuation). Atuação junto à área de relações com investidores – RI em apresentações de resultados e atendimento de analistas de investimento.

COMPOSIÇÃO DOS COMITÊS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Comitê de Auditoria Membros:

- Luiz Nelson Guedes Carvalho – Presidente Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão.

- Luiz Augusto Fraga Navarro – Conselheiro Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão.

- Roberto da Cunha Castello Branco – Conselheiro Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão.

- Walter Mendes de Oliveira Filho – Conselheiro Experiência profissional descrita no item 5.2 do Relatório de Gestão.

Os Comitês de Segurança, Meio Ambiente e Saúde e Comitê de Remuneração e Sucessão ainda não estão compostos.

5.3. Demonstração da sistemática de cálculo da participação dos empregados e administradores nos lucros ou resultados, da controladora e das demais empresas do grupo e valores distribuídos a esse título.

A participação dos empregados nos lucros ou resultados (PLR) tem por base as disposições legais vigentes, bem como as diretrizes estabelecidas pelo Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais - DEST, do Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, e pelo

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Ministério de Minas e Energia, estando relacionada ao lucro líquido consolidado atribuível aos acionistas da Petrobras. Em março de 2014, a companhia concluiu as negociações com as entidades sindicais sobre uma nova metodologia para regramento da PLR, finalizando, assim, o processo iniciado no Acordo Coletivo de Trabalho 2013/2015. Com as novas regras, o montante de PLR a ser distribuído aos empregados é calculado com base no resultado de seis indicadores corporativos, cujas metas são definidas a cada ano pela Administração da companhia. O resultado do atingimento das metas individuais deste conjunto de indicadores leva a um percentual de cumprimento global de metas, utilizado como base na definição do percentual do lucro a ser distribuído aos empregados. Entretanto, ainda segundo a nova metodologia, caso a empresa não tenha lucro e todas as metas sejam alcançadas, o valor a ser pago individualmente será de metade da remuneração mensal do empregado acrescido de metade do menor valor pago da PLR no exercício anterior.

• PLR DO EXERCÍCIO DE 2013 Nos termos da negociação, a nova metodologia foi aplicada na quitação da PLR relativa ao exercício findo em 31 de dezembro de 2013, cujo pagamento ocorreu no dia 2 de maio de 2014, resultando no reconhecimento de despesa no montante de R$ 388, a título de complemento de PLR, classificado na demonstração de resultado em outras receitas (despesas). O montante da PLR do ano de 2013 está demonstrado a seguir:

Quadro XV - Montante da PLR do ano de 2013

2013

Lucro líquido consolidado atribuível aos acionistas da Petrobras 23.570

Percentual do cumprimento global de metas(*) aplicável à PLR 6,25%

Participação nos lucros ou resultados - nova metodologia 1.473

Participação nos lucros ou resultados - Empresas controladas no Brasil 1.085

Parcela complementar (reconhecida em março de 2014) 388

Participação nos lucros ou resultados - Empresas no exterior 17

Participação nos lucros ou resultados 1.490 Fonte: Demonstrações Financeiras / PETROBRAS

• PLR DO EXERCÍCIO DE 2014

No exercício findo em 31 de dezembro de 2014, as metas estabelecidas pela Administração foram alcançadas e, apesar da ausência de lucro no exercício e com base na nova metodologia negociada em acordo coletivo, a companhia provisionou R$ 1.045 de participação no resultado.

120


5.4. Demonstração da posição acionária dos membros da diretoria estatutária, do conselho de administração, do conselho fiscal e dos comitês.

Quadro XVI - Posição acionária

Diretoria Executiva

Característica dos Títulos Qtde.

Cotas FGTS 0

Ações Ordinárias 26.494

Ações Preferenciais 238.792

Conselho de Administração


Cotas FGTS 0


Ações Preferenciais 757

Conselho Fiscal


Cotas FGTS 0


Ações Preferenciais 8.471


5.5. Demonstração da posição acionária dos acionistas com mais de 5% de ações ordinárias

e/ou preferenciais, destacando a participação acionária da União. Em 31 de dezembro de 2014:

Fonte:

5.6. Informações sobre a política e as práticas de remuneração dos membros da diretoria estatutária, do conselho de contemplando a base normativa, demonstração gerencial da remuneração fixa e variável de cada instância conforme orientações da portaria prevista no inciso VII do caput do art. 5º desta decisão.

5.6.1.


Informações sobre a política e as práticas de remuneração dos membros da diretoria estatutária, do conselho de contemplando a base normativa, demonstração gerencial da remuneração fixa e variável de cada instância conforme orientações da portaria prevista no inciso VII do caput do art. 5º desta decisão.

5.6.1. Política de Administração e Fiscal

Gráfico XII

Relatório de Administração / PETROBRAS


Política de Remuneração dos Membros da Diretoria Estatutária e dos Conselhos deAdministração e Fiscal

Gráfico XII - Demonstração

PETROBRAS


Remuneração dos Membros da Diretoria Estatutária e dos Conselhos deAdministração e Fiscal

Demonstração da p

Informações sobre a política e as práticas de remuneração dos membros da diretoria estatutária, do conselho de administração, do conselho fiscal e dos comitês, contemplando a base normativa, demonstração gerencial da remuneração fixa e variável de cada instância conforme orientações da portaria prevista no inciso VII do

Remuneração dos Membros da Diretoria Estatutária e dos Conselhos de

RELATÓRIO DE

da posição dos acionistas

Informações sobre a política e as práticas de remuneração dos membros da diretoria administração, do conselho fiscal e dos comitês,

contemplando a base normativa, demonstração gerencial da remuneração fixa e variável de cada instância conforme orientações da portaria prevista no inciso VII do


RELATÓRIO DE

osição dos acionistas





osição dos acionistas




121

GESTÃO 2014




121

GESTÃO 2014




122


Diretoria Estatutária

1. Base normativa da remuneração; A Remuneração fixa da Diretoria Executiva é composta por honorários mensais definidos anualmente pela Assembleia Geral Ordinária (AGO) de acordo com o Art. 152 da LSA.

2. Objetivos da política ou prática de remuneração; Os objetivos e práticas de remuneração visam reconhecer e remunerar os administradores da companhia considerando a responsabilidade, o tempo dedicado à função, a competência e reputação profissional, bem como as práticas aplicadas pelo mercado para empresas de porte semelhante ao da Petrobras.

3. Composição da remuneração, indicando:

a) A descrição dos elementos da remuneração e os objetivos de cada um deles

• Honorários: remuneração mensal fixa praticada para os Dirigentes como retribuição pelos serviços prestados.

• Benefícios diretos e indiretos: visam à qualidade de vida dos Dirigentes, incluindo moradia, assistência saúde.

• Participação nos Lucros e Resultados (PLR) e Bônus por Desempenho: retribuição pelos esforços na construção dos resultados alcançados, além do caráter motivador para cumprimento dos objetivos estratégicos.

• Benefícios pós-emprego: visam à qualidade de vida dos Dirigentes, incluindo plano de previdência.

• Outros: visam a qualidade de vida dos Dirigentes, incluindo os encargos do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço (FGTS) e Previdência Social (INSS).

b) A proporção de cada elemento na remuneração total;

Exercício de 2014 Salário ou Pró-labore (c/13º Salário e Férias) 59,2% Benefícios diretos e indiretos 3,6% Outros 16,8% PLR 11,6% Bônus por Desempenho 4,0% Benefícios pós-emprego 4,9%

c) A metodologia de cálculo e de reajuste de cada um dos elementos da remuneração;

• Salário ou Pró-labore (c/13º Salário e Férias) e Bônus por Desempenho: Não existe

metodologia única de cálculo e reajuste, pois são levados em consideração fatores como: negociação com órgãos reguladores, legislação pertinente, práticas de mercado e o valor definido na AGO.

• PLR: No cálculo da PLR são levados em consideração indicadores de desempenho negociados com o Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais (DEST), legislação pertinente, práticas de mercado e o valor definido na AGO. O Programa de Remuneração Variável da Diretoria Executiva da Petrobras

123


tem seu pagamento, desde que as metas estabelecidas para tal sejam alcançadas, diferido em 4 anos.

d) As razões que justificam a composição da remuneração.

A composição da remuneração dos administradores da Petrobras é definida considerando os resultados econômico-financeiros da companhia, bem como buscando promover o reconhecimento dos administradores da companhia, e um alinhamento às praticas de remuneração aplicadas pelo mercado para empresas de porte semelhante ao da Petrobras.

4. Principais indicadores de desempenho que são levados em consideração na determinação de cada elemento da remuneração;

• Honorários: remuneração fixa sem indicador vinculado. • Benefícios diretos e indiretos: sem indicador vinculado. • Participação nos Lucros e Resultados (PLR): condicionados ao atendimento de

indicadores de desempenho negociados com o Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais (DEST), tais como: Carga Processada, Produção de Óleo e Gás Natural - Brasil e Custo de extração sem participação governamental.

• Benefícios pós-emprego: sem indicador vinculado

5. Como a remuneração é estruturada para refletir a evolução dos indicadores de desempenho;

É estruturada de forma que Participação nos Lucros e Resultados (PLR) esteja condicionada ao atendimento de indicadores de desempenho negociados com o Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais (DEST), tais como: Carga Processada, Produção de Óleo e Gás Natural - Brasil e Custo de extração sem participação governamental.

6. Como a política ou prática de remuneração se alinha aos interesses da unidade jurisdicionada;

A remuneração dos administradores da Petrobras é definida considerando os resultados econômico-financeiros da companhia, bem como buscando promover o reconhecimento dos administradores e um alinhamento às estratégias de curto, médio e longo prazos da Petrobras, acompanhada pelo cumprimento das metas definidas pelo Conselho de Administração e de indicadores como Carga Processada, Produção de Óleo e Gás Natural - Brasil e Custo de extração sem participação governamental.

7. Existência de remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou indiretos;

Não se aplica.

8. Existência de qualquer remuneração ou benefício vinculado à ocorrência de determinado evento societário, tal como a alienação do controle societário da companhia;

Não se aplica.

9. Caso exista plano de remuneração dos membros da diretoria estatutária e do conselho de administração baseado em ações, descrever:

124


a. termos e condições gerais; Não praticado b. objetivos do plano; Não praticado c. número máximo de ações abrangidas; Não praticado d. condições de aquisições de ações; Não praticado e. forma de liquidação; Não praticado f. efeitos sobre os direitos previstos no plano de remuneração baseado em ações,

quando o administrador sair do órgão. Não praticado

10. Em relação à remuneração variável, comentar sobre:

a) Os mecanismos de remuneração variável (% lucros, bônus, ações, opções de ações, etc.);

A remuneração variável dos administradores da Petrobras é definida considerando os resultados econômico-financeiros da companhia. Desta forma, a Participação nos Lucros e Resultados (PLR) é estruturada e condicionada ao atendimento de indicadores de desempenho negociados com o Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais (DEST).

b) Os indicadores/métricas de desempenho usados no programa de remuneração variável; Exemplos de indicadores utilizados no programa de remuneração variável: Carga Processada, Produção de Óleo e Gás Natural - Brasil e Custo de extração sem participação governamental. extração sem participação governamental.

c) Os níveis de premiação-alvo (pagos em caso de cumprimento de 100% das metas); Não se aplica

d) A descrição dos benefícios oferecidos. Não se aplica

Conselho de Administração

1. Base normativa da remuneração; A Remuneração fixa do Conselho de Administração é composta por honorários mensais definidos anualmente pela Assembleia Geral Ordinária (AGO) de acordo com o Art. 152 da LSA.

2. Objetivos da política ou prática de remuneração; Os objetivos e práticas de remuneração visam reconhecer e remunerar os Conselheiros da companhia considerando a responsabilidade, o tempo dedicado à função, a competência e reputação profissional, bem como as práticas aplicadas pelo mercado para empresas de porte semelhante ao da Petrobras.


a) A descrição dos elementos da remuneração e os objetivos de cada um deles; • Honorários: remuneração mensal fixa praticada para os Conselheiros como

retribuição pelos serviços prestados. • Benefícios diretos e indiretos: visam à qualidade de vida dos Conselheiros, incluindo

assistência saúde.

125


• Outros: visam a qualidade de vida dos Dirigentes, incluindo os encargos da Previdência Social (INSS).

b) A proporção de cada elemento na remuneração total;

Exercício de 2014

Salário ou Pró-labore (c/13º Salário e Férias) 77,30%

Benefícios diretos e indiretos 7,20%

Outros 15,50%

c) A metodologia de cálculo e de reajuste de cada um dos elementos da remuneração;

O Valor praticado corresponde a 10% (dez por cento) dos honorários médios mensais percebidos pelos membros da Diretoria Executiva e aprovada pela AGO, nos termos do Art. 152 e 145 da Lei 6.404/76 e Lei nº9.292, de 12.07.96.

d) As razões que justificam a composição da remuneração. O valor/limite da remuneração para os membros do Conselho de Administração é definido pela AGO.


Não se aplica: a remuneração fixa não possui indicador vinculado.


Não se aplica.


A remuneração dos administradores da Petrobras é definida considerando os resultados econômico-financeiros da companhia, bem como buscando promover o reconhecimento dos administradores e um alinhamento às estratégias de curto, médio e longo prazos da Petrobras, acompanhada pelo cumprimento das metas definidas pelo Conselho de Administração e de indicadores como Carga Processada, Produção de Óleo e Gás Natural - Brasil e Custo de extração sem participação governamental.


Não se aplica.


Não se aplica.

126



A companhia não pratica remuneração baseada em ações.

a. Termos e condições gerais; b. Objetivos do plano; c. Número máximo de ações abrangidas; d. Condições de aquisições de ações; e. Forma de liquidação; f. Efeitos sobre os direitos previstos no plano de remuneração baseado em ações,

quando o administrador sair do órgão.

10. Em relação à remuneração variável, comentar sobre: Os itens abaixo não são aplicáveis à companhia.

a. Os mecanismos de remuneração variável (% lucros, bônus, ações, opções de

ações, etc.); Não se aplica. b. Os indicadores/métricas de desempenho usados no programa de remuneração

variável; Não se aplica. c. Os níveis de premiação-alvo (pagos em caso de cumprimento de 100% das

metas); Não se aplica d. A descrição dos benefícios oferecidos. Não se aplica

Conselho Fiscal

1. Base normativa da remuneração; A Remuneração fixa do Conselho Fiscal é composta por honorários mensais definidos anualmente pela Assembleia Geral Ordinária (AGO) de acordo com o Art. 152 da LSA.

2. Objetivos da política ou prática de remuneração; Os objetivos e práticas de remuneração visam reconhecer e remunerar os Conselheiros da companhia considerando a responsabilidade, o tempo dedicado à função, a competência e reputação profissional, bem como as práticas aplicadas pelo mercado para empresas de porte semelhante ao da Petrobras.


a) A descrição dos elementos da remuneração e os objetivos de cada um deles; Honorários: remuneração mensal fixa praticada para os Conselheiros como retribuição pelos serviços prestados. Outros: visam a qualidade de vida dos Dirigentes, incluindo os encargos da Previdência Social (INSS).

b) A proporção de cada elemento na remuneração total; Exercício de 2014 Salário ou Pró-labore (c/13º Salário e Férias) 83,30%

Benefícios diretos e indiretos 16,30%

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c) A metodologia de cálculo e de reajuste de cada um dos elementos da remuneração; O Valor praticado corresponde a 10% (dez por cento) dos honorários médios mensais percebidos pelos membros da Diretoria Executiva e aprovada pela AGO, nos termos do Art. 152 e 145 da Lei 6.404/76 e Lei nº9.292, de 12.07.96.

d) As razões que justificam a composição da remuneração. O valor/limite da remuneração para os membros do Conselho Fiscal é definido pela AGO.


Não se aplica: a remuneração fixa não possui indicador vinculado.


Não se aplica.


A remuneração mensal retribui dos Conselheiros pelos serviços prestados e é compatível com a remuneração praticada pelo mercado, se alinhando tanto aos interesses de curto, como de médio e longo prazos da Petrobras.


Não se aplica.


Não se aplica.


A companhia não pratica remuneração baseada em ações.

a. Termos e condições gerais; b. Objetivos do plano; c. Número máximo de ações abrangidas; d. Condições de aquisições de ações; e. Forma de liquidação; f. Efeitos sobre os direitos previstos no plano de remuneração baseado em ações,

quando o administrador sair do órgão.

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10. Em relação à remuneração variável, comentar sobre: Os itens abaixo não são aplicáveis à companhia.

a. Os mecanismos de remuneração variável (% lucros, bônus, ações, opções de

ações, etc.); b. Os indicadores/métricas de desempenho usados no programa de remuneração

variável; c. Os níveis de premiação-alvo (pagos em caso de cumprimento de 100% das

metas); d. A descrição dos benefícios oferecidos.

5.6.2. Demonstrativo da Remuneração Mensal de Membros de Conselhos

As informações solicitadas não podem ser disponibilizadas no formato requerido acima pois, em virtude do disposto no art. 7º, §3º, inc. VI, do Decreto n.º 7.724/2012, que regulamentou a Lei n.º 12.527/2011 (Lei de Acesso à Informação), a divulgação de dados remuneratórios foi disciplinada pelo art. 6º, da Portaria Interministerial nº 233/2012, que não alcança a Petrobras, razão pela qual a companhia se reserva o direito de não fornecer a informação solicitada. Além disso, a informação solicitada é classificada como sigilosa e não pode ser fornecida por afetar a competitividade da Petrobras. Desta forma, representaremos as informações destes Conselhos de Administração e Fiscal de forma consolidada.

• REMUNERAÇÃO DOS CONSELHOS DE ADMINISTRAÇÃO E FISCAL

Quadro XVII - Remuneração dos Conselhos de Administração e Fiscal (Valores em R$)

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

CA

REMUNERAÇÃO 01/01/2014 a 31/12/2014

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Total

103.982 103.281 104.846 110.733 122.244 146.513 111.859 116.410 111.088 127.494 118.023 129.662 1.406.137

CONSELHO FISCAL

CF

REMUNERAÇÃO 01/01/2014 a 31/12/2014

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Total

57.136 57.136 57.136 61.518 61.518 61.518 61.518 61.518 61.518 61.518 61.518 61.518 725.074


129


Quadro XVIII - Demonstrativo Sintético da Remuneração de Membros de Diretoria e de Conselhos

(Valores em R$)

DIRETORIA ESTATUTÁRIA

Remuneração dos Membros EXERCÍCIO

2014 2013 2012 Número dos Membros 7 7 7 I – Remuneração Fixa (a+b+c+d) 12.272.286,16 11.149.050,10 8.602.609,54

a) salário ou pró-labore 9.137.494,32 8.251.108,87 8.476.383,91 b) benefícios diretos e indiretos 549.352,98 557.575,19 126.225,63 c) remuneração por participação em

comitês Não Praticado Não Praticado Não Praticado

d) outros 2.585.438,86 2.340.366,04 - II – Remuneração variável (e+f+g+h+i) 2.406.210,40 1.237.284,33 1.390.528,78

e) bônus 615.857,42 631.267,51 550.000,00 f) participação nos resultados 1.790.352,98 606.016,82 840.528,78 g) remuneração por participação em

reuniões Não Praticado Não Praticado Não Praticado

h) comissões Não Praticado Não Praticado Não Praticado i) outros Não Praticado Não Praticado Não Praticado

III – Total da Remuneração ( I + II) 14.678.496,56 12.386.334,43 9.993.138,32 IV – Benefícios pós-emprego 749.792,30 727.027,58 566.222,37 V – Benefícios motivados pela cessação do exercício do cargo Não Praticado Não Praticado Não Praticado

VI – Remuneração baseada em ações Não Praticado Não Praticado Não Praticado


(Valores em R$)

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO


2014 2013 2012 Número dos Membros 9 9 9 I – Remuneração Fixa (a+b+c+d) 1.406.136,64 1.268.657,94 956.754,61

a) salário ou pró-labore 1.087.611,04 1.032.170,76 951.987,58 b) benefícios diretos e indiretos 101.003,70 31.266,90 4.767,03 c) remuneração por participação em


d) outros 217.521,90 205.220,28 - II – Remuneração variável (e+f+g+h+i) Não Praticado Não Praticado Não Praticado

e) bônus Não Praticado Não Praticado Não Praticado f) participação nos resultados Não Praticado Não Praticado Não Praticado g) remuneração por participação em



III – Total da Remuneração ( I + II) 1.406.136,64 1.268.657,94 956.754,61 IV – Benefícios pós-emprego Não Praticado Não Praticado Não Praticado V – Benefícios motivados pela cessação do exercício do cargo Não Praticado Não Praticado Não Praticado



130


Quadro XVIII - Demonstrativo Sintético da Remuneração de Membros de Diretoria e de Conselhos

(Valores em R$)

CONSELHO FISCAL


2014 2013 2012 Número dos Membros 5 5 5 I – Remuneração Fixa (a+b+c+d) 725.073,84 710.222,66 543.281,26

a) salário ou pró-labore 604.228,35 594.761,32 543.281,26 b) benefícios diretos e indiretos - - - c) remuneração por participação em


d) outros 120.845,49 115.461,34 - II – Remuneração variável (e+f+g+h+i) Não Praticado Não Praticado Não Praticado

e) bônus Não Praticado Não Praticado Não Praticado f) participação nos resultados Não Praticado Não Praticado Não Praticado g) remuneração por participação em



III – Total da Remuneração ( I + II) 725.073,84 710.222,66 543.281,26 IV – Benefícios pós-emprego Não Praticado Não Praticado Não Praticado V – Benefícios motivados pela cessação do exercício do cargo Não Praticado Não Praticado Não Praticado



Quadro XIX - Demonstrativo da Remuneração Variável dos Administradores

(Valores em R$)

DIRETORIA ESTATUTÁRIA Reconhecimento de Bônus e Participação

de Resultados EXERCÍCIO

2014 2013 2012 I – Bônus (a+b+c+d) 1.847.572,26 2.037.693,67 1.869.472,94

a) valor mínimo previsto no plano de remuneração

615.857,42 Não ocorreu Não ocorreu

b) valor máximo previsto no plano de remuneração

615.857,42 1.406.426,16 1.319.472,94

c) valor previsto no plano de remuneração, caso as metas estabelecidas fossem atingidas

Não praticado Não praticado Não praticado

d) valor efetivamente reconhecido no resultado 615.857,42 631.267,51 550.000,00

II – Participação no Resultado (e+f+g+h) 3.580.705,96 2.012.442,98 2.160.001,72 e) valor mínimo previsto no plano de

remuneração Não ocorreu Não ocorreu Não ocorreu

f) valor máximo previsto no plano de remuneração

1.790.352,98 1.406.426,16 1.319.472,94

g) valor previsto no plano de remuneração, caso as metas estabelecidas fossem atingidas

Não praticado Não praticado Não praticado

h) valor efetivamente reconhecido no resultado

1.790.352,98 606.016,82 840.528,78

III – Total ( I + II) 5.428.278,22 4.050.136,65 4.029.474,66


131


5.7. Informações sobre as alçadas decisórias relacionadas à aprovação de ato ou contrato, indicando a data e o número da ata do conselho de administração que define os parâmetros e as delegações de competência do conselho de administração para a diretoria executiva.

Informamos que o Conselho de Administração da Petrobras, aprovou, em 29/11/2013, na reunião 1386, item 4, Pauta 58, a matéria que trata de: "LIMITES DE ATUAÇÃO DA DIRETORIA EXECUTIVA E COMPETÊNCIA DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO PARA A QUAL É PERMITIDA A DELEGAÇÃO".

5.8. Informações sobre a empresa de auditoria independente ou auditor independente, contemplando os critérios para contratação, a identificação de outros serviços prestados por essa empresa ou por auditor independente que não sejam relacionados à atividade de auditoria externa, o montante total de remuneração dos auditores independentes no último exercício social, discriminando os honorários relativos a serviços de auditoria e os relativos a quaisquer outros serviços prestados.

A PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes(PwC) foi contratada após vencer o processo licitatório nº 0968846118, tendo em vista que apresentou o menor preço global na proposta comercial que envolveu a Petrobras Controladora e mais 136 empresas Subsidiárias e Controladas, sediadas no Brasil e no exterior. A abertura do processo foi autorizada pelo Conselho de Administração da Petrobras em 29.04.2011 e se caracterizou por ser licitação por convite, do tipo técnica e preço, tendo como regime de contratação o menor preço global. As empresas convidadas foram PRICEWATERHOUSECOOPERS AUDITORES INDEPENDENTES, ERNST & YOUNG AUDITORES INDEPENDENTES e DELOITTE TOUCHE TOHMATSU AUDITORES INDEPENDENTES que foram selecionadas considerando o critério de que as empresas integram grupo formado pelas quatro maiores empresas de auditoria do mundo e que deveriam apresentar condições de prestar os serviços de auditoria, considerando os requerimentos de infraestrutura adequada e equipes técnicas com o conhecimento necessário, tendo em vista o alcance e a complexidade dos negócios da Petrobras, Subsidiárias e Controladas. A quarta empresa, KPMG Auditores Independentes, não pode ser convidada em atendimento às normas da CVM, que tratam do rodízio obrigatório dos auditores independentes. O resultado final da licitação foi apreciado pelo Comitê de Auditoria, em 10.10.2011, que recomendou a contratação da PwC pelo Petrobras, suas Subsidiárias e Controladas para os exercícios de 2012 a 2014, sujeito à prorrogação por mais dois anos. O Conselho de Administração aprovou o resultado do processo licitatório em 28.10.2011, confirmando como vencedora da licitação a PwC, por ter ofertado o menor preço global para a prestação dos serviços.

132


Durante o exercício de 2014, a PwC nos prestou os seguintes serviços, incluindo nossas subsidiárias e controladas:

R$ mil

Auditoria contábil 20.671

Auditoria SOX 1.497

Serviços adicionais relacionados à auditoria 362

Auditoria tributária 771

Total dos serviços 23.301 Fonte: Formulário de Referência / PETROBRAS

O artigo 29 do Estatuto Social da Petrobras determina que os auditores independentes não podem prestar serviços de consultoria durante a vigência do contrato de auditoria, desta forma não há identificação de outros serviços prestados pela PwC que não sejam relacionados à atividade de auditoria externa.

5.9. Parecer da unidade de auditoria interna conforme disposto no Decreto Federal nº 3.591/2000, incluindo informações sobre a qualidade e suficiência dos controles internos da entidade e demonstrando:

a) se há e como ocorre a avaliação dos controles e procedimentos internos para a emissão

de relatórios financeiros; b) De qual instância da Administração é a responsabilidade pela instituição e manutenção

de uma estrutura e procedimentos de controles internos adequados para a elaboração das demonstrações financeiras e para garantir o atendimento dos objetivos estratégicos;

c) Quais práticas, método ou padrão de avaliação dos controles internos são adotados pela entidade;

d) Se há e como são feitos a avaliação e os teste periódicos da eficácia dos controles internos pela alta administração;

e) Síntese das conclusões da auditoria independente sobre a qualidade dos controles internos;

f) A forma de comunicação sistemática à alta gerência, ao Conselho de Administração e ao Comitê de Auditoria sobre riscos considerados elevados assumidos pela gerência ao não implementar as recomendações da Auditoria Interna;

g) De que forma ocorre a certificação de que a alta gerência toma conhecimento e aceita os riscos pela não implementação das recomendações feitas pela auditoria interna.

As informações sobre parecer da unidade de auditoria interna encontram-se no ANEXO III.

I tem 6 – Parte C da DN nº 134 DE 4 DE DEZEMBRO 2013 Alterada pela DN nº 139 de 24 de Setembro de 2014

6.1. Informações sobre aquisições e contratações de bens e serviços, contemplando a

demonstração da quantidade e dos montantes de aquisições e de contratações em cada modalidade de licitação, bem como a evolução dos valores relativos a patrocínios nos últimos três anos, e atestado indicando o endereço eletrônico na Internet no qual possam ser obtidas as informações e documentos relacionados a aquisições e contratações de bens e serviços e de patrocínios, em observância da Lei 9.755/1998 e da Instrução Normativa TCU 28/1999.

133


a) Demonstração da quantidade e dos montantes de aquisições e de contratações em cada modalidade de licitação:

Quadro XX - Valor Contratado por Modalidade de Licitação

Modalidade Quantidade Valor

Concorrência 20 R$ 3.017.402.496

Convênios 1.687 R$ 5.554.606.111

Convite 19.923 R$ 337.037.933.779

Dispensa 168.977 R$ 51.813.520.520

Inaplicabilidade/Inaplicável 1.183 R$ 66.934.837.513

Inexigibilidade 15.151 R$ 174.275.470.694

Lei 8666 (contratos) 20 R$ 5.970.714.887

Tomada de Preços 248 R$ 7.537.194

Total 207.209 R$ 644.612.023.194

Fonte: PETROBRAS

b) Evolução dos valores relativos a patrocínios nos últimos três anos:

Quadro XXI - Evolução dos contratos de Patrocínio últimos 3 anos

2012 2013 2014 Valor Total dos Contratos R$ 419.774.572,10 R$ 954.372.720,42 R$ 644.377.293,04

Fonte: PETROBRAS

c) Endereço eletrônico na Internet no qual possam ser obtidas as informações e

documentos relacionados a aquisições e contratações de bens e serviços e de patrocínios, em observância da Lei 9.755/1998 e da Instrução Normativa TCU 28/1999.

As informações e documentos relacionados a aquisições e contratações de bens e serviços e de patrocínios podem ser obtidos através do Portal de Transparência da Petrobras, no endereço eletrônico: http://sites.petrobras.com.br/minisite/acessoainformacao

6.2. Demonstração, com a identificação do gestor responsável, da correção e tempestividade da inserção das informações referentes a contratos e convênios ou outros instrumentos congêneres respectivamente no Sistema Integrado de Administração de Serviços Gerais – SIASG e no Sistema de Gestão de Convênios, Contratos de Repasse e Termos de Parceria – SICONV, conforme estabelece o art. 17 da Lei 12.708, de 17 de agosto de 2012. Indicar os totais e evolução.

a) identificação do gestor responsável, da correção e tempestividade da inserção das

informações referentes a contratos e convênios ou outros instrumentos congêneres respectivamente no Sistema Integrado de Administração de Serviços Gerais – SIASG e no Sistema de Gestão de Convênios, Contratos de Repasse e Termos de Parceria – SICONV, conforme estabelece o art. 17 da Lei 12.708, de 17 de agosto de 2012.

A interface de envio automático dos contratos e convênios para o SIASG foi completamente desenvolvida e encontra-se operando normalmente, efetuando envios diários através de

134


processamento noturno desde março/2012. São enviados todos os documentos liberados para execução no dia anterior. O gestor responsável pela alimentação do sistema SIASG é o administrador sênior, Márcio Xavier dos Santos, (CPF: 563.276.175-49).

b) Indicar os totais e evolução.

Quadro XXII - Evolução e quantitativos de documentos enviados para o SIASG nos últimos três anos

Ano 2012 2013 2014 Qt. Documentos Enviados 513.060 210.511 194.522

Fonte: PETROBRAS

Obs.: No ano de 2012 foi implantado o envio automático de documentos. O volume maior apresentado neste ano deve-se ao envio de documentos referentes aos anos de 2010 e 2011.


7.1. Informações do Grupo Petrobras sobre número de terceirizados, número de

empregados próprios, número de empregados cedidos e requisitados e empregados admitidos via concurso no respectivo ano, analisando a evolução temporal dos grandes números.

Nosso efetivo não apresentou variações relevantes entre os anos de 2012 e 2013. A redução de 6% apresentada de 2013 para 2014 é explicada pelos desligamentos decorrentes do Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário (PIDV), no Brasil, e pela redução de investimentos, no exterior.

Quadro XXIII - Quadro Demonstrativo de pessoal

Número de empregados 2012 2013 2014 Petrobras Controladora 61.878 62.692 58.618 Controlada e Coligadas – Brasil 15.547 15.903 15.293 Exterior 7.640 7.516 6.997 Total Sistema Petrobras 85.065 86.111 80.908 Cedidos e Requisitados (para fora do grupo) 2012 2013 2014 Cedidos 49 71 55 Requisitados 11 11 1 Admissões via concurso 2012 2013 2014 Petrobras Controladora 2.798 1.674 360 Controlada e Coligadas – Brasil 1.219 492 1.126 Total 4.017 2.166 1.486 Número de terceirizados 2012 2013 2014 Petrobras Controladora 322.720 320.152 263.766 Empresas Controladas 28.803 30.546 18.860 Empresas Controladas (exterior) 8.849 9.482 8.448 Total 360.372 360.180 291.074 Fonte: Formulário de Referência / PETROBRAS

135



8.1. Informações sobre sistemas computacionais que estejam diretamente relacionados aos

macroprocessos finalísticos e objetivos estratégicos da unidade jurisdicionada, contemplando:

a) Relação dos sistemas e a função de cada um deles; b) Eventuais necessidades de novos sistemas informatizados ou funcionalidades, suas

justificativas e as medidas programadas e/ou em curso para obtenção dos sistemas; A Petrobras possui um processo de levantamento de necessidades de Tecnologia da Informação e Comunicação, que termina com a confecção do plano anual de investimentos. Somente após a aprovação do plano de investimentos é que as necessidades são aprovadas para o próximo ano. Desta forma temos a seguinte situação a ser informada: Esclarecemos que existem 3 projetos em execução na TIC para a implantação das 3 necessidades abaixo. O item 1 trata de implantação de novo sistema e os itens 2 e 3 são manutenções evolutivas. Os três itens são relativos a necessidades de 2014 que serão implantadas em 2015.

1. PPO-SGO (Planejamento e Programação da Operação - Sistema de Gestão da Operação do Parque Gerador da Petrobras) - Contratação e implantação;

A gerência de Planejamento e Programação da Operação não possui um sistema unificado de forma a atender suas atividades eficientemente, dificultando a programação integrada da geração de energia e vapor, consumo de combustível, planejamento e acompanhamento das intervenções, acompanhamento da operação em tempo real e apuração dos resultados obtidos, podendo causar dessa forma perda financeira para a Petrobras. Atualmente a gerência utiliza controles manuais, planilhas eletrônicas, e-mail e ligações telefônicas para realizar o controle das operações de energia.

2. Manutenção evolutiva do OGME (Open Utilities- Gestão de Mercados de Energia); Manutenção e melhorias no sistema de informação OGME visando sua adequação às mudanças na regulamentação do mercado de comercialização de energia elétrica

3. Manutenção evolutiva do sistema GTEC (Gestão Telemedição de Energia para Comercializadora);

Desenvolvimento de melhorias no sistema GTEC, visando implementar novos relatórios, correções e interface com a plataforma de integração da CCEE (Câmara de Compensação de Energia Elétrica).

136


c) Relação dos contratos que vigeram no exercício de referencia do relatório de gestão, incluindo a descrição de seus objetos, demonstração dos custos relacionados a cada contrato, dados dos fornecedores e vigência.

As informações dos subitens “a” e “c”, encontram-se no ANEXO IV.


9.1. Informações sobre o tratamento das recomendações e determinações exaradas em

acórdãos do TCU. As informações sobre o tratamento das recomendações e determinações exaradas em acórdãos do TCU, encontram-se no ANEXO V. 9.1.a. Informações sobre o tratamento das recomendações e determinações exaradas em

acórdãos do TCU. As informações sobre o tratamento das recomendações e determinações exaradas em acórdãos do TCU, encontram-se no ANEXO VI. Em razão da divulgação dos dados constantes nesse ANEXO poder gerar riscos à competitividade da Petrobras, e conforme art. 6º, inciso III, 22, 25 da Lei nº 12.527/2011, e, art. 5º, § 1º e 2º, e 6º, inciso I, do Decreto nº 7.724/2012, é requerido o tratamento sigiloso a tais informações e seu não acesso por terceiros.

9.2. Informações sobre o tratamento das recomendações feitas pelo órgão de controle interno a que a unidade jurisdicionada se vincula.

As informações sobre o tratamento das recomendações feitas pelo órgão de controle interno a que a unidade jurisdicionada se vincula encontram-se no ANEXO VII.

9.3. Informações sobre o tratamento de recomendações feitas pela unidade de auditoria interna.

As informações sobre o tratamento das recomendações feitas pela unidade de auditoria interna, encontram-se no ANEXO VIII. Em razão da divulgação dos dados constantes nesse ANEXO poder gerar riscos à competitividade da Petrobras, e conforme art. 6º, inciso III, 22, 25 da Lei nº 12.527/2011, e, art. 5º, § 1º e 2º, e 6º, inciso I, do Decreto nº 7.724/2012, é requerido o tratamento sigiloso a tais informações e seu não acesso por terceiros.

9.4. Informações sobre o cumprimento das obrigações estabelecidas na Lei nº 8.730, de 10 de novembro de 1993, relacionadas à entrega e ao tratamento das declarações de bens e rendas.

A Portaria nº 150/2012 do TCU define que a Petrobras deverá demonstrar, com referência em 31 de dezembro de cada ano, o cumprimento das obrigações fixadas pela Lei nº 8.730/93, de 10 de

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novembro de 1993, que trata da entrega, por parte de ocupantes de funções de confiança, de cópia da Declaração de Bens e Renda (DBR) no decorrer do exercício. A fim de evitar duplicidade, as informações sobre entrega de cópia de DBR em 2015, relativa ao ano base 2014, foram agrupadas de acordo com as três situações geradoras da obrigatoriedade, conforme legislação em vigor:

• Assumiu Função em 2014; • Perdeu Função em 2014; • Assumiu Função antes de 2014 e manteve.

O resultado apurado encontra-se no quadro a seguir:

Quadro XXIV - Quantitativo de declarações de bens e rendas

Contagem de Nome Assumiu Função antes de 2014 e manteve

Assumiu Função em 2014

Perdeu Função em 2014

Total Geral Em %

Entregue 4.604 2.670 59 7.333 63 Pendentes 2.427 1.348 470 4.245 37 Total 7.031 4.018 529 11.579 100

Fonte: PETROBRAS

9.5. Informações sobre as medidas administrativas para apurar responsabilidade por

ocorrência de dano ao Erário, demonstrando os esforços da unidade jurisdicionada para sanar o débito no âmbito interno e também:

a) A quantidade de casos que foram objeto de medidas administrativas internas; b) A quantidade de tomadas de contas especiais cuja instauração foi dispensada nos termos

do art. 6º da IN TCU nº 71/2012; c) A quantidade de tomadas de contas especiais instauradas no exercício, remetidas e não

remetidas ao Tribunal de Contas da União. Respondido no item 9.7

9.6. Em relação à desoneração da folha de pagamento propiciada pelo art. 7º da lei 12.546/2011 e pelo art. 2º do decreto 7.828/2012:

a) Demonstração das medidas adotadas para revisão dos contratos vigentes firmados com

empresas beneficiadas pela referida desoneração, atentando para os efeitos retroativos às datas de início da desoneração, mencionadas na legislação;

Ações concluídas:

- Analisamos as alterações da legislação relacionadas ao tema, criamos um simulador para avaliação do impacto financeiro nos contratos e emitimos orientações às áreas de contratação;

- Efetuamos treinamentos específicos, bem como reuniões técnicas complementares; - Realizamos um workshop direcionado a prestar esclarecimentos às áreas envolvidas,

divulgar a importância do trabalho, a melhor forma de promover o entendimento e

138


estabelecer diretrizes para revisar os contratos assinados e para garantir a aplicação do benefício vigente nas futuras contratações;

- Foram concluídas as negociações de 70 contratos, selecionados inicialmente em função do valor contratado.

Ações em andamento:

- Identificar os instrumentos jurídicos impactados pelas alterações na legislação citada e, mais especificamente, aqueles com potencial de redução de preço – ação em andamento, tem a finalidade de identificar quais os contratos podem ser priorizados para negociação (a avaliação deve considerar o impacto em relação ao total de contratos existentes para cada fornecedor);

- Identificar os valores pagos a maior nos contratos – ação a ser conduzida após o término do mapeamento dos contratos impactados;

- Proceder as negociações, nos casos em que se aplique, para redução de preço e/ou restituição de valores pagos a maior – essa etapa será conduzida após a conclusão das etapas anteriores e adotará como critério os contratos com valores mais relevantes e que apresentem maior potencial de redução de preço contratado.

Cabe ressaltar que essas medidas foram necessárias devido ao número expressivo de contratos mantidos pela companhia e porque a contratação é realizada de forma descentralizada, dificultando o processo de renegociação com as empresas contratadas.

b) Demonstração das iniciativas e dos resultados para a obtenção administrativa do ressarcimento dos valores pagos a maior (elisão do dano) em relação aos contratos já encerrados que foram firmados com empresas beneficiadas pela desoneração;

Resultados obtidos: As negociações alcançaram, até o momento, 113 contratos, o que possibilitou a redução de seus valores em montante da ordem de R$ 131 milhões sobre o valor original de R$ 8.612 milhões.

c) Demonstrativo dos contratos (vigentes e encerrados) afetados pela desoneração, contendo, no mínimo, nome da unidade contratante, número identificador do contrato, nome da empresa contratada, CNPJ da empresa contratada, objeto e vigência do contrato, economia obtida (redução do valor contratual) com a revisão de cada contrato.

Em junho de 2014 foi estruturado, no âmbito do Programa de Otimização de Custos Operacionais - PROCOP, a iniciativa para obtenção de resultados de redução dos custos com a desoneração nos contratos de serviços para operação. No planejamento desta iniciativa foram incluídos contratos de acordo com a análise das diversas áreas da companhia. Dos contratos incluídos no referido planejamento, 43 foram negociados com sucesso, implicando em um ganho total de R$ 17,590 milhões. É importante salientar que o resultado obtido nas tratativas será recuperado nas medições futuras dos respectivos contratos. As informações sobre os contratos contemplados no planejamento, posição atual das negociações e os respectivos resultados encontram-se no ANEXO IX.

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9.7. Demonstração de adoção de medidas administrativas para apurar responsabilidade por ocorrência de dano ao Erário, especificando os esforços da unidade jurisdicionada para sanar o débito no âmbito interno, e também:

a) Demonstração da estrutura tecnológica e de pessoal para a gestão da fase interna das

TCE; b) Quantidade de fatos que foram objeto de medidas administrativas internas no exercício

de referência; c) Quantidade de fatos em apuração que, pela avaliação da unidade, tenham elevado

potencial de se converterem em tomada de contas especial a ser remetida ao órgão de controle interno e ao TCU;

d) Quantidade de fatos cuja instauração de tomada de contas especial foi dispensada nos termos do art. 6º da IN TCU 71/2012;

e) Quantidade de tomadas de contas especiais instauradas no exercício, remetidas e não remetidas ao Tribunal de Contas da União.

Providências adotadas pela companhia em relação aos fatos que apuram responsabilidades por dano ao Erário em relação aos fatos investigados na Operação Lava Jato. Cabe informar que as investigações internas e externas ainda estão em andamento, porém a companhia está tomando as medidas jurídicas necessárias perante as autoridades brasileiras para buscar ressarcimento pelos prejuízos sofridos, incluindo aqueles relacionados à sua reputação. À medida que as investigações da “Operação Lava Jato” resultem em acordos de leniência com os membros do cartel ou acordos de colaboração com indivíduos que concordem em devolver recursos, a Petrobras pode ter direito a receber uma parte de tais recursos. As medidas incluirão também ações cíveis contra membros do cartel, nas quais a Petrobras pode ingressar como autora, e espera fazê-lo. Esses procedimentos cíveis normalmente resultam em três tipos de reparação: danos materiais, multas e danos morais. A companhia teria direito aos danos materiais e, possivelmente, às multas. Uma vez que ingresse como autora nas ações, a companhia também poderá pleitear danos morais. A Petrobras não tolera corrupção ou quaisquer práticas de negócio ilegais por parte de seus fornecedores ou o envolvimento de seus empregados em tais práticas e, dessa forma, vem realizando uma série de ações, tanto no intuito de aprofundar a apuração das irregularidades quanto de melhorar seu sistema de governança corporativa, descritas a seguir:

- A companhia constituiu diversas Comissões Internas de Apuração (CIA) para averiguar ocorrências que possam ser caracterizadas como não conformidades relativas a normas, procedimentos ou regulamentos corporativos e forneceu as descobertas das comissões internas já concluídas às autoridades brasileiras.

As informações sobre Comissões Internas de Apuração (CIA) constituídas, encontram-se no ANEXO X. Em razão da divulgação dos dados constantes nesse ANEXO conter informações empresariais sensíveis cuja divulgação tem o condão de afetar a governança da Petrobras e expor terceiros, cuja intimidade está preservada, nos termos do art. 31 da Lei nº 12.527/2011, além de poder comprometer as atividades de investigação e fiscalização das apurações em andamento, é requerido o tratamento sigiloso a tais informações e seu não acesso por terceiros.

140


- Em 24 e 25 de outubro de 2014 a companhia contratou dois escritórios independentes de

advocacia: o escritório americano, Gibson, Dunn & Crutcher LLP e o escritório brasileiro, Trench, Rossi e Watanabe Advogados para conduzir uma investigação interna independente.

- A companhia tem cooperado totalmente com a Polícia Federal, o Ministério Público Federal, o Poder Judiciário e outras autoridades brasileiras, como o Tribunal de Contas da União – TCU e a Controladoria Geral da União – CGU.

- A companhia constituiu comissões para analisar a aplicação de sanções contra os

fornecedores e empreiteiras (CAASE) e impôs bloqueio cautelar das empresas membros do cartel nos depoimentos que foram tornados públicos.

As informações sobre comissões para analisar a aplicação de sanções contra os fornecedores e empreiteiras (CAASE), encontram-se no ANEXO X. Em razão da divulgação dos dados constantes nesse ANEXO poder gerar riscos à competitividade da Petrobras, e conforme art. 6º, inciso III, 22, 25 da Lei nº 12.527/2011, e, art. 5º, § 1º e 2º, e 6º, inciso I, do Decreto nº 7.724/2012, é requerido o tratamento sigiloso a tais informações e seu não acesso por terceiros. A Companhia elaborou e adotou um conjunto de medidas para o aprimoramento da governança, controle e gestão de riscos, documentadas em Padrões e Atas da Diretoria e do Conselho de Administração que estipulam os procedimentos, métodos, competências e demais instruções para integrar tais medidas às práticas da companhia. A companhia instituiu o cargo de Diretor de Governança, Risco e Conformidade, com a missão de assegurar a conformidade processual e mitigar riscos em suas atividades, incluindo os de fraude e corrupção. As matérias a serem submetidas à deliberação da Diretoria deverão contar, necessariamente, com prévia manifestação favorável desse Diretor quanto à governança, gestão de riscos e conformidade dos procedimentos. Em 13 de janeiro de 2015, o Conselho de Administração aprovou para o cargo de Diretor de Governança, Risco e Conformidade, a indicação de João Adalberto Elek Junior, empossado em 19 de janeiro de 2015, para mandato de três anos, podendo ser renovado, e sua destituição somente pode ocorrer por deliberação do Conselho de Administração que conte com o voto de pelo menos um dos conselheiros eleitos pelos acionistas minoritários ou preferencialistas. Formação de um Comitê Especial para atuar de forma independente e servir como interlocutor entre o Conselho de Administração e os escritórios de advocacia conduzindo as investigações internas independentes. O Comitê Especial é presidido por Ellen Gracie Northfleet, Ministra aposentada do Supremo Tribunal Federal, e composto por Andreas Pohlmann, Chief Compliance Officer da Siemens AG de 2007 a 2010 e pelo Diretor de Governança, Risco e Conformidade, João Adalberto Elek Junior.

141



10.1. Identificação clara e completa dos caminhos, no Portal da entidade na Internet e da

Comissão de Valores Mobiliários – CVM, onde podem ser acessadas as informações sobre os relatórios produzidos pela entidade, tais como: Formulário de Referência, Relatório de Atividade, Relatório de Sustentabilidade, Balanço Social e outros.

Caminhos de acesso : http://www.investidorpetrobras.com.br e http://www.cvm.gov.br/

10.2. Medidas adotadas pelos órgãos ou entidades com vistas ao cumprimento das normas

relativas à acessibilidade, em especial a Lei 10.098/2000, o Decreto 5.296/2004 e as normas técnicas da ABNT aplicáveis.

As medidas adotadas pela companhia em cumprimento às normas de acessibilidade (Lei 10.098/2000, Decreto 5.296/2004 e normas técnicas da ABNT) ,remetem às seguintes ações implementadas nos prédios administrativos e nas áreas operacionais da Petrobras:

• Ajustes em portas; • Sinalizações nos ambientes; • Instalação de corrimãos e rampas foram realizadas de acordo com a capacidade

estrutural dos locais e viabilidade técnica; • Demarcação de faixa de pedestre para travessia de vias das instalações; • Pintura e instalação de placas de identificação visual de estacionamento; • Adaptação da calçada de circulação de pedestres e rebaixamento de calçada com

rampa acessível; • Adequação de instalações sanitárias; e • Criação de vagas adicionais no estacionamento;

Cabe ressaltar que as ações tomadas pela companhia estão em linha com um dos direcionadores corporativos da função de Responsabilidade Social: “Respeitar os direitos humanos nas atividades do Sistema Petrobras e ao longo da sua cadeia produtiva”.


11.1. Informação do endereço na internet onde estão publicadas as demonstrações contábeis

e respectivas notas explicativas, assim como a demonstração de segmentação de negócios, o balanço social e o relatório de sustentabilidade.

http://www.investidorpetrobras.com.br

I tem 12 – Parte C da DN nº 134 DE 4 DE DEZEMBRO 2013 Alterada pela DN nº 139 de 24 de Setembro de 2014

12.1. Outras informações consideradas relevantes pela unidade para demonstrar a

conformidade e o desempenho da gestão no exercício.

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a) “OPERACAO LAVA JATO” E SEUS REFLEXOS NA COMPANHIA O assunto abaixo foi extraído das Demonstrações Financeiras Padronizadas, Notas Explicativas, item 3.

A companhia reconheceu no terceiro trimestre de 2014 uma baixa no montante de R$ 6.194 (R$ 4.788 na Controladora) de gastos capitalizados, referente a valores que a Petrobras pagou adicionalmente na aquisição de ativos imobilizados em períodos anteriores. De acordo com depoimentos obtidos no âmbito de investigações criminais conduzidas pelas autoridades brasileiras, que se tornaram públicos a partir de outubro de 2014, altos executivos da Petrobras entraram em conluio com empreiteiras, fornecedores e outros envolvidos para estabelecer um cartel que, entre 2004 e abril de 2012, sistematicamente impôs gastos adicionais nas compras de ativos imobilizados pela companhia. Dois ex-diretores da companhia 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, os ex-empregados da Petrobras e outros envolvidos no esquema de pagamentos indevidos. A companhia não realizou qualquer pagamento indevido. A Petrobras 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 gastos adicionais ou os períodos em que tais pagamentos adicionais ocorreram. Como resultado, a Petrobras desenvolveu uma metodologia 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 de 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 2014, o Ministério Público Federal concentrou parte de suas investigações em irregularidades envolvendo empreiteiras e fornecedores da 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 2004 e abril de 2012, se organizaram em cartel para obter contratos com a Petrobras, impondo gastos adicionais nestes contratos e utilizando estes valores adicionais para financiar pagamentos indevidos a partidos políticos, políticos eleitos ou

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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 2014, 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 serviços), bem como ex-executivos de empreiteiras e empresas fornecedoras de bens e serviços para a Petrobras foram ou poderão ser denunciados como resultado da investigação. Quando a companhia divulgou suas demonstrações contábeis anuais de 2013 em 27 de fevereiro de 2014, quando divulgou seu Formulário de Referência em maio de 2014 e quando divulgou suas demonstrações contábeis intermediárias do segundo trimestre de 2014 em 8 de agosto de 2014, 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 2014, 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 no item 3.2.3, 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 companhia divulgou suas demonstrações contábeis intermediárias de 30 de setembro de 2014 não revisadas pelos auditores independentes. Estas informações detalharam e corroboraram as

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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. Em seguida, serão discutidas as respostas adotadas pela companhia aos fatos descobertos no âmbito das investigações da “Operação Lava Jato”, além da descrição do esquema de pagamentos indevidos, da questão contábil resultante da descoberta do esquema e da solução adotada pela companhia para contabilizar seus impactos.

• RESPOSTA DA COMPANHIA AS QUESTÕES DESCOBERTAS NAS INVESTIGAÇÕES EM CURSO

As investigações internas e externas ainda estão em andamento, porém a companhia está tomando as medidas jurídicas necessárias perante as autoridades brasileiras para buscar ressarcimento pelos prejuízos sofridos, incluindo aqueles relacionados à sua reputação. À medida que as investigações da “Operação Lava Jato” resultem acordos de leniência com os membros do cartel ou acordos de colaboração com indivíduos que concordem em devolver recursos, a Petrobras pode ter direito a receber uma parte de tais recursos. As medidas incluirão também ações cíveis contra membros do cartel, nas quais a Petrobras pode ingressar como autora, e espera fazê-lo. Esses procedimentos cíveis normalmente resultam em três tipos de reparação: danos materiais, multas e danos morais. A companhia teria direito aos danos materiais e, possivelmente, às multas. Uma vez que ingresse como autora nas ações, a companhia também poderá pleitear danos morais.

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A Petrobras não tolera corrupção ou quaisquer práticas de negócio ilegais por parte de seus fornecedores ou o envolvimento de seus empregados em tais práticas e, dessa forma, vem realizando uma série de ações, tanto no intuito de aprofundar a apuração das irregularidades quanto de melhorar seu sistema de governança corporativa, descritas a seguir: A companhia constituiu diversas Comissões Internas de Apuração (CIA) para averiguar ocorrências que possam ser caracterizadas como não conformidades relativas a normas, procedimentos ou regulamentos corporativos e forneceu as descobertas das comissões internas já concluídas às autoridades brasileiras. Em 24 e 25 de outubro de 2014 a companhia contratou dois escritórios independentes de advocacia: o escritório americano, Gibson, Dunn & Crutcher LLP e o escritório brasileiro, Trench, Rossi e Watanabe Advogados para conduzir uma investigação interna independente. A Companhia tem cooperado totalmente com a Polícia Federal, o Ministério Público Federal, o Poder Judiciário e outras autoridades brasileiras, como o Tribunal de Contas da União – TCU e a Controladoria Geral da União – CGU. A companhia constituiu comissões para analisar a aplicação de sanções contra os fornecedores e empreiteiras (CAASE) e impôs bloqueio cautelar das empresas membros do cartel nos depoimentos que foram tornados públicos. A companhia elaborou e adotou um conjunto de medidas para o aprimoramento da governança, controle e gestão de riscos, documentadas em Padrões e Atas da Diretoria e do Conselho de Administração que estipulam os procedimentos, métodos, competências e demais instruções para integrar tais medidas às práticas da companhia. A companhia instituiu o cargo de Diretor de Governança, Risco e Conformidade, com a missão de assegurar a conformidade processual e mitigar riscos em suas atividades, incluindo os de fraude e corrupção. As matérias a serem submetidas à deliberação da Diretoria deverão contar, necessariamente, com prévia manifestação favorável desse Diretor quanto à governança, gestão de riscos e conformidade dos procedimentos. Em 13 de janeiro de 2015, o Conselho de Administração aprovou para o cargo de Diretor de Governança, Risco e Conformidade, a indicação de João Adalberto Elek Junior, empossado em 19 de janeiro de 2015, para mandato de três anos, podendo ser renovado, e sua destituição somente pode ocorrer por deliberação do Conselho de Administração que conte com o voto de pelo menos um dos conselheiros eleitos pelos acionistas minoritários ou preferencialistas. Formação de um Comitê Especial para atuar de forma independente e servir como interlocutor entre o Conselho de Administração e os escritórios de advocacia conduzindo as investigações internas independentes. O Comitê Especial é presidido por Ellen Gracie Northfleet, Ministra aposentada do Supremo Tribunal Federal, e composto por Andreas Pohlmann, Chief Compliance Officer da Siemens AG de 2007 a 2010 e pelo Diretor de Governança, Risco e Conformidade, João Adalberto Elek Junior.

• DESCRIÇÃO DO ESQUEMA DE PAGAMENTOS INDEVIDOS E SEUS 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

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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. O item 5.8 das Notas Explicativas - Ajustes decorrentes da Operação Lava Jato - apresenta uma análise de alternativas, consideradas como possíveis substitutas à mensuração dos valores exatos a serem ajustados, que foram rejeitadas pela companhia.

• 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 gastos adicionais no âmbito de contratos para a construção de ativos e fornecimento de bens e serviços à companhia e utilizaram os valores pagos a mais pela Petrobras 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 pela Petrobras 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 Petrobras 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.

• 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 gastos 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 que incorporaram gastos adicionais foram feitos. A Petrobras 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 da Petrobras pelos membros do cartel não

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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 acima indicados. 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, sob a direção do Comitê Especial mencionado no item 3.1, porém a investigação interna independente 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 da 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 investigados e não de obter de forma detalhada o montante exato dos gastos adicionais que foram cobrados da Petrobras pelos membros do cartel ou os valores utilizados por essas empresas 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 (descrita no item 3.2.3). No escopo dessas ações também não é esperado que se produza um detalhamento completo de todos os pagamentos indevidos, mesmo após o longo período de tempo que as investigações conduzidas pelas autoridades brasileiras podem levar. Adicionalmente, a legislação brasileira não permite, de forma ampla, 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 gastos adicionais aplicado pelos fornecedores sobre o valor total dos contratos no escopo do esquema para financiar pagamentos indevidos.

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• ABORDAGEM ADOTADA PARA AJUSTE DE ATIVOS AFETADOS PELOS GASTOS ADICIONAIS

Devido à impraticabilidade de identificação dos períodos e montantes de gastos adicionais incorridos pela companhia, a Petrobras utilizou todo o conjunto de informações disponíveis (descrito anteriormente) para quantificar o impacto do esquema de pagamentos indevidos. Quando a companhia divulgou suas demonstrações contábeis intermediárias do terceiro trimestre de 2014, não revisadas pelos auditores independentes, ainda não tinha informações com suficiente robustez para embasar os ajustes em suas demonstrações contábeis. Isso ocorreu em função de diversos documentos, cuja existência era de conhecimento da companhia, porém ainda não haviam sido tornados públicos, com destaque para os depoimentos prestados 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 ajuizou ações de improbidade administrativa contra 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 pela Petrobras 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 em decorrência do esquema de pagamentos indevidos não deveria ter sido capitalizada. Os depoimentos identificaram 27 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 2004 e abril de 2012. A companhia também avaliou a possibilidade de o esquema ter impactado períodos anteriores a 2004. No entanto, além dos depoimentos não sugerirem que o esquema acontecesse antes de 2004, o impacto de eventuais valores adicionais cobrados na aquisição de bens e serviços anteriormente a 2004 não seria material, uma vez que a maior parte do saldo atual do ativo imobilizado da companhia foi construída entre 2004 e 2014 (o saldo do ativo imobilizado era de R$ 67 bilhões em 31 de dezembro de 2003) e que os ativos existentes em 2003 estão substancialmente depreciados em 2014.

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Em suma, com base nas informações descritas anteriormente, a companhia concluiu que a parcela dos gastos 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 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 do passo (2), incluindo também os aditivos aos contratos originalmente assinados entre 2004 e abril de 2012. Em seguida, foram identificados os ativos imobilizados aos quais estes contratos se relacionam.

4) Identificação dos pagamentos: foi calculado o valor total dos contratos referidos 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 gastos adicionais impostos sobre o montante total dos contratos identificados.

O cálculo considerou todos os valores registrados nos registros contábeis da companhia entre 2004 e setembro de 2014, referentes aos contratos inicialmente firmados entre 2004 e abril de 2012, bem como quaisquer aditivos firmados entre as empresas do sistema Petrobras e os membros do cartel (individualmente ou em consórcio). Esse escopo amplo de contratos foi adotado para gerar a melhor estimativa dos gastos 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 gastos adicionais impostos por essas empresas para financiar pagamentos indevidos, realizados por elas, não 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 companhia possui diversos projetos em construção cujo contrato original foi assinado entre 2004 e abril de 2012. 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

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seja, incluindo pagamentos que ainda serão incorridos em períodos futuros. Como é impraticável alocar os gastos 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 (2006 a 2011), 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 baixa de créditos fiscais existentes e uma 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 do terceiro trimestre de 2014, 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. Além disso, a companhia avaliou, através de duas hipóteses, a materialidade do impacto do esquema de pagamentos indevidos em informações financeiras de períodos anteriores que são apresentadas para fins comparativos. Uma das hipóteses foi considerar que a alocação dos gastos adicionais impostos pelos fornecedores tivesse sido ao longo do tempo e, consequentemente, capitalizada, na mesma proporção em que a companhia pagou os valores no âmbito dos contratos impactados, ou seja, como se ocorressem em uma base pro rata. A outra hipótese foi considerar que os pagamentos indevidos fossem realizados de forma integral no momento em que os contratos foram assinados. Em nenhum dos casos, realizar a baixa dos gastos adicionais capitalizados indevidamente impactaria de forma material os períodos anteriores apresentados para fins comparativos. 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 Petrobras 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 ativolegislação 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 considesocial. Como resultado, em 30 de setembro de 2014, não era possível para a que poderiam ser considerados como despesas dedutíveis ou o prazo em que 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 informaçõbrasileiras, 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) podeesta expectativa, a adicionais e avaliará seu potencial impacto sobre os ajustes realizados. O efeito tseguir:

A companhia fez uma análise de sensibilidade, considerando que aproximadamente 26% das baixas de gastos adicionais capitalizados indevidamente estão relacipor impairment no quarto trimestre de 2014. Excluindo esses ativos, um aumento ou redução de 1% no percentual aplicável de gastos adicionais impostos pelos fornecedores ocasionaria um aumento ou redução de R$ 1.479 nos v No entanto, conforme indicado anteriormente, a adequadas à apuração dos impactos do esquema de pagamentos indevidos e não tem evidências que indiquem a possibilidade de qualquer diferençabaixados.

Conforme mencionado anteriormente, a Petrobras 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 ativolegislação 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 conside

Como resultado, em 30 de setembro de 2014, não era possível para a que poderiam ser considerados como despesas dedutíveis ou o prazo em que compensados. Desta forma, não foi constituído imposto de renda diferido sobre os pagamentos indevidos.

ompanhia considerou cuidadosamente todas as informações disponíveis e, conforme indicado anteriormente, não acredita que novas informaçõbrasileiras, 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) podeesta expectativa, a adicionais e avaliará seu potencial impacto sobre os ajustes realizados.

O efeito total dos ajustes apurados, conforme descrito acima, por Área de Negócio, é apresentado a

ompanhia fez uma análise de sensibilidade, considerando que aproximadamente 26% das baixas de gastos adicionais capitalizados indevidamente estão relacipor impairment no quarto trimestre de 2014. Excluindo esses ativos, um aumento ou redução de 1% no percentual aplicável de gastos adicionais impostos pelos fornecedores ocasionaria um aumento ou redução de R$ 1.479 nos v

No entanto, conforme indicado anteriormente, a adequadas à apuração dos impactos do esquema de pagamentos indevidos e não tem evidências que indiquem a possibilidade de qualquer diferençabaixados.

Conforme mencionado anteriormente, a Petrobras 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 ativolegislação 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

Como resultado, em 30 de setembro de 2014, não era possível para a que poderiam ser considerados como despesas dedutíveis ou o prazo em que compensados. Desta forma, não foi constituído imposto de renda diferido sobre os pagamentos

ompanhia considerou cuidadosamente todas as informações disponíveis e, conforme indicado anteriormente, não acredita que novas informaçõbrasileiras, 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.

otal dos ajustes apurados, conforme descrito acima, por Área de Negócio, é apresentado a

ompanhia fez uma análise de sensibilidade, considerando que aproximadamente 26% das baixas de gastos adicionais capitalizados indevidamente estão relacipor impairment no quarto trimestre de 2014. Excluindo esses ativos, um aumento ou redução de 1% no percentual aplicável de gastos adicionais impostos pelos fornecedores ocasionaria um aumento ou redução de R$ 1.479 nos valores das baixas.

No entanto, conforme indicado anteriormente, a adequadas à apuração dos impactos do esquema de pagamentos indevidos e não tem evidências que indiquem a possibilidade de qualquer diferença

Conforme mencionado anteriormente, a Petrobras 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 ativolegislação 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

radas despesas dedutíveis para fins de imposto de renda e contribuição


ompanhia considerou cuidadosamente todas as informações disponíveis e, conforme indicado anteriormente, não acredita que novas informaçõbrasileiras, 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

rão impactar ou mudar de forma relevante a metodologia adotada. Não obstante ompanhia monitorará continuamente as investigações para obter informações

adicionais e avaliará seu potencial impacto sobre os ajustes realizados.


ompanhia fez uma análise de sensibilidade, considerando que aproximadamente 26% das baixas de gastos adicionais capitalizados indevidamente estão relacipor impairment no quarto trimestre de 2014. Excluindo esses ativos, um aumento ou redução de 1% no percentual aplicável de gastos adicionais impostos pelos fornecedores ocasionaria um aumento

alores das baixas.

No entanto, conforme indicado anteriormente, a adequadas à apuração dos impactos do esquema de pagamentos indevidos e não tem evidências que indiquem a possibilidade de qualquer diferença

Conforme mencionado anteriormente, a Petrobras 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 ativolegislação 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



ompanhia 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




ompanhia fez uma análise de sensibilidade, considerando que aproximadamente 26% das baixas de gastos adicionais capitalizados indevidamente estão relacipor impairment no quarto trimestre de 2014. Excluindo esses ativos, um aumento ou redução de 1% no percentual aplicável de gastos adicionais impostos pelos fornecedores ocasionaria um aumento

alores das baixas.

No entanto, conforme indicado anteriormente, a companhia entende que utilizou as premissas mais adequadas à apuração dos impactos do esquema de pagamentos indevidos e não tem evidências que indiquem a possibilidade de qualquer diferença material com relação aos valores que foram

RELATÓRIO DE

Conforme mencionado anteriormente, a Petrobras 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 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



ompanhia considerou cuidadosamente todas as informações disponíveis e, conforme indicado es 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




ompanhia fez uma análise de sensibilidade, considerando que aproximadamente 26% das baixas de gastos adicionais capitalizados indevidamente estão relacionadas a ativos que sofreram baixas por impairment no quarto trimestre de 2014. Excluindo esses ativos, um aumento ou redução de 1% no percentual aplicável de gastos adicionais impostos pelos fornecedores ocasionaria um aumento

ompanhia entende que utilizou as premissas mais adequadas à apuração dos impactos do esquema de pagamentos indevidos e não tem evidências que

material com relação aos valores que foram

RELATÓRIO DE

Conforme mencionado anteriormente, a Petrobras acredita que, de acordo com o IAS 16, os valores que foram pagos a mais em decorrência do referido esquema de pagamentos indevidos não

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


Como resultado, em 30 de setembro de 2014, não era possível para a companhia estimar os valores que poderiam ser considerados como despesas dedutíveis ou o prazo em que compensados. Desta forma, não foi constituído imposto de renda diferido sobre os pagamentos






ompanhia fez uma análise de sensibilidade, considerando que aproximadamente 26% das baixas onadas a ativos que sofreram baixas

por impairment no quarto trimestre de 2014. Excluindo esses ativos, um aumento ou redução de 1% no percentual aplicável de gastos adicionais impostos pelos fornecedores ocasionaria um aumento







ompanhia estimar os valores que poderiam ser considerados como despesas dedutíveis ou o prazo em que compensados. Desta forma, não foi constituído imposto de renda diferido sobre os pagamentos









151

GESTÃO 2014




ompanhia 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









151

GESTÃO 2014




ompanhia estimar os valores poderiam ser

compensados. Desta forma, não foi constituído imposto de renda diferido sobre os pagamentos









152


• MUDANÇAS NO CONTEXTO ATUAL DOS NEGÓCIOS Mudanças no contexto dos negócios da companhia e o impacto da “Operação Lava Jato” estimularam uma revisão das perspectivas futuras da companhia e, consequentemente, levaram à necessidade de redução do ritmo de seus investimentos. A capacidade de a companhia investir seus recursos disponíveis tem sido limitada em função da redução das receitas operacionais esperadas no futuro devido ao declínio dos preços do petróleo e em função da desvalorização do Real, que faz com que a necessidade de caixa para cumprir com o serviço de suas dívidas em moeda estrangeira no curto prazo aumente. Por diversas razões, incluindo o ambiente político e econômico atual do Brasil, a Petrobras não tem sido capaz de acessar o mercado de capitais. Outras fontes de financiamento disponíveis são limitadas e, de qualquer forma, seriam insuficientes para corresponder às suas necessidades de investimento. A companhia também enfrenta uma carência de fornecedores e empreiteiras qualificados, como resultado das restrições criadas para os fornecedores como reflexo das investigações da “Operação Lava Jato”. Como resultado, a companhia recentemente decidiu postergar ou suspender a conclusão de alguns ativos e projetos incluídos em seu orçamento de capital que contribuem pouco para sua geração de caixa operacional e que foram impactados por complicações decorrentes de insolvência das empreiteiras e fornecedores, além da carência de fornecedores qualificados disponíveis (como reflexo das investigações da “Operação Lava Jato” ou por outros motivos). Essas mudanças tiveram um impacto significativo no teste de impairment da companhia, conforme descrito na nota explicativa 14 - Redução ao valor recuperável dos ativos (Impairment).

• INVESTIGAÇÕES ENVOLVENDO A COMPANHIA A Petrobras não é um dos alvos das investigações da “Operação Lava Jato”. Em 21 de novembro de 2014, a Petrobras recebeu uma intimação (subpoena) da Securities and Exchange Commission (SEC) requerendo documentos relativos à companhia. A companhia tem atendido às solicitações oriundas da subpoena e pretende continuar contribuindo, em conjunto com os escritórios de advocacia brasileiro e norte-americano contratados para realizar uma investigação interna independente.

• AÇÕES JUDICIAIS ENVOLVENDO A COMPANHIA A nota explicativa 30 - Processos judiciais e contingências - apresentam informações sobre as ações coletivas (class actions) e outros processos judiciais da companhia.

b) INFORMAÇÕES RELATIVAS AOS PROCESSOS MODIFICADORES. Informações sobre empresas que sofreram processo modificador no exercício de 2014 e estão dispensadas de constituição de processo de contas extraordinárias conforme artigo 6º IN TCU 63/2010

153


Tabela XVII - EMPRESAS COM PROCESSOS MODIFICADORES OCORRIDOS EXERCÍCIO 2014

Nome completo: INNOVA S.A.

Sigla: INNOVA

Sede: Estrada BR 386 - Rodovia Tabai-Canoas - Km 419 - Polo Petroquímico de Triunfo (RS), CEP 95853-000

Data de constituição: 28/4/1997

Objeto social:

(a) produção, comercialização, importação e exportação de Etilbenzeno, Estireno e Poliestireno, seus derivados e correlatos, incluindo, mas não se limitando, a fontes renováveis, de sua fabricaçãoou de terceiros;(b) a comercialização, importação e exportação das matérias primas para a produção descrita na alínea "a" acima;(c) a operação de plantas petroquímicas para produção dos descritos na alínea "a" acima;(d) a prestação de serviços técnicos e industriais relacionados ás atividades mencionadas nos itens acima;(e) a participação direta ou indireta em outras sociedades petroquímicas e em quaisquer outras sociedades que se façam necessárias para o cumprimento do objeto social da INNOVA.

Tipo de processo modificador: Alienação.

Ato que determinou o processo modificador: ASSEMBLEIA GERAL EXTRAORDINÁRIA.

Data do ato que determinou o processo modificador: 30/9/2013.

Motivadores do processo modificador:

Conforme divulgado pelo Fato Relevante de 16/08/2013, esta operação foi realizada no âmbito do Programa de Desinvestimento da Petrobras (PRODESIN), previsto no Plano de Negócios e Gestão da empresa 2013-2017.

Data do efetivo encerramento: 31/10/2014 (Assinatura do Termo de Fechamento da operação, após a aprovação no CADE em 01/10/2014).

Composição Societária (controladores): 100%. Fonte: PETROBRAS

154


Tabela XVIII - EMPRESAS COM PROCESSOS MODIFICADORES OCORRIDOS EXERCÍCIO 2014

Nome completo: PETROBRAS ENERGIA PERU S.A.

Sigla: PEP.

Sede: Peru.

Data de constituição: 17/10/1996.

Objeto social:

Explorar, detectar, sondar e perfurar poços de petrolíferos e de qualquer outra natureza como assim também, operar em atividades vinculadas com a mineração em geral, comprar, vender e explorar equipamentos de perfuração, suas partes e acessórios e celebrar qualquer contrato, ato e operações que se vinculem com a mineração, elaborar, processar, industrializar, comprar, vender, importar, exportar e transportar produtos próprios ou de terceiros vinculados com os hidrocarbonetos, sejam líquidos, sólidos ou gasosos, celebrar todo tipo de contrato de obras e/ou serviços vinculados às atividades anteriores.

Tipo de processo modificador: Venda.

Ato que determinou o processo modificador: Ata de Assembleia.


Motivadores do processo modificador: Processo de Desinvestimento.

Data do efetivo encerramento: 06/11/2014.

Composição Societária (controladores): 99,79% PVIE e 0,21% PIB BV. Fonte: PETROBRAS

Tabela XIX - EMPRESAS COM PROCESSOS MODIFICADORES OCORRIDOS

EXERCÍCIO 2014 Nome completo: PETROBRAS COLOMBIA LTD.

Sigla: PEC.

Sede: Reino Unido.


Objeto social: Desenvolver atividades nas diversas áreas da indústria do petróleo.

Tipo de processo modificador: Venda.

Ato que determinou o processo modificador: Ata de Assembleia.


Motivadores do processo modificador: Processo de Desinvestimento.

Data do efetivo encerramento: 30/4/2014.

Composição Societária (controladores): 100% PIB BV. Fonte: PETROBRAS

155


Tabela XX - EMPRESAS COM PROCESSOS MODIFICADORES OCORRIDOS EXERCÍCIO 2014

Nome completo: TRANSIERRA S.A.

Sigla: Transierra

Sede: Santa Cruz de La Sierra - Bolívia


Objeto social: Transporte de hidrocarbonetos por dutos.

Tipo de processo modificador: Venda

Ato que determinou o processo modificador: Ata de Assembleia

Data do ato que determinou o processo modificador: 15/7/2014

Motivadores do processo modificador: Lei de Empresa Publica na Bolívia datada de 26/12/2013 - 2o. Paragrafo, item IV do Artigo Terceiro.

Data do efetivo encerramento: 29/7/2014

Composição Societária (controladores): 44,50% PEBIS, 44,50% Andina e 11% Total E-P Bolívia Fonte: PETROBRAS

Tabela XXI - EMPRESAS COM PROCESSOS MODIFICADORES OCORRIDOS

EXERCÍCIO 2014

Nome completo: COMPANHIA LOCADORA DE EQUIPAMENTOS PETROLÍFEROS - CLEP

Sigla: CLEP

Sede: Av. República do Chile, nº 65 - Sala 1004, Rio de Janeiro - RJ


Objeto social:

A companhia tem por objeto social a aquisição de ativos a serem locados à acionistas para utilização, por esta, nos diversos campos explorados para a produção de petróleo e gás natural, incluindo, mas não se limitando a: compra e a importação de equipamentos e matérias em geral, bem como a aquisição de participações em sociedades com o fim último de incorporar tais equipamentos e matérias, em qualquer caso sempre para utilização na produção de petróleo e todas as outras atividades relacionadas. e (b) a prestação e a contratação de serviços relacionados à produção de petróleo e todas as outras atividades relacionadas.

Tipo de processo modificador: Incorporação na PETROBRAS (PETROLEO BRASILEIRO S.A)

Ato que determinou o processo modificador: Assembleia Geral Extraordinária

Data do ato que determinou o processo modificador: 02/04/2014 (Data da AGE de Incorporação da PETROBRAS e da CLEP)

Motivadores do processo modificador: Eliminar o custo de manter a estrutura societária da CLEP e simplificar a gestão do Sistema Petrobras.

Data do efetivo encerramento:

Composição Societária (controladores): 100% - Petróleo Brasileiro S.A. Petrobras Fonte: PETROBRAS

156


Tabela XXII - EMPRESAS COM PROCESSOS MODIFICADORES OCORRIDOS EXERCÍCIO 2014

Nome completo: COMPANHIA DE GÁS DE MINAS GERAIS Sigla: GASMIG Sede: Av. Contorno 6594 - 10º andar - Belo Horizonte - MG Data de constituição: 15/7/1986

Objeto social: Aquisição, Armazenamento, Transporte, Transmissão , Distribuição e Comercialização de Gás em MG

Tipo de processo modificador: Alienação Ato que determinou o processo modificador: Autorização do Conselho de Administração Data do ato que determinou o processo modificador: 18/7/2014

Motivadores do processo modificador: Reestruturação de Portfólio da Petrobras Gás & Energia - PNG 2014-2018


Composição Societária (controladores): CEMIG - 59,58% PETROBRAS 40% - MUNICÍPIO DE BELO HORIZONTE 0,42%

Fonte: PETROBRAS

Tabela XXIII - EMPRESAS COM PROCESSOS MODIFICADORES OCORRIDOS

EXERCÍCIO 2014 Nome completo: BRASIL PCH S.A.

Sigla: BPCH

Sede: Rua São Bento nº 8, 8º andar, Centro do Rio de Janeiro


Objeto social:

Implementação de pequenas centrais hidrelétricas, seja direta ou indiretamente, bem como toda e qualquer atividade que seja relacionada à administração, construção, planejamento, operação e manutenção de PCHs e ao desenvolvimento de projetos de geração de energia elétrica renovável por meio de PCHs.

Tipo de processo modificador: Venda de participação acionária - PRODESIN

Ato que determinou o processo modificador: Assinatura do contrato de compra e venda de ações - CCVA



A alienação em questão fez parte do Programa de Desinvestimento (PRODESIN), criado para atendimento ao Plano de Negócios e Gestão (PNG) da Petrobras 2012-2016, que, na Diretoria de Gás e Energia, identificou a Brasil PCH S.A., como um dos ativos para eventual alienação, e que culminou na celebração do citado CCVA.


Composição Societária (controladores): Chipley SP Participações S.A. - Chipley - 51% e Grupo Original - 49%

Fonte: PETROBRAS

157


Tabela XXIV - EMPRESAS COM PROCESSOS MODIFICADORES OCORRIDOS EXERCÍCIO 2014

Nome completo: TERMOAÇU S.A.

Sigla: Termoaçu

Sede: Rua Ângelo Varela, 1.030, Tirol, Município de Natal, Estado do Rio Grande do Norte.


Objeto social:

(1) Estudar, projetar, construir, instalar, explorar, administrar e ser proprietária de central termelétrica no Vale do Açu; (2) despachar energia elétrica, conforme orientação do Operador do Sistema Elétrico (ONS); (3) comercializar energia elétrica e vapor; (4) prestar atividades e serviço relacionados aos itens 1, 2 e 3, os quais poderão ser conduzidos ou autorizados por qualquer título de direito; (5) construir subsidiárias, incorporar, participar ou representar outra sociedades, comerciais ou civis, nacionais ou estrangeiras, quaisquer que sejam seus objetivos sociais; e (6) praticar todos e quaisquer atos necessários para a mais fiel e cabal realização de seu objeto social.

Tipo de processo modificador: Incorporação pela Petrobras.

Ato que determinou o processo modificador: Assembleia Geral Extraordinária - AGE



Simplificação da estrutura societária da Petrobras; melhor gestão da usina sob forma de ativo, devido à maior flexibilidade operacional; melhora da ambiência organizacional com a absorção dos empregados da empresa incorporada pela Petrobras; eliminação de custos administrativos e de gestão com apuração de demonstrações contábeis, contratação de auditores independentes, registros na Junta Comercial, publicações de demonstrações contábeis e com remuneração de conselheiros.


Composição Societária (controladores): Antes da incorporação: Petrobras S.A. (76,87%) e Neoenergia S.A. (23,13%). Após a incorporação tornou-se um ativo da Petrobras.

Fonte: PETROBRAS

158


Tabela XXV - EMPRESAS COM PROCESSOS MODIFICADORES OCORRIDOS EXERCÍCIO 2014

Nome completo: TERMOCEARÁ LTDA.

Sigla: TCE

Sede: Rodovia CE-422, Km 0, Complexo Portuário de Pecem, Caucaia - Ceará


Objeto social:

(a) A operação e manutenção de uma usina termoelétrica, com o objetivo de produzir, comercializar, adquirir, exportar e importar energia elétrica e vapor de suas instalações, observados os termos e con dições previstas na legislação aplicável; (b) a prestação de serviços relacionados com as atividades de operação e manutenção de máquinas e equipamentos responsáveis pela geração de energia elétrica e vapor de uma usina termoelétrica.

Tipo de processo modificador: Incorporação pela Petrobras

Ato que determinou o processo modificador: Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária - AGE



Simplificação da estrutura societária da Petrobras; Melhor gestão da usina sob forma de ativo, devido à maior flexibilidade operacional; Melhora da ambiência organizacional com a absorção dos empregados das empresas incorporadas pela Petrobras; Eliminação de custos administrativos e de gestão com apuração de demonstrações contábeis, contratação de auditores independentes, registros na junta comercial, publicação de balanços e com remuneração de conselheiros; Ganho econômico-financeiro decorrente de planejamento tributário.


Composição Societária (controladores): 100% - Petrobras Fonte: PETROBRAS

159


Tabela XXVI - EMPRESAS COM PROCESSOS MODIFICADORES OCORRIDOS EXERCÍCIO 2014

Nome completo: USINA TERMELÉTRICA NORTE FLUMINENSE S.A.

Sigla: UTE-NF

Sede: Av. Almirante Barroso, 52, 17º andar, Centro, Rio de Janeiro – RJ


Objeto social:

(a) A realização de estudos, projetos, construção, instalação, operação e exportação de usina termelétrica localizada em área a ser definida, preferencialmente no Estado do Rio de Janeiro, para produção de energia elétrica; (b) a comercialização da energia oriunda de tal usina;e (c) a prestação de serviços técnicos, a celebração de atos de comércio relacionados às atividades definidas nas alíneas anteriores.

Tipo de processo modificador: Venda de participação acionária - PRODESIN

Ato que determinou o processo modificador: Assinatura do contrato de compra e venda de ações - CCVA



A alienação em questão fez parte do Programa de Desinvestimento (PRODESIN), criado para atendimento ao Plano de Negócios e Gestão (PNG) da Petrobras 2012-2016, que, na Diretoria de Gás e Energia, identificou a Usina Termelétrica Norte Fluminense S.A., como um dos ativos para eventual alienação, e que culminou na celebração do citado CCVA.


Composição Societária (controladores): Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) 10% - EDF INTERNATIONAL - 90%

Fonte: PETROBRAS


ANEXO I

Informações sobre o planejamento da Unidade e os programas temáticos, objetivos e iniciativas do PPA.

Prestação de Contas da Petrobras Parte C – Unidades Jurisdicionadas com Relatórios de

Gestão Customizados Item 3 – Planejamento e Resultados Alcançados

PETROLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS 2 Informações sobre a Gestão Rio de Janeiro jun. 2015

S U M Á R I O

1.1 Informações sobre o planejamento da Unidade................................................................................. 3

1.1.1 Descrição sintética dos planos estratégico, tático e operacional que orientam a atuação

da unidade ............................................................................................................................................ 3

1.1.2 Principais objetivos estratégicos da entidade para o exercício de 2014, as estratégias

adotadas para sua realização e para o tratamento dos riscos envolvidos e a contextualização

dentro do seu Plano de Negócios ......................................................................................................... 4

1.2 Informações sobre os resultados da atuação da entidade em relação ao Plano Plurianual -

PPA ........................................................................................................................................................... 7

Programa Temático 2022 – Combustíveis ................................................................................... ........8

Objetivo 0054 ...................................................................................................................................... 8

Objetivo 0185 .................................................................................................................................... 32

Objetivo 0186 .................................................................................................................................... 37

Programa Temático 2033 – Energia Elétrica .................................................................................... 71

Objetivo 0023 .................................................................................................................................... 71

Objetivo 0025 .................................................................................................................................... 75

Objetivo 0048 .................................................................................................................................... 76

Objetivo 0437 .................................................................................................................................... 77

Programa Temático 2053 – Petróleo e Gás ....................................................................................... 80

Objetivo 0057 .................................................................................................................................... 80

Objetivo 0063 .................................................................................................................................. 129

Programa Temático 2055 – Desenvolvimento Produtivo ................................................................ 134

Objetivo 0856 .................................................................................................................................. 134

Programa de Gestão e Manutenção de Infraestrutura de Empresas Estatais Federais ..................... 151


1 PLANEJAMENTO E RESULTADOS ALCANÇADOS.

1.1 Informações sobre o planejamento da Unidade

1.1.1 Descrição sintética dos planos estratégico, tático e operacional que orientam a atuação

da unidade Em 25 de fevereiro de 2014, foi aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras o Plano Estratégico (PE) 2030, assim como seu desdobramento no curto e médio prazo, traduzido no Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2014-2018. O Plano Estratégico 2030 começou a ser elaborado em 2013 e teve vários motivadores que apontavam para a necessidade de ser aprovado um novo Plano. Podemos apontar como pontos importantes, os seguintes motivos: • A mudança do marco regulatório no Brasil, posterior à aprovação do último Plano Estratégico,

que data de 2007, com a criação dos regimes de Cessão Onerosa e de Partilha, assim como o crescimento da produção americana de shale gas e tight oil e a crise econômica mundial de 2008.

• A perspectiva de elevação da produção de petróleo após 2020 a requerer, além do

desenvolvimento do potencial exploratório existente já em 2013, a incorporação de áreas adquiridas em novos BIDs (Concessão e Partilha).

• Conhecimento maior do Pré-sal e seu alto potencial, tornando-se uma realidade ao bater

sucessivos recordes de produção. Já temos. • A melhor experiência na exploração e produção do Pré-sal e na performance dos reservatórios,

nos trouxe a oportunidade de otimização de custos. • A existência de três marcos regulatórios (Concessão, Cessão Onerosa e Partilha) e a sua

necessária convivência com os negócios de óleo e gás. • O desenvolvimento da política de Conteúdo Local e o seu reflexo sobre a indústria do petróleo. • Perspectiva de crescimento da demanda de derivados de 2,5% a.a de 2014-2018 e de 2,2% a.a

de 2019-2030 (no período 2007-2011 o crescimento da demanda de derivados foi de 4,5% a.a. e da frota de veículos de 7,4% a.a). Naquele momento da elaboração do PE 2030, a expectativa era de um crescimento da frota de veículos de 5,8% no período 2014-2018 e de 4,2% em 2019-2030.

• Perspectiva de evolução do mandato de biodiesel dos até então B5 para B8 até 2018 e B10 até

2023, permanecendo até 2030. • Menor expectativa para expansão do etanol, focada na recuperação da produtividade agrícola.

Crescimento da demanda de etanol de 5,4% a.a no período 2014-2030, sendo atendida, até 2016, por ocupação da capacidade ociosa.


1 1.1.2 Principais objetivos estratégicos da entidade para o exercício de 2014, as estratégias

adotadas para sua realização e para o tratamento dos riscos envolvidos e a contextualização dentro do seu Plano de Negócios.

Os esforços previstos objetivavam maximizar a produção de óleo incrementando produção nos campos, sob titularidade da Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas para viabilizar este intento. Dentro desta perspectiva, a descoberta e apropriação de reservas no País, de modo a manter uma relação reserva/produção superior a 12 anos, se faz compatível com esta intenção. No mesmo diapasão, a intenção de maximizar da recuperação da capacidade de produção de petróleo e gás nas concessões em produção no Brasil e o desenvolvimento da produção do Pólo Pré-sal no Brasil. No que diz respeito ao esforço de Abastecimento, ficou consignada a intenção de suprir o mercado brasileiro de derivados, em sintonia com a sua demanda, através da expansão do parque de refino considerando parcerias nas refinarias já planejadas no PNG 2013-17 e importações para complementar a oferta doméstica Também importa ressaltar a busca para assegurar a melhor alternativa de valor para comercialização do petróleo excedente à capacidade de absorção econômica do refino doméstico. Em Distribuição, firmou-se o compromisso de diligenciar pela manutenção da liderança no mercado doméstico de distribuição de derivados e biocombustíveis, ampliando a agregação de valor e a preferência pela marca Petrobras. Em Gás e Energia, a pretensão firmada no Plano é a de agregar valor ao uso do gás natural na monetização das reservas da Petrobras no Pré-sal e nas bacias interiores, assegurando flexibilidade e confiabilidade no suprimento de gás natural. Quanto à Energia, o intuito é consolidar o negócio de energia elétrica, atuando na geração, de forma integrada, e na comercialização. Em complemento aos compromissos anteriores, também ficou estabelecido o compromisso de se atuar na transformação química agregando valor ao gás natural, priorizando fertilizantes nitrogenados. Especificamente quanto ao negócio de biocombustíveis, o desígnio contido no Plano é o de manter o crescimento em biocombustíveis, etanol e biodiesel, em linha com o mercado doméstico de gasolina e diesel. Finalmente, na Área Internacional, estabeleceu-se a estratégia de atuar em E&P, com ênfase na exploração de óleo e gás na América Latina, África e EUA. Importante ressaltar que no PE 2030, além de se firmar as grandes escolhas das Áreas de Negócios, houve preocupação em se determinar quais seriam os Desafios das Funções Corporativas. Estes se encontram registrados a seguir: Recursos Humanos (RH) Ter modelo de gestão de pessoas inovador e flexível, tendo como base a valorização dos empregados e que contribua para a sustentabilidade da Petrobras. Responsabilidade Social (RS) Assegurar o alinhamento e a integração da responsabilidade social nos processos decisórios e na gestão do negócio.


Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde (SMES) Consolidar as questões de SMES como princípio das operações da Companhia e compromisso permanente da força de trabalho. Tecnologia 4 Manter o sistema tecnológico reconhecido por disponibilizar tecnologias que contribuam para o crescimento sustentável da Companhia. Como grandes marcos que aglutinam todos estes compromissos já destacados acima, o PE 2030 contém a missão, a visão 2030 e os direcionadores corporativos que norteiam a atuação do Sistema Petrobras. A Visão 2030 da Petrobras é: “Ser uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo(1) e a preferida dos seus públicos de interesse”. (1) Métrica: uma das cinco maiores produtoras de petróleo, dentre todas as empresas, com ou sem ações em bolsa. O Plano Estratégico Petrobras 2030 reafirma a Missão da Petrobras: “Atuar na indústria de petróleo e gás de forma ética, segura e rentável, com responsabilidade social e ambiental, fornecendo produtos adequados às necessidades dos clientes e contribuindo para o desenvolvimento do Brasil e dos países onde atua.” Por fim, ressaltamos a importância dos Direcionadores Corporativos, que orientam todas as atividades e negócios da Petrobras: Rentabilidade, Responsabilidade Social e Ambiental e Crescimento Integrado. No que tange ao Plano de Negócios e Gestão 2014-2018, os compromissos ressaltavam a importância dos esforços para a sua financiabilidade e reafirmando a importância do atendimento das metas físicas e financeiras de cada projeto, com expansão dos negócios da Empresa com indicadores financeiros sólidos e priorização dos projetos de exploração e produção de óleo e gás natural no Brasil. Desse modo, ficou estabelecido o total de investimentos a ser realizado e suportado pelo Plano. Estes investimentos se encontram representados abaixo.


Em consequência dos objetivos buscados e em seu apoio, foram criados Programas de Eficiência para evidenciar a intenção de busca do aumento da produtividade em conjunto com parceiros e fornecedores, desenvolvendo novas tecnologias e analisando os processos, de modo a trazer incremento para a produção e aprimorar a busca da redução de custos. Assim, foram incorporados aos últimos Planos de Negócios o PROCOP (Programa de Otimização de Custos Operacionais), o PROEF (Programa de Aumento da Eficiência Operacional), o PRC-Poço (Programa de Redução de Custos de Poços) e o PRC-Sub (Programa de Redução de Custos de Instalações Submarinas. Importante destacar que a meta de 2014 para o PROCOP ficou estabelecida objetivando uma redução de custos de R$ 7,3 bilhões. São várias ações previstas no âmbito de toda a Companhia, inclusive Subsidiárias, detalhando atividades que podem ser otimizadas com melhoria de seus custos. No PROEF, além das unidades do E&P UO-BC e UO-RIO, nos quais já estava sendo feito um esforço para o aumento da sua eficiência operacional (UO-BC previa aumento de 75,4% para 81% e UO-RIO previa aumento de 92,4% para 93,1%). O PRC-Poço, por sua vez, que objetiva reduzir o custo de construção dos poços marítimos por meio de 23 iniciativas associadas a três frentes principais de redução de custos unitários, otimização de escopo e aumento de produtividade, ficou compromisso de ganhos de US$ 458 milhões. Em relação ao PRC-Sub, o objetivo é aumentar a disponibilidade de itens críticos, além da produtividade das embarcações que trabalham na instalação de equipamentos submarinos reduzindo o consumo de materiais e custos unitários, além de aumentar a eficiência da logísitica de suprimento dessas embarcações, que são especializadas neste tipo de trabalhos. A meta para este Programa ficou determinada em US$ 148,3 milhões. A elaboração do Planos Estratégico e de Negócios e Gestão da Petrobras conta com elementos de gestão de riscos, como por exemplo, Análise SWOT, no qual são identificadas Ameaças e Oportunidades para a Companhia. Com base nos objetivos estratégicos previamente definidos, estes elementos permitem identificar vantagens associadas ao negócio da empresa e pontos de atenção a

153,9 (70%)

38,7 (18%(

10,1 (5%) 9,7 (4%)

2,3 (1%)

2,7 (1,2%) 2,2 (1%)

1 ( 0,4%)

Total de Investimentos do PNG 2014-2018 US$ 220,6 bilhões

E&P

Abastecimento

G&E

Internacional

Biocombustíveis

Distribuição

Engenharia, Tecnologia e Materiais

Demais Áreas *

* Área Financeira, Estratégica e Corporativo e de Serviços


serem observados continuamente. Os projetos de investimentos decorrentes do Plano de Negócios e Gestão são aprovados seguindo diretrizes corporativas que incluem, dentre outros requisitos, a apresentação de análises e planos de gestão de risco voltadas à preservação dos objetivos previstos para aquele projeto.

1.2 Informações sobre os resultados da atuação da entidade em relação ao Plano Plurianual - PPA

Com a mudança do modelo de PPA, os Gerentes de Programa e os Coordenadores de Ação, antes responsáveis pelo monitoramento de programas e ações no Sistema de Informações Gerenciais e de Planejamento - SIGPLAN, deixaram de existir. Agora os Programas Temáticos, Metas e Objetivos estão sob gerência dos Ministérios, que são órgãos responsáveis pela condução das políticas públicas de governo. A Petrobras atua, além de outras instituições, para a consecução das metas de alcance nacional indicadas pelo governo, cuja apuração da eficiência/eficácia e efetividade é efetuada pelos órgãos da Administração Direta. Por este motivo as informações lançadas no Sistema Integrado de Planejamento e Orçamento - SIOP que abranjam os objetivos e iniciativas em que o Sistema Petrobras participe recebem insumos da Companhia, pois, os Ministérios responsáveis pelo monitoramento levam em consideração as informações prestadas não só pela Petrobras mas também pelas demais instituições/empresas da Administração Pública Federal. Apura-se e registra-se então as metas alcançadas no período do Plano Plurianual, que são mais abrangentes. No presente documento, estão indicados, além das informações do SIOP, os resultados alcançados pelo Sistema Petrobras no exercício de 2014. Foram utilizados como fonte dos dados, além dos relatórios contábeis, outros documentos internos desenvolvidos pelas Áreas de Negócios na consecução de seus objetivos, divididos por áreas de atuação.


PROGRAMA TEMÁTICO 2022 – COMBUSTÍVEIS

Objetivo 0054

IDENTIFICAÇÃO DO OBJETIVO

Descrição Expandir e modernizar o parque nacional de refino e adequar a infraestrutura industrial no exterior, de modo a buscar atender integralmente o mercado interno de combustíveis com padrões de qualidade adequados e possibilitar seu comércio internacional.

Código 0054 Órgão 32000 – Ministério de Minas e Energia

Programa Combustíveis Código 2022

METAS QUANTITATIVAS NÃO REGIONALIZADAS

Sequencial Descrição da Meta Unidade medida a)Prevista 2015 b)Realizada

em 2014 c)Realizada

até 2014 d)% Realização

(c/a)

01 Expandir a capacidade nacional de produção de derivados de petróleo para atendimento do mercado interno, de modo a

processar 2.205.000 bpd

Barris por dia (bpd)

2.205.000 2.106.074 2.106.074,10

95,50%

02 Produzir, em padrões adequados de qualidade: - 68 mil m³/dia de óleo diesel S-10 - 18 mil m³/dia

de óleo diesel S-500 - 66 mil m³/dia de gasolina S-50

m³/dia de óleo

diesel

S-10: 68 mil S-500: 18 mil S-50: 66 mil

S-10: 23,16mil S-500:

100,59mil S50 -78,55mil

S-10: 23,16mil S-500:

100,59mil S50 -

78,55mil

S-10: 34,06% S-500: 558,83% S-50: 119,02%

METAS QUANTITATIVAS REGIONALIZADAS


em 2014 c)Realizada


(c/a) 03 Expandir a capacidade nacional

de produção de derivados de petróleo para atendimento do mercado interno, de modo a

produzir 30 mil m³/dia de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP)

m³/dia de Gás

Liquefeito de

Petróleo (GLP)

30 mil 20,74 20,74 69,13%

Regionalização da Meta Unidade medida a)Prevista 2015 b)Realizada

em 2014 c)Realizada


(c/a) Nordeste 4 mil 3,16 3,16 79%

Sudeste 21 mil 13,01 13,01 62%

Sul 4 mil 4,42 4,42 111%

Norte 1 mil 0,21 0,21 21%


em 2014 c)Realizada



de produção de derivados de petróleo para atendimento do mercado interno, de modo a produzir 62 mil m³/dia de

gasolina)

m³/dia de gasolina

62 mil 78,55mil 78,55mil 127%



em 2014 c)Realizada


(c/a) Norte 2 mil 1,09 1,09 55%

Nordeste 8 mil 10,83 10,83 135%

Sudeste 39 mil 49,94 49,94 128%

Sul 13 mil 16,71 16,71 129%


em 2014 c)Realizada



de produção de derivados de petróleo para atendimento do mercado interno, de modo a

produzir 152 mil m³/dia de óleo diesel

m³/dia de óleo

diesel

152 mil 135,60 mil 135,60 mil 89%


em 2014 c)Realizada


(c/a) Norte 3 mil 2,28 2,28 76%

Nordeste 39 mil 17,77 17,77 46%

Sudeste 85 mil 86,27 86,27 101%

Sul 25 mil 29,28 29,28 117%


em 2014 c)Realizada



de produção de derivados de petróleo para atendimento do mercado interno, de modo a produzir 21 mil m³/dia de

Querosene de Aviação (QAV)

m³/dia de Querosen

e de Aviação (QAV)

21 mil 16,68 mil 16,68 mil 79%


em 2014 c)Realizada


(c/a) Nordeste 2 mil 1,09 1,09 55%

Sudeste 16 mil 13,55 13,55 85%

Sul 2 mil 1,56 1,56 78%

Norte 1 mil 0,48 0,48 48% Análise Situacional A área de refino, situada entre a produção e distribuição na cadeia de petróleo e derivados, é considerada estratégica na cadeia de valor agregado da indústria petrolífera. A atividade de Refino vem acompanhando de perto as tendências mundiais e as necessidades sociais, com vistas à adequar o novo modelo de mercado do setor petrolífero nacional. Nesse sentido, merecem destaque as projeções feitas pelo Governo, que apontam aumento de excedentes de petróleo nacional com o desenvolvimento do pré-sal e crescimento da demanda por alguns derivados ainda dependentes de importação. Entre os pontos mais significativos, estão as tendências de aumento expressivo da demanda de óleo diesel e de querosene de aviação – QAV, por conta a forte expansão do transporte aéreo. Os desafios de processar a crescente produção de óleo pesado brasileiro, de priorizar a produção em maior quantidade de derivados leves e médios e de aprimorar a qualidade dos combustíveis produzidos vêm sendo vencidos com investimentos e grandes avanços tecnológicos. O parque nacional de refino se encontra em processo de expansão e modernização, e os investimentos de qualidade, conversão e modernização abrangem todas as refinarias brasileiras, com destaque para a entrada em operação da Refinaria do Nordeste – RNEST, em dezembro/14.

.


Identificação da Ação Código 4864 Tipo: Atividade Título Adequação da Infraestrutura Industrial no Exterior

Iniciativa 004D - Desenvolvimento de mercados de combustíveis no exterior

Objetivo

Expandir e modernizar o parque nacional de refino e adequar a infraestrutura industrial no exterior, de modo a buscar atender integralmente o mercado interno de combustíveis com padrões de qualidade adequados e possibilitar seu comércio internacional.

Código: 0054

Programa Combustíveis Código: 2022 Tipo: Finalístico Unidade Orçamentária 32287 - Petrobras International Braspetro B.V. - PIB BV

Ação Prioritária ( x ) Sim ( )Não Caso positivo: ( )PAC ( ) Brasil sem Miséria ( x ) Outras

Execução Financeira e Física Execução Orçamentária e Financeira Execução Física – Meta

Dotação Inicial Dotação Final

Valor Realizado Descrição da Meta Unidade de

medida Previst

o Reprogramad

o Realizado

109.861.000 454.990.000

345.281.289 N/A N/A N/A N/A N/A

Análise Situacional Os projetos alocados a esta ação constituem os ativos de refino e de distribuição internacionais da Companhia, os quais recebem investimentos que permitem a operacionalização da infraestrutura com segurança, eficiência e manutenção dos níveis de produção. Estes ativos têm sido monitorados periodicamente, em conjunto com as variáveis atuantes em seus ambientes de negócio, de forma a permitir ações que proporcionem as adaptações necessárias para que mantenham os padrões requeridos aos projetos escolhidos pela Companhia, para compor sua carteira de investimentos.

• Execução das metas: A alocação dos recursos nesta ação está concentrada nos ativos de refino dos EUA, Argentina e Japão, além dos ativos de distribuição de combustíveis e derivados na Argentina (262 estações de serviços), Chile (269 estações de serviços), Colômbia (113 estações de serviços), Paraguai (176 estações de serviços) e Uruguai (87 estações de serviços).

A baixa realização orçamentária deve-se ao adiamento para 2015, de investimentos inicialmente planejados para 2014 na refinaria dos EUA, de forma a manter o nível de processamento da refinaria e assim, proporcionar o aproveitamento dos baixos preços de petróleo, que geram melhores resultados financeiros. Por outro lado, se investiu na implementação da primeira fase da recuperação da unidade de tratamento de querosene de aviação, permitindo a retomada de sua produção e a captação de melhores margens de comercialização. Também houve investimentos em manutenção da tancagem e sistemas de controle e automação, além da parada programada da unidade de alquilação, de forma a preservar a confiabilidade de suas operações.

Os indicadores operacionais de produção dos segmentos se mantiveram dentro dos limites planejados, destacando-se o volume de óleo e produtos intermediários processados pela refinaria dos EUA, para permitir o aproveitamento financeiro já citado, bem como no segmento de distribuição, a redução de 5% nos volumes de combustíveis e derivados comercializados frente ao que havia sido planejado para o ano, na Argentina, Chile e


Colômbia, em decorrência de menor demanda por combustíveis e atraso na concessão para abertura de novas estações de serviços na Colômbia e Chile.

• Fatores intervenientes: Podem ser citados como fatores intervenientes, a degradação da situação econômica de alguns dos países de atuação, além da migração para fontes alternativas de combustíveis.


Identificação da Ação Código 1P65 Tipo: Projeto Título Implantação da Refinaria Abreu e Lima (PE)

Iniciativa 004E - Implantação da Refinaria Abreu e Lima (PE)

Objetivo


Código: 0054

Programa Combustíveis Código: 2022 Tipo: Finalístico Unidade Orçamentária 32230 - Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS

Ação Prioritária ( x ) Sim ( )Não Caso positivo: ( x )PAC ( ) Brasil sem Miséria ( ) Outras


Dotação Inicial Dotação Final Valor

Realizado Descrição da

Meta Unidade de

medida Previsto Reprogramado Realizado

4.814.646.000 6.947.626.000 5.796.227.806 Obra executada

percentual de execução

física

10 10 6,98

Execução das metas: O desvio na execução física deve-se ao baixo desempenho nas atividades dos contratos relacionados à implantação da SNOX (Unidade de Abatimento de Emissões), Pátio de Coque, Bloco de Enxofre, Edificações e Faixa de Dutos, em função de dificuldades financeiras das empresas contratadas, culminando com a descontinuidade dos contratos. Parte do desvio também se deve à baixa realização das atividades do trem 2 devido à priorização para partida do trem 1, nos contratos dos HDTs, UCR, UDA e Tubovias. O desvio na execução orçamentária deve-se aos mesmos fatores que impactaram a execução física, parcialmente compensados pela realização superior à prevista dos seguintes itens: a) Juros do Financiamento do BNDES (não impacta a execução física): refere-se aos juros do financiamento contratado junto ao BNDES, com valor indexado ao dólar. Devido à valorização do dólar frente ao real em 2014, o valor realizado foi superior ao previsto na dotação orçamentária; b) Gerenciamento (não impacta a execução física): refere-se ao custo do efetivo da Petrobras mobilizado para administrar e fiscalizar as obras da refinaria. Devido à complexidade das atividades associadas à partida da refinaria, o histograma inicialmente previsto foi revisado, ocasionando um valor realizado superior ao previsto na dotação orçamentária. Fatos relevantes ao empreendimento em 2014: • Conclusão da entrega dos principais equipamentos do Pátio de Coque; • Partida da ETA; • Entrega da SE-8010 (Edificações); • Partida da Torre de Resfriamento 53; • Partida da SE-6900 (Extramuros); • Partida das Caldeiras a Óleo Combustível; • Completação mecânica da UGH 35;


• Conclusão do PGL 3A (Faixa de Dutos); • Início do recebimento de petróleo nos tanques; • Acendimento definitivo da Tocha 96; • Conclusão do fornecimento dos equipamentos para o trem 1 do CGE; • Completação mecânica das linhas para UDA 11 (Tubovias); • Completação mecânica da HDT-N 33; • Conclusão do fornecimento dos instrumentos para o trem 1 do CGA; • Completação mecânica do HDT-D 31; • Completação mecânica do forno reformador da UGH 35; • Partida da SE-5142 (Extramuros); • Conclusão dos fornos A e B da UCR 21; • Completação mecânica do Pátio de Coque para o trem 1; • Obtenção da Licença de Operação (LO) para o trem 1 do CPRH (órgão ambiental - PE); • Completação mecânica da UCR 21; • Completação mecânica dos Tanques de Diesel Final - TQs 69001/003/004; • Obtenção da Autorização para Operação (AO) do trem 1 da ANP; • Completação mecânica do PGL-2 (Faixa de Dutos); • Partida da ETDI para o trem 1; • Partida da UTAA 41; • Partida da UDA 11.


Identificação da Ação

Código 12O9 Tipo: Projeto

Título Implantação de Refinaria no Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro, com Capacidade Nominal de 150 mil bpd (RJ)

Iniciativa 004F - Implantação da Refinaria do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (COMPERJ)

Objetivo


Código: 0054





Realizado Descrição da Meta

Unidade de medida Previsto Reprogramado Realizado

6.584.381.000 5.540.737.000 5.437.790.834 Obra executada


física

15 11 10

Análise Situacional

A Ação 12O9 - Implantação de Refinaria no Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro teve um limite financeiro proposto de R$ 5.541 milhões e ao final do exercício atingiu uma realização de R$ 5.438 milhões, correspondendo a um índice de realização de 98% do orçamento autorizado após revisão da dotação orçamentária, e uma execução física equivalente à 90,90% da meta física também revisada e fixada para a Ação no ano.

Destacam-se também: Assinatura do contrato do Trecho Marítimo do Emissário Submarino, Emissão da portaria SPU para o Emissário Submarino, Emissão da autorização de serviço (AS) de construção e montagem dos trechos I e III do Trecho Terrestre do Emissário Submarino; Conclusão da Estrada Convento; Concluído transporte do 1º lote dos equipamentos de grande peso e dimensão (UHOS); Recebimento das propostas da licitação da Elevatória REDUC – COMPERJ.

Adicionalmente, destacamos como itens importantes que justificam os desvios ocorridos em 2014 a ocorrência de greve dos trabalhadores e a rescisão de contratos de construção e montagem a seguir: JARAGUÁ – Montagem das interligações dos sistemas de tanques e tanques de produtos; FIDENS – torre de resfriamento, sistema de tocha e prédios administrativos; ALUSA-MPE – Construção dos tanques de petróleo. Cabe ressaltar também que ocorreu uma revisão da estratégia de contratação do escopo referente a drenagem, pontilhões e pipe chases, adiando a assinatura do contrato.

• Execução das metas:

Fatos relevantes referentes à execução das metas físicas:

1. Recebimento do Cold Collector – UGH


2. Colocação na base - 1º vaso PSA – UGH

3. Término da execução de estacas (Tubovias)

4. Conclusão da fabricação das estruturas metálicas (Pipe-Rack)

5. Posicionamento dos pacotes ETA nas bases

6. Energização da SE da ETA

7. Término de fornecimento dos tanques de nitrogênio

8. Construção e Montagem das redes de combate a incêndio para atendimento à Subestação Principal

9. Conclusão da Pavimentação do Anel Viário

10. Conclusão da estrada Convento

11. Início Soldagem do Emissário Submarino

12. Liberação ao tráfego dos Equipamentos UHOS

• Fatores intervenientes: Não há. • Outros: Não há.


Identificação da Ação Código 117R Tipo: Projeto Título Implantação da Refinaria Premium I (MA)

Iniciativa 004G - Implantação da Refinaria Premium I (MA)

Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de


1.263.071.000 162.227.000 144.882.000 Refinaria implantada


física

2 1 1

Análise Situacional A Ação 117R - Implantação da Refinaria Premium I (MA) atingiu uma realização financeira de R$ 144,88 milhões, correspondendo a 89% da dotação final autorizada. O desvio deve-se principalmente à realização menor que o previsto em gerenciamento em função da redução de efetivo nas equipes dos projetos. Em abr/14 foi concluída a revisão do projeto básico, necessária em função das otimizações indicadas pelos estudos realizados em 2013. Ainda em abr/14 foi obtida a licença prévia para as obras extramuros. Em ago/14 a Licença de Instalação da Refinaria (intramuros) foi renovada. Importante ressaltar que os projetos foram cancelados em jan/2015, por decisão da Diretoria Executiva da Petrobras.


Identificação da Ação Código 119J Tipo: Projeto Título Implantação da Refinaria Premium II (CE)

Iniciativa 004H - Implantação da Refinaria Premium II (CE)

Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de


165.483.000 126.450.000 103.369.000 Refinaria implantada

percentual de

execução física

1 3 2

Análise Situacional A Ação 119J - Implantação da Refinaria Premium II (CE) atingiu uma realização financeira de R$ 103,37 milhões, correspondendo a 82% da dotação final autorizada. O desvio deve-se principalmente aos atrasos nos repasses referentes ao Termo de Compromisso Indígena por atrasos nas comprovações necessárias por parte do Governo do Estado, à baixa realização no contrato de investigação geotécnica marítima devido a dificuldades encontradas pela contratada e à realização menor que o previsto em gerenciamento em função da redução de efetivo nas equipes dos projetos. Em abr/14 foi concluída a revisão do projeto básico, necessária em função das otimizações indicadas pelos estudos realizados em 2013. Em jun/14 foi obtida a licença prévia para as obras extramuros. Em dez/14 a respectiva licença de instalação foi emitida. Em jul/14 a Licença de Instalação da Refinaria (intramuros) foi emitida. Importante ressaltar que os projetos foram cancelados em jan/2015, por decisão da Diretoria Executiva da Petrobras.


Identificação da Ação Código 125M Tipo: Projeto Título Implantação da Refinaria Potiguar Clara Camarão (RN)

Iniciativa 004I - Implantação de Refinarias

Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de


102.095.000 303.439.000 240.171.000 Obra executada


física

2 10 10

Análise Situacional Execução das metas: Foi obtida a Licença de Operação Foi obtida a Autorização de Operação Foi obtida a Autorização da ANTAQ Fatores intervenientes: Projeto concluído em 2014 com regularização de pendências contratuais postergada para 2015 em função de atraso no processo de negociação dos pleitos.


Identificação da Ação Código 146C Tipo: Projeto

Título Modernização e Adequação do Sistema de Produção da Refinaria Alberto Pasqualini - REFAP, em Canoas (RS)

Iniciativa 004M - Manutenção, modernização e ampliação do parque de refino

Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de


278.521.000 832.058.000 817.351.800 Refinaria adaptada

percentual de

execução física

31 31 31


• Execução das metas: Em 2014 a meta física foi integralmente atingida e a meta financeira atingiu 98% do total previsto, destacando-se a conclusão das obras de construção e montagem da Unidade de Hidrotratamento de Diesel, com capacidade de processamento de 6.000 m3/d e da conclusão de uma Unidade Geradora de Hidrogênio (UGH) com capacidade de 1.250.000 Nm3/dia, pertencente à Carteira de Melhoria da Qualidade do Diesel. Ambas as Unidades entraram em operação em setembro/14.

• Fatores intervenientes: O atraso da partida de maio/14 para setembro/14 deslocou para 2015 os recursos referentes ao encerramento dos contratos (Desmobilização, indenizações, as-built), que tinham previsão de realização em 2014. Essas atividades não impactaram no avanço físico realizado do projeto para o ano de 2014.

• Outros: Não há.


Identificação da Ação Código 1C60 Tipo: Projeto

Título Modernização e Adequação do Sistema de Produção da Refinaria Isaac Sabbá - REMAN, em Manaus (AM)


Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de




física

8 8 8


• Execução das metas: Em 2014 a meta física foi integralmente atingida e a meta financeira atingiu 97% do total previsto, destacando-se as principais obras e atividades descritas abaixo:

- Em outubro/2014 foi concluído o empreendimento Novo Soprador e Compressor para Aumento de 100m³/d de Carga e desativação de cinco máquinas alternativas antigas de baixa confiabilidade, substituindo-as por duas máquinas centrifugas modernas, permitindo campanhas de cinco anos entre paradas programadas e possibilitando elevar a carga nominal da Unidade de Craqueamento Catalítico Fluído (UFCC) de 550 m³/d para 650 m³/d;

- Elaboração do Projeto Básico do empreendimento Adequação da Qualidade dos Produtos

Diesel S-10 e Gasolina S-50 que consiste basicamente de uma unidade de Hidrotratamento de Diesel e QAV (2.200 m3/d), uma Unidade de Geração de Hidrogênio (UGH) com 66.000 Nm³/dia, uma unidade de Tratamento de Águas Ácidas (264 m3/d) e um Incinerador de Gás Ácido. Além das unidades de processo serão implementados três novos tanques de Gasolina com 15.000 m³ operacionais, bombas para mistura de gasolina, bem como misturador estático em linha.

• Fatores intervenientes: A realização financeira abaixo do previsto deveu-se principalmente à redução dos custos de gerenciamento, não pagamento de desmobilização da contratada por falta de documentação de regularidade fiscal e atraso na assinatura dos contratos de sondagem e topografia. Estas atividades não possuem avanço físico correspondente.



Identificação da Ação Código 1I88 Tipo: Projeto

Título Modernização e Adequação do Sistema de Produção da Unidade de Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste - LUBNOR, em Fortaleza (CE)


Objetivo


Código: 0054


Ação Prioritária ( X ) Sim ( )Não Caso positivo: ( )PAC ( ) Brasil sem Miséria ( X ) Outras




Meta Unidade de


13.044.000 985.000 965.558 Refinaria adaptada


física

6 6 6


• Execução das metas: Em 2014 a meta física foi integralmente atingida e a meta financeira atingiu 98% do total previsto, destacando-se a continuação das obras de execução do empreendimento Novo Tanque de Óleo Combustível BTE que prevê a construção de um tanque (TQ-630001) com capacidade de 10.778 m3, a construção de uma casa de bombas e sistema de drenagem e de uma subestação (SE-6300), visando atender as demandas crescentes do mercado e fornecer óleo combustível OC-CMB para as usinas térmicas por carregamento rodoviário.

• Fatores intervenientes: A realização financeira abaixo do previsto deveu-se principalmente à redução dos custos de gerenciamento, que não possuem avanço físico correspondente.



Identificação da Ação Código 3157 Tipo: Projeto

Título Modernização e Adequação do Sistema de Produção da Refinaria de Capuava - RECAP, em Mauá (SP)

Iniciativa 004M - Manutenção, modernização e ampliação do parque de refino - RECAP

Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de


0 2.000.000 1.927.708 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional

• Execução das metas: O valor realizado em 2014 foi referente ao pagamento de pleitos abaixo do previsto, que não geraram avanços físicos, uma vez que o Projeto Implantar UHDT para diesel S-10 e UHDS para gasolina S-50 partiu em 2012.

• Fatores intervenientes: Não há.




Código 2767 Tipo: Atividade

Título Manutenção dos Sistemas de Controle Ambiental, de Segurança Industrial e de Saúde Ocupacional nas Atividades de Refino


Objetivo


Código: 0054

Programa Combustíveis Código: 2022 Tipo: Finalístico

Unidade Orçamentária

32230 - Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS

Ação Prioritária ( X ) Sim ( )Não Caso positivo: ( )PAC ( ) Brasil sem Miséria ( X ) Outras Execução Financeira e Física

Execução Orçamentária e Financeira Execução Física – Meta Dotação

Inicial Dotação

Final Valor


Meta Unidade de

medida Previst

o Reprograma

do Realizado

293.042.000 134.110.000 128.673.809 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional

• Execução das metas: Realização física dos projetos componentes desta ação dentro do previsto. Realização financeira

em 96,10% permitindo às refinarias desenvolver os projetos referentes ao atendimento de condicionantes, termos de ajuste de conduta, novas resoluções dos órgãos reguladores e melhorias das condições de SMS.

• Fatores intervenientes: Auditorias e novas resoluções dos órgãos reguladores (CONAMA, MTE, ANP, entre outros)

podem suscitar novas necessidades de investimentos. Sistemática atual está preparada para atender a este dinamismo.

• Outros:




Título Manutenção da Infraestrutura Operacional do Parque de Refino Iniciativa 004M - Manutenção, modernização e ampliação do parque de refino

Objetivo


Código: 0054






Inicial Dotação Final Valor Realizado

Descrição da Meta

Unidade de medida Previsto Reprogramad

o Realizado

1.189.464.000

1.124.638.000 1.121.407.883 N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Realização física dos projetos componentes desta ação dentro do previsto. Realização financeira

em 99,70% permitindo às refinarias desenvolver as paradas de manutenção e os projetos de aumento de confiabilidade, de atendimento à especificação de produtos e de substituição de sistemas obsoletos com sucesso.

• Fatores intervenientes: O dinamismo do mercado consumidor em conjunto com novas especificações pode suscitar

novas necessidades de investimento. Sistemática atual está preparada para atender a este dinamismo.

• Outros:



Título Modernização e Adequação do Sistema de Produção da Refinaria Duque de Caxias - REDUC, em Duque de Caxias (RJ)

Iniciativa 004R - Modernização e ampliação da Refinaria Duque de Caxias - REDUC (RJ)

Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de




física

3 3 3


• Execução das metas: Em 2014 a meta física foi integralmente atingida e a meta financeira atingiu 99,6% do total previsto, destacando-se as principais obras descritas abaixo, ao longo do referido ano:

- Em junho/14 foi concluído o Projeto Cobertura do Separador API para redução de emissões que consiste na cobertura do Separador de Águas Oleosas (S.A.O.) da Unidade U-1341 visando minimizar as emissões fugitivas de COVs (Compostos Orgânicos Voláteis) da Refinaria.

- Andamento das obras de recuperação do sistema elétrico da REDUC, que visa aumentar o nível de segurança e confiabilidade do sistema de utilidades da REDUC.

- Andamento das obras do Projeto Troca dos queimadores das caldeiras da Casa de Força que visa reduzir as emissões de NOx nas caldeiras SG-2001 e SG-2002 da U-2200 (CTE) na Reduc por meio da instalação de economizadores e queimadores low-nox.

- Andamento das obras do Projeto de Construção de Nova Estação de Trat. de Despejos Industriais que visa adequar a capacidade de tratamento de efluente oleoso da REDUC e enquadrar os seus parâmetros à legislação vigente.




Título Modernização e Adequação do Sistema de Produção da Refinaria Presidente Getúlio Vargas - REPAR, em Araucária (PR)

Iniciativa 004S - Modernização e ampliação da Refinaria Presidente Getúlio Vargas - REPAR (PR)

Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de




física

1 1 1


• Execução das metas: Em 2014 as metas financeira e física atingiram 69 %.

• Fatores intervenientes: Os desvios se deram principalmente no projeto Implantar UHDT para especificar diesel S-10 e conversão de óleo combustível em virtude de:

- Atraso na execução de pendências da obra (projeto, obra civil e suprimento), devido a priorização de atividades de rotina da refinaria;

- Atraso no processo de contratação e mobilização dos serviços de pintura, reparo e acabamentos na Unidade do Coque, UTRA/UTC, por falta de priorização;

- Escopo remanescente dos contratos de EPC, negociado abaixo da estimativa de custos inicial e projetos previstos que não serão totalmente concluídos em 2014, devido aos atrasos na execução de serviços e na entrega de suprimentos, ou pela necessidade de parada da unidade para execução.




Título Modernização e Adequação do Sistema de Produção da Refinaria de Paulínia - REPLAN, em Paulínia (SP)

Iniciativa 004T - Modernização e ampliação da Refinaria de Paulínia - REPLAN (SP)

Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de




física

1 1 1


• Execução das metas: Em 2014 a meta física foi integralmente atingida e a meta financeira atingiu 61% do total previsto, as principais obras e atividades descritas abaixo:

- No 1º semestre de 2014 foram concluídas as obras das unidades de processo da Carteira de Diesel, com a partida da Unidade de Recuperação de Enxofre e da Unidade de Tratamento de Gás Residual.

- Concluído em dezembro/14 o escopo principal do Projeto para possibilitar a logística de entrega de Diesel S-10 para o mercado, que permitirá escoar o Diesel S-10 para o centro-oeste do Brasil.

• Fatores intervenientes: Os recursos não realizados se devem principalmente ao não

pagamento de pleito na Carteira de Diesel, que não possui avanço físico correspondente. • Outros: Não há.



Código 3129 Tipo: Projeto

Título Modernização e Adequação do Sistema de Produção da Refinaria Landulpho Alves de Mataripe - RLAM, em São Francisco do Conde (BA)

Iniciativa 004U - Modernização e ampliação da Refinaria Landulpho Alves - RLAM (BA)

Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de




física

3 3 3


• Execução das metas: Em 2014 a meta física foi integralmente atingida e a meta financeira atingiu 95% do total previsto, com destaque para o andamento obras de construção e montagem do projeto de adequação para eliminação de gargalos logísticos, que contempla a construção de dois tanques de Diesel com 20.000 m³ e duas esferas de GLP de 3.200 m³.

• Fatores intervenientes: Os recursos não realizados se devem principalmente ao não pagamento de pleito na Carteira de Gasolina, que não possui avanço físico correspondente.





Título Modernização e Adequação do Sistema de Produção da Refinaria Presidente Bernardes - RPBC, em Cubatão (SP)

Iniciativa 004V - Modernização e ampliação da Refinaria Presidente Bernardes - RPBC (SP)

Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de



percentual de

execução física

3 3 2


• Execução das metas: Em 2014 a meta física atingiu 67% e a meta financeira atingiu 80% do total previsto, destacando-se, ao longo do referido ano, as obras de construção e montagem de uma Unidade de Hidrotratamento de Diesel (HDT), com capacidade de processamento de 10.000 m3/d e de uma Unidade Geradora de Hidrogênio (UGH) com capacidade de 2,07 milhões Nm3/dia, pertencente à Carteira de Melhoria da Qualidade do Diesel.

• Fatores intervenientes: A realização física e financeira abaixo do previsto ocorreu principalmente em virtude de baixo desempenho das contratadas, além de greve de 40 dias ao longo dos meses de abril e maio. Houve ainda recursos não realizados que estavam destinados a pleitos na Carteira de Melhoria da Qualidade do Diesel.




Título Modernização e Adequação do Sistema de Produção da Refinaria Gabriel Passos - REGAP, em Betim (MG)

Iniciativa 04AE - Modernização e ampliação da Refinaria Gabriel Passos - REGAP (MG)

Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de



percentual de

execução física

2 2 2


• Execução das metas: Em 2014 a meta física foi integralmente atingida e a meta financeira atingiu 84% do total previsto, com destaque para a entrada em operação, em janeiro/14, de uma Unidade de Hidrotratamento de Diesel, com capacidade de processamento de 4.500 m³/dia e a entrada em operação, em fevereiro/14, de uma Unidade de Geração de Hidrogênio de 1.100.000 Nm³/dia , ambas pertencentes à Carteira de Melhoria da Qualidade do Diesel.

Adicionalmente, a partir de abril/14, iniciou-se a elaboração do Projeto Básico da Nova URE da REGAP que contempla a instalação de nova unidade de recuperação de Enxofre - URE (U-2225) com capacidade nominal de produção de 50 t/d de enxofre elementar, processando o gás ácido proveniente de unidades de tratamento de DEA e das unidades de tratamento de águas ácidas da REGAP, além da adequação da URE atual (U-114) para o processo Superclaus.

• Fatores intervenientes: A realização financeira abaixo do previsto ocorreu principalmente na Carteira de Melhoria da Qualidade do Diesel em virtude de não pagamento de pleito, redução de custos de gerenciamento e redução no custo do projeto devido a um melhor planejamento das pendências de final de obra.




Título Modernização e Adequação do Sistema de Produção da Refinaria do Vale do Paraíba - REVAP, em São José dos Campos (SP)

Iniciativa 04A7 - Modernização e ampliação da Refinaria do Vale do Paraíba - REVAP (SP)

Objetivo


Código: 0054






Meta Unidade de




física

1 1 1


• Execução das metas: Em 2014 a meta física foi integralmente atingida e a meta financeira atingiu 97% do total previsto, com destaque para o andamento das obras de construção e montagem de Sistemas de Recebimento e Expedição de GLP (5 Novas Esferas de Armazenamento de 3.200 m³, Adequação no Sistema de Mistura, Expedição e Medição de GLP, Subestação Elétrica, Interligações) e a construção de Sistemas de Recebimento e Processamento de C5+ (2 Novos Tanques de Armazenamento de 9.500 m³) , além de Sistema de Fracionamento.

• Fatores intervenientes: A realização financeira a menor deveu-se principalmente à redução no custo de gerenciamento, que não tem impacto na realização física.




Objetivo 0185

PLANEJAMENTO E RESULTADOS ALCANÇADOS

Planejamento da unidade jurisdicionada Em atendimento ao Plano Estratégico 2030 da Petrobras, em que está prevista a Estratégia do segmento de biocombustíveis da companhia de “Manter o crescimento em biocombustíveis, etanol e biodiesel, em linha com o mercado doméstico de gasolina e diesel”, a Petrobras Biocombustível elaborou e aprovou seu Plano de Negócios e Gestão 2014-2018. Tal planejamento contemplou investimentos da ordem de US$ 2,9 bilhões no período entre 2014 e 2018, dos quais US$ 1,1 bilhão são referentes a gastos em implantação e US$ 1,8 bilhão referentes a gastos em avaliação.

Programação orçamentária e financeira e realização 2014 O Orçamento de Capital da PBIO para 2014 contemplou Investimentos Totais de R$ 956.369.363, dos quais R$ 90.485.047 de Investimentos Diretos e R$ 865.884.316 de Inversões Financeiras (aporte de capital a empresas investidas)1. Foram considerados na programação Investimentos Diretos para: (i) a execução de melhorias nas três plantas de biodiesel existentes (Candeias, Montes Claros e Quixadá) no valor total de R$ 34.385.120 (trinta e quatro milhões, trezentos e oitenta e cinco mil e cento e vinte reais) de forma a melhorar sua eficiência operacional, (ii) parcela inicial dos gastos na construção de uma nova usina produtora de biodiesel a partir do óleo de Palma no Pará (projeto Geriva Industrial), no valor de R$ 53.910.247 (cinquenta e três milhões, novecentos e dez mil e duzentos e quarenta e sete reais), além de (iii) investimentos de R$ 2.189.678 (dois milhões, cento e oitenta e nove mil e seiscentos e setenta e oito reais) relacionados à manutenção do ativo imobilizado (bens móveis e informática). Os gastos realizados em Investimentos Diretos totalizaram R$ 25.038.593 (vinte e cinco milhões, trinta e oito mil e quinhentos e noventa e três reais), ou 27,7% do total, dos quais R$ 23,6 milhões foram referentes aos investimentos para a melhoria da eficiência operacional nas três usinas próprias de biodiesel. A maior parcela da variação (60 p.p.) foi devido à não realização da construção da planta de biodiesel no Pará.

Detalhamento dos resultados alcançados em 2014 A produção da Petrobras Biocombustível S.A. alcançou em 2014, no segmento de biodiesel, 423 mil m3 (6% inferior a 2013), por meio de sua participação em cinco usinas do País. Suas três usinas próprias (Candeias-BA, Quixadá-CE e Montes Claros-MG), têm capacidade instalada total de 478 mil m³, todas com o Selo Combustível Social. Em 2014 a companhia concluiu o processo de adaptação e licenciamento da usina experimental de Guamaré (RN), para que ela comece a operar 1 O Orçamento de Capital da Petrobras Biocombustível dentro do Plano Anual de Negócios (PAN) é realizado em moeda nacional, enquanto o Plano Plurianual (Plano de Negócios e Gestão) da Petrobras é divulgado ao mercado em dólares norte-americanos.


comercialmente ainda em 2015. Também teve início a triplicação da unidade de refino físico da Usina de Montes Claros, que permitirá o aumento da utilização do sebo bovino como matéria-prima para o biodiesel, gerando benefícios econômicos e ambientais. Sócia da empresa BSBIOS Sul Brasil, participa do controle compartilhado de outras duas usinas de biodiesel (Passo Fundo-RS e Marialva-PR), com capacidade de 343 mil m³/ano. Por meio das empresas Nova Fronteira, Bambuí e Guarani, com gestão compartilhada, a Petrobras Biocombustível detém participações em dez usinas produtoras de etanol, açúcar e energia elétrica, em Goiás, Minas Gerais, São Paulo e Moçambique, na África. As três empresas encerraram a safra 2014/2015 com moagem total de 26,4 milhões de toneladas de cana-de-açúcar e produção de 1,23 milhão de m3 de etanol e de 1,60 milhão de toneladas de açúcar. As empresas investidas da Petrobras Biocombustível aumentaram em 31% a venda de energia elétrica gerada a partir da queima do bagaço da cana para o sistema brasileiro. Ao todo, foram exportados 1.295 GWh, o suficiente para abastecer, por um ano, uma cidade com 650 mil habitantes. Em busca de aprimorar o seu desempenho e melhorar a execução do seu plano de negócios, a Petrobras Biocombustível passou, em 2014, por uma nova atualização de sua estrutura organizacional, reduzindo custos administrativos. A companhia também economizou 33% a mais do que o planejado com a implementação do Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop), cerca de R$ 149 milhões. Em 2014, foi implantado o Programa de Aumento da Competitividade (Proac), que dispõe de iniciativas para aumentar a geração de caixa, melhorar a eficiência dos processos e obter vantagens competitivas no mercado. A companhia também acertou os últimos detalhes do Programa de Aumento da Eficiência Operacional (Proef). Com o objetivo de implementá-lo em 2015, o programa vai elevar ainda mais a confiabilidade das usinas de biodiesel e aprimorar a integridade dos sistemas de produção delas. A implantação do Sistema de Gestão Integrada de Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde (SGI-SMES) também avançou significativamente em 2014. Objetivando a implantação de um sistema de gestão auditável e certificável quanto às normas internacionais ISO 14001 e OHSAS 18001 e às 15 Diretrizes de SMES, o programa obteve avanços na revisão e desenvolvimento de procedimentos operacionais críticos e na revisão de análises de riscos, adequações da sistemática de gestão das permissões de trabalho e realização de inspeções de SMS nas usinas de Biodiesel.



Código 124I Tipo: Projeto Título Modernização e Adequação da Usina de Biodiesel, em Candeias (BA)

Iniciativa 00L5 - Implantação e ampliação da capacidade de unidades produtoras de biodiesel, etanol e unidades esmagadoras

Objetivo Ampliar a produção sustentável de biocombustíveis contribuindo para a adequada participação na matriz energética.

Código: 0185

Programa Combustíveis Código: 2022 Tipo: Finalístico Unidade Orçamentária

32334 - Petrobras Biocombustível S.A



Dotação Inicial

Dotação Final



4.940.000 9.378.000 9.264.293 Obra executada percentual de execução

física

1 1 1


• Execução das metas: Gastos em linha com o replanejamento.

• Fatores intervenientes: n/d

• Outros: n/d


Identificação da Ação Código 124J Tipo: Projeto Título Modernização e Adequação da Usina de Biodiesel, em Montes Claros (MG)



Código: 0185





Dotação Inicial

Dotação Final




física

5 9 6


• Execução das metas: Atraso no desenvolvimento do projeto e no processo licitatório da ampliação da capacidade de processamento de sebo bovino, cujo contrato foi assinado somente na 1ª quinzena de agosto/14.


• Outros: n/d


Identificação da Ação Código 124N Tipo: Projeto Título Modernização e Adequação da Usina de Biodiesel, em Quixadá (CE)



Código: 0185





Dotação Inicial

Dotação Final




física

7 4 2


• Execução das metas: Atraso nas contratações do permutador, dos coalescedores e dos reatores no ano de 2014. Desta forma, as instalações dos equipamentos ocorrerão somente em 2015.


• Outros: n/d



Objetivo 0186


Descrição Otimizar a logística referente a petróleo e combustíveis, de forma a reduzir custos e favorecer sua comercialização e seu adequado fornecimento aos consumidores.


Programa Combustíveis Código 2022



em 2014 c)Realizada até 2014

d)% Realização (c/a)

01 Ampliar a frota de transporte marítimo e hidroviário de petróleo, derivados, GLP e biocombustíveis, de modo a adicionar 2.994.496 toneladas de porte bruto (tpb)

toneladas de porte bruto (tpb)

2.994.496 tpb 236.528 tpb 901.368 tpb 30%

02 Aumentar a quantidade de botijões de GLP, de forma a melhorar o atendimento ao mercado consumidor doméstico em: - 1.148.865 unidades de botijões P13 (13kg) - 287.217 unidades de botijões P5 (5kg) e P8 (8kg)

Unidades P13 – 1.148.865 P5 e P8 - 287.217

P13 – 279.628 P5 e P8 – 0

P13 – 1.064.010 P5 e P8 – 119.940

P13 – 92,61% P5 e P8 – 41,75%





03 Ampliação da capacidade de armazenamento de petróleo e de derivados - terminais em 630 mil m³

Mil m³ 630 mil 12,5 237,9

37,76%




Sudeste 531,9 mil - 150,2 28,24%

Nordeste 15,4 mil 12,5 15,7 101,95%

Centro-Oeste 28 mil - - 0%

Norte 3,2 mil - 3,2 100%

Sul 51,8 - 68,8 132.82%




04 Ampliação da malha dutoviária nacional de transporte e transferência de petróleo, derivados e biocombustíveis em 341 km

km 341 km 166 374 109,83%


Regionalização da Meta Unidade

medida a)Prevista 2015 b)Realizada em 2014

c)Realizada até 2014


Norte 3 mil 1 1 41,67%

Nordeste 1 mil 21 21 2100%

Sudeste 337 mil 144 352 104,45%




05 Aumentar em 305 mil m³/dia a capacidade de escoamento de derivados de petróleo e biocombustíveis entre as refinarias e os terminais de modo a permitir o suprimento destes produtos

mil m³/dia 305 mil 83 160 52,65%




Região Centro-Oeste 5 0 0 0%

Região Nordeste 0 21 21

Região Sudeste 300 62 139 46,54%

METAS QUALITATIVAS

Sequencial Descrição da Meta 06 Atender a totalidade dos estados brasileiros com a comercialização de GLP em botijões P8 (8kg) e P5

(5kg) Análise Situacional Meta - Ampliar a frota de transporte marítimo e hidroviário de petróleo, derivados, GLP e biocombustíveis, de modo a adicionar 2.994.496 toneladas de porte bruto (tpb)


Com uma demanda total de 49 navios, que acrescentam 4 milhões de toneladas de porte bruto (tpb) à capacidade de transporte marítimo da Transpetro, o Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef) revitaliza a indústria naval brasileira e fomenta a criação de novos estaleiros no país. O Promef foi criado com as premissas de incentivar a construção de navios no Brasil; de alcançar os índices de nacionalização de 65% e 70% na primeira e na segunda fase, respectivamente; e de fomentar na indústria naval brasileira a competitividade internacional.

Em 2012 foram entregues três navios construídos por meio do Promef: Sérgio Buarque de Holanda (48.000 tpb), Rômulo Almeida (48.000 tpb), e João Cândido (157.000 tpb), que somados à entrega do navio Celso Furtado (48.000 tpb) ocorrida em 2011, adicionaram uma capacidade acumulada de 301.000 tpb.

Em 2013 outros três navios do Programa foram concluídos: Zumbi dos Palmares (157.770 tpb), Dragão do Mar (157.770 tpb) e José Alencar (48.300 tpb), ampliando a capacidade da frota em 363.840 tpb em relação ao ano anterior.

Em 2014, foram entregues os navios Henrique Dias (157.700 tpb) e Anita Garibaldi (72.900 tpb), além do primeiro comboio hidroviário (5.928 tpb) constituído por um empurrador e quatro barcaças, representando um incremento no ano de 236.528 tpb.


Dessa forma, no horizonte compreendido entre 2011 e 2014, o Promef entregou nove navios e um comboio hidroviário, o que corresponde a um acréscimo de 901.368 tpb à frota da Transpetro.

• Fatores intervenientes:

Parte das embarcações previstas para serem entregues no período não foram concluídas em função de baixo desempenho dos estaleiros contratados por conta da retomada da indústria naval. Cabe ressaltar que, conforme solicitação do Ministério de Minas e Energia – MME – em 24/04/2013, a meta que compete a Transpetro para o PPA 2012-15 foi revisada para 1.637.498 tpb. Esta revisão havia sido alinhada com o Plano de Negócios 2013-17 vigente naquela ocasião. Em virtude de novas alterações ocorridas nos cronogramas de entrega dos projetos, a meta de ampliação de nossa frota de transporte marítimo e hidroviário foi novamente revisada passando a ser de um crescimento de 1.347.652 tpb no período do PPA. Esta nova meta contempla a entrega no ano de 2015 de um total de sete navios e três comboios hidroviários, adicionando uma capacidade total de 446.284 no período.

Meta – Aumentar a quantidade de botijões de GLP, de forma a melhorar o atendimento ao mercado consumidor doméstico em: 1.148.865 unidades de botjões P13 (13Kg), 287.217 unidades de botijões P5 (5 Kg) e P8 (8 Kg)


A Liquigás em 2014 realizou compras somente de botijões de 13 quilos, em virtude do crescimento do mercado de GLP para este tipo de vasilhame, principalmente nas regiões Norte e Nordeste, por conta de um crescimento econômico mais expressivo nestas regiões.


Além deste fator, a Liquigás vem buscando atender fortemente as necessidades de requalificação de botijões P13, P45 e P20, o que vem deslocando recursos financeiros para cumprir estas metas. Aliado aos fatos descritos acima, a demanda do público por botijões de menor tamanho não vem ocorrendo conforme o planejado, fato que não enseja a aquisição de vasilhames de menor tamanho.

Meta – Ampliação da capacidade de armazenamento de petróleo e de derivados - terminais em 630 mil m³


Em 2014, houve acréscimo de 12,5 mil m³ de capacidade de tancagem, referente à conclusão do projeto de construção de um tanque armazenagem de Bunker no Terminal de Suape - PE.

• Fatores intervenientes: • Devido à reavaliação das projeções de escoamento de etanol pela LOGUM S.A., foi postergada

a construção 3 tanques de etanol de 12,5 mil m³ cada (total de 37,5 mil m³) do escopo do Terminal de Guarulhos-SP do projeto “Adaptações para entrega de etanol na região metropolitana de São Paulo”.

• Foi postergado o início da implantação do escopo de claros e escuros do Programa do Plano de Diretor de Dutos de São Paulo (PDD-SP 2A) de 2014 para 2022, que prevê a construção de tanques de claros e escuros no total de 74 mil m³.


• Em função de otimização da operação e da infraestrutura existente, foram canceladas a construção de tanques para suprimento de petróleo do COMPERJ, sendo 2 tanques de 86 mil m³ cada no Terminal de Angra dos Reis-RJ e 1 tanque de 65 mil m³ no Terminal de Campos Elíseos-RJ, e a construção de tanques para etanol e QAV no total de 120 mil m³ no Terminal de Campos Elíseos-RJ.

• A construção dos tanques nos terminais de São Paulo para o Programa de Adequação da Qualidade de Combustível tem sua conclusão prevista para 2015. Já os da Bahia, sua construção foi postergada, bem como os do Paraná, adotando-se outras opções de atendimento.

Meta – Ampliação da malha dutoviária nacional de transporte e transferência de petróleo, derivados e biocombustíveis em 341 km

• Execução das metas: Em 2014, foi concluída a construção de 166 km de dutos referentes à:

• Conclusão das linhas entre o píer e as distribuidoras no Terminal de São Luís - MA e no Terminal de Mucuripe – CE. Estas linhas adicionaram à meta, 2,5 km e 1,25 km, respectivamente. Estas linhas permitem melhor atendimento às distribuidoras.

• Construção do duto de etanol no trecho de Uberaba – MG e Ribeirão Preto – SP da empresa LOGUM S.A, adicionando à meta 144 km.

• Conclusão de duto submarino de 18,5 km entre a Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC) e um novo quadro de bóias que foi construído em Guamaré – RN. Esta infraestrutura permitirá a formulação de gasolina a partir da Nafta Destilação Direta (DD) da refinaria, o enquadramento do óleo diesel nas especificações da ANP e a entrega dos produtos à Base da BR em Guamaré.

• Fatores intervenientes: • Foi postergado o início da implantação do escopo de claros e escuros do Programa do Plano

de Diretor de Dutos de São Paulo (PDD-SP 2A) de 2014 para 2022, assim como o início da implantação do escopo de petróleo e GLP (PDD-SP 1) de 2013 para 2015, que juntos totalizam 195 km de novos dutos.

Meta – Aumentar em 305 mil m³/dia a capacidade de escoamento de derivados de petróleo e biocombustíveis entre as refinarias e os terminais de modo a permitir o suprimento destes produtos

• Execução das metas: Em 2014, houve uma adição de capacidade de escoamento de derivados de petróleo e

biocombustíveis de 83 mil m³/dia. Este aumento foi possível devido à:

• Conclusão da ampliação da capacidade de bombeamento do OSVAT 30’’, entre o Terminal de Guararema e REPLAN, possibilitando aumento do escoamento da ondem de 6 mil m³/dia.

• Entrada em operação das linhas submarinas de petróleo em São Sebastião, que foram substituídas, adicionando uma capacidade de escoamento de 50 mil m³/dia.


• Conclusão da ampliação da capacidade de bombeamento do OSVAT 42/38’’, entre o Terminal de São Sebastião e o Terminal de Guararema, possibilitando aumento do escoamento da ordem de 6 mil m³/dia.

• Conclusão de duto submarino de 18,5 km entre a Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC) e um novo quadro de bóias que foi construído em Guamaré – RN. Esta infraestrutura possibilitou um aumento na capacidade de escoamento de 21 mil m³/dia.

• Fatores intervenientes: • Foi postergado o início de parte da implantação do escopo de claros e escuros do Programa

do Plano de Diretor de Dutos de São Paulo (PDD-SP 2A) de 2014 para 2022, assim como o início da implantação do escopo de petróleo e GLP (PDD-SP 1) de 2013 para 2015, que juntos totalizam um acréscimo de capacidade de movimentação de 39 mil m³/dia.

• O atraso na emissão da Licença de Instalação (LI) pelo órgão ambiental IBAMA para o projeto “Unidade Offshore de Transferência e Exportação” (UOTE) impediu o lançamento e instalação das facilidades marítimas e submarinas (monobóias, manifolds e dutos submarinos, umbilicais de controle, mangotes submarinos e flutuantes, amarras, etc).

• O projeto do Novo Píer do Terminal de São Sebastião, que aumentaria a capacidade de escoamento de petróleo em 76 mil m³/dia, foi cancelado.

Meta - Atender a totalidade dos estados brasileiros com a comercialização de GLP em botijões P8 (8kg) e P5 (5kg) Informações do Monitoramento

A Liquigás comercializa estes botijões em quase todos os estados brasileiros. Os Estados onde a comercialização não ocorre (P8 em AL e P5 em AL e ES) é devido ao fato de a Liquigás ainda não ter obtido regime especial para a sua comercialização.

Já na região norte (AM, RR, AC), onde a Liquigás não atua, foram realizadas incursões e estudos para aquisição de empresa que operasse na região amazônica; no entanto, os contatos não prosperaram (concorrente sem intenção de vender).

A entrada "green field" na região amazônica é inviável no atual momento devido ao grande volume de investimentos requeridos em botijões. Aguarda-se uma nova janela de oportunidade.

Na região amazônica (AM, RR, AC) duas concorrentes, Fogás e Amazongás, já comercializam botijões de 5kg e 8kg.



Código 1C22 Tipo: Projeto

Título Ampliação da Capacidade do Sistema de Escoamento de Petróleo e Derivados da Refinaria de Paulínia - REPLAN para 63 mil m3/dia, em Paulínia (SP)

Iniciativa 00LA - Implantação e expansão da malha dutoviária e de ativos logísticos para ampliação da capacidade de escoamento de petróleo, derivados e biocombustíveis

Objetivo

Otimizar a logística referente a petróleo e combustíveis, de forma a reduzir custos e favorecer sua comercialização e seu adequado fornecimento aos consumidores.

Código: 0186






Meta Unidade de


3.868.000 9.754.000 9.411.000 Obra executada Percentual de execução

física

1 1 1


Execução das metas: Concluída o comissionamento da Estação de Bombeamento de Atibaia em fevereiro/2014 As pendências relacionadas ao projeto e C&M foram sanadas. Autorizações de Operação

Emitidas. Fatores intervenientes: Ao longo de 2014, as instalações apresentaram problemas em sistemas elétricos e sistemas

de bombeamento o que atrasou a finalização do comissionamento e da operação assistida. A realização financeira foi inferior ao planejado em função do equacionamento das pendências com menor necessidade de recursos (uso de recursos internos principalmente de manutenção e automação).



Código 1I92 Tipo: Projeto

Título Construção de Pier para Navios de até 150 mil tpb, em São Sebastião (SP), e de Duto Associado, com Aproximadamente 130 Km, até Guararema (OSVAT 2 - Petróleo) (SP)


Objetivo


Código: 0186


Ação Prioritária ( X ) Sim ( )Não Caso positivo: ( X )PAC ( ) Brasil sem Miséria ( ) Outras




Meta Unidade de



física

5 1 1


Execução das metas: A ação é composta pelos seguintes projetos:

• Aumento da vazão do oleoduto OSVAT 42 - Petróleo (T. SSE - Guararema) No Terminal de São Sebastião foram instaladas 4 Bombas Principais, 1 Bomba Booster e adequação do sistema de sucção dos tanques foi concluída. Em Rio Pardo foram instaladas 2 bombas e concluída montagem dos suportes e dos spools das linhas de sucção e descarga da 3ª bomba. W

• Novo píer do terminal de São Sebastião Concluída a otimização do escopo do projeto visando redução de CAPEX do empreendimento. Porém, o projeto encontra-se suspenso em decorrência da não priorização deste projeto na carteira de investimentos da área de Abastecimento da Petrobras. Adicionalmente, a realização física e orçamentária a menor foi em função da necessidade de postergação da instalação da 3ª bomba da Estação de Rio Pardo devido à dificuldade na partida das primeiras bombas do OSVAT42 nesta estação. Quanto ao Novo Píer, destaca-se a baixa realização devido à paralisação do processo de licenciamento ao longo de 2014.

Fatores intervenientes: Novo píer do Terminal de São Sebastião: Em 2014, o processo de licenciamento esteve suspenso, aguardando a TRANSPETRO

formalizar negociação com o Governo do Estado de São Paulo para utilização do Porto Público de São Sebastião, como alternativa à implementação deste Projeto.

Os marcos de licenciamento foram replanejados em função do atraso constatado no processo e considerando que o órgão ambiental deverá solicitar estudos complementares para


atualização de EIA/RIMA, impactando em 556 dias a data de Entrada em Operação - 1ª Atracação, que foi postergada para 17/02/2020.

Identificação da Ação Código 11SW Tipo: Projeto

Título Implantação de Sistema de Escoamento de Álcool (Ribeirão Preto-SP / REPLAN / Ilha Dágua-RJ)


Objetivo


Código: 0186






Meta Unidade de



física

16 7 7


Esta ação se compõe das seguintes atividades:

• Aumento da vazão do oleoduto RP18 - Etanol (REPLAN - T. Ilha d'Água)

• SP-Metro – Adaptações para entrega de etanol na região metropolitana de São Paulo

Execução das metas: Aumento da vazão do oleoduto RP18 - Etanol (REPLAN - T. Ilha d'Água)

Foi emitido o TTI – Termo de Transferência de Instalações para a instalação da bomba e interligações na REDUC em 22/12/2014.

Em andamento o reparo das bombas principais na REPLAN (bombas A, B e C), após os reparos, as bombas entrarão em operação assistidas (200 horas). O TTI – Termo de Transferência de Instalações previsto para 02/10/2015.

A adequação da malha de segurança na REPLAN (SIL 1 Safety Integry Level), que tinha previsão de conclusão em Nov/2014 foi efetivamente concluída em Abr/2015, devido a atraso na contratação dos serviços.

SP-Metro – Adaptações para entrega de etanol na região metropolitana de São Paulo Concluída a adequação de 5 tanques da REPLAN em Dez/2014. Contratado em Nov/2014 o fornecimento e instalação da Estação de Medição (EMED) na REPLAN.


Fatores intervenientes: Aumento de vazão do oleoduto RP 18: O reparo das bombas principais na REPLAN

atrasou em função de problemas apresentados em garantia técnica, assim foi necessário retirar de operação 2 das 3 bombas para envio a fabrica da contratada para os devidos ajustes. Assim recursos previstos para 2014 não foram gastos, sendo transferidos estes valores para 2015, o que justifica a realização financeira menor que o planejado para 2014.

SP-Metro – Em 2014 foi concluída a adequação de tanques e instaladas as bombas e sistema de injeção de corantes na REPLAN. Também foi contratado o fornecimento e instalação da EMED na REPLAN com previsão de conclusão em Jun/2015.



Código 11UN Tipo: Projeto

Título Implantação de Melhorias no Terminal de São Sebastião e nos Oleodutos OSVAT e OSBAT (SP)


Objetivo


Código: 0186






Inicial Dotação

Final Valor

Realizado Descrição da Meta Unidade de medida Previsto Reprogramad

o Realizado


física

3 3 1


• Execução das metas: Novos dutos do píer e substituição dos braços de carregamento - T. São Sebastião – finalizado a

revisão do IBE para troca dos braços e manifold do píer Norte e encaminhado a documentação para solicitação do início do projeto básico.

• Fatores intervenientes: Revisão da documentação do projeto básico anteriormente elaborado.

• Outros:


Identificação da Ação Código 111R Tipo: Projeto

Título Ampliação da Capacidade de Escoamento de GLP, de 0,5 MM t/ano para 1,6 MM t/ano, através dos Terminais da Ilha Redonda e da Ilha Comprida (RJ)


Objetivo


Código: 0186






Meta Unidade de



física

1 1 1


Execução das metas: O projeto partiu em outubro de 2014 com os testes de comissionamento do Terminal Aquático da Ilha Comprida tendo sido concluídos e emissão, também em outubro de 2014, da Autorização de Operação pela ANP.

Fatores intervenientes: O montante efetivamente realizado foi menor que a referida dotação final devido à postergação

do pagamento de pleitos de empresas envolvidas na Operação Lava Jato para 2015 e necessidade de eliminação de pendências não impeditivas à operação que foi postergada e será motivo de contratos a serem executados em 2015.


Identificação da Ação Código 111S Tipo: Projeto

Título Implantação de Terminal para Ampliação da Capacidade de Escoamento de GLP e C5+, de 1,3 MM m3/dia para 18,0 MM m3/dia, em Barra do Riacho (ES)


Objetivo


Código: 0186






Meta Unidade de



física

1 1 1


Execução das metas: O projeto partiu em outubro de 2013 com os testes de comissionamento do Terminal Aquático da Barra do Riacho tendo sido concluídos e emissão, também em outubro de 2013, da Autorização de Operação pela ANP.

Fatores intervenientes: A realização financeira de pendências não impeditivas à operação ficou aquém do planejado em

decorrência de restrições orçamentarias. A execução de algumas destas pendencias foram postergadas para 2015.


Identificação da Ação Código 152G Tipo: Projeto Título Implantação de Infraestrutura Logística Dutoviária para Atendimento ao COMPERJ


Objetivo


Código: 0186





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

740.191.000 340.195.000 278.811.968 Duto implantado

Percentual de execução

física

40 40 37


O projeto Dutos Norte contempla 4 dutos interligando o COMPERJ ao Terminal de Campos Elíseos (TECAM), com extensão de aproximadamente 50 km, para escoamento de petróleo, GLP, diesel/nafta e QAV, além de uma adutora interligando a REDUC ao COMPERJ e um gasoduto de transferência interligando o gasoduto de gás não processado GASDUC II (próximo ao ponto de entrega de Guapimirim/RJ) ao COMPERJ. Em 20/12/13 foi assinado o contrato e emitida a Autorização de Serviço para inicio da fase de construção & montagem dos dutos, conforme cronograma do projeto, visando atender às necessidades da Unidade de Processamento de Gás Natural – UPGN - Rota 3 e da refinaria do COMPERJ. Os itens de suprimento de maior relevância e criticidade foram adquiridos diretamente pela Petrobras, destes, foi concluída a entrega dos tubos em mai/14, os scrapers recebidos entre jul e ago/14, e as válvulas, ainda estão em processo de fabricação e entrega. A contratada vem apresentando produtividade abaixo da esperada nas regiões alagadas da faixa, em especial no trecho I (Km 0 ao Km 17), em função de dificuldades na atividade de abertura de vala por retrabalho diário da escavação para manutenção da profundidade das valas por conta do assoreamento. A montagem eletromecânica evolui de forma diferenciada para cada duto, sendo o mais adiantado o Gasoduto de Gás Natural – Guapimirim-Comperj já em fase de teste hidrostático.


Identificação da Ação Código 152H Tipo: Projeto

Título

Implantação de Dutos de Escoamento de GLP e C5+, com Aproximadamente 70 Km de Extensão, da Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba para a Refinaria do Vale do Paraíba – REVAP


Objetivo


Código: 0186





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

264.200.000 373.366.000 304.776.562 Duto implantado


física

61 61 74


Os dutos OCVAP I e II têm como objetivo escoar até 3.600 m³/dia de GLP e 1.400 m³/dia de C5+ através de dois dutos a partir da Unidade de Tratamento de Gás em Caraguatatuba (UTGCA) até a REVAP, com extensão de aproximadamente 70 km e diâmetro de 8” cada. Estes dutos compartilharão a faixa do gasoduto Caraguatatuba-Taubaté (GASTAU), passando através do túnel de 5 km de extensão sob a Serra do Mar e utilizando dois shafts de 540 m de profundidade, existentes. Este projeto faz parte da Rota 1 de escoamento do PPSBS, com início da operação previsto para 25/06/15. Em 16/12/13, a ANP publicou no DOU a Autorização de Construção n° 890 para os dutos. Na mesma data foram emitidas as Autorizações de Serviço, contemplando todo o escopo dos dois contratos de Construção e Montagem, sendo um para as Linhas Tronco e outro para lançamento dos dutos no interior do túnel. O projeto está com 80% de realização física. Foi concluído o lançamento dos dutos OCVAP I e II, no trecho da Linha Tronco (soldagem, abaixamento, cruzamentos e travessias) em 22/11/14 (P.19/12/14) e está em andamento o lançamento dos dutos no trecho do Túnel, os serviços de restauração e sinalização de faixa (recomposição de pista) e a construção e montagem das instalações industriais, na UTGCA e na REVAP, com término previsto para 09/04/15. Após o comissionamento e testes pré-operacionais, o início de operação está previsto para 25/06/15.




Título Aquisição de Navios em Estaleiros Nacionais

Iniciativa 00L8 - Expansão da frota marítima e hidroviária para transporte de petróleo, derivados, gás natural, biocombustíveis e petroquímicos e apoio logístico off-shore

Objetivo


Código: 0186



32274 - Petrobras Transporte S.A. - TRANSPETRO

Ação Prioritária ( x ) Sim ( )Não Caso positivo: ( x )PAC ( ) Brasil sem Miséria ( ) Outras Execução Financeira e Física


Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

1.583.508.000

1.669.351.000

989.906.191

Navio recebido Unidades 6 5 2



No ano de 2014, foram entregues dois novos navios: Suezmax “Henrique Dias” e Panamax “Anita Garibaldi”, adicionando à frota da cerca de 230.600 TDW no transporte marítimo de petróleo e derivados.


A execução física realizada (entrega de 2 navios) ficou abaixo da prevista em função de performance dos Estaleiros.

A meta financeira realizada de R$ 989.906.191 está alinhada à meta física de recebimento de 2 navios e avanço de 14 embarcações em processo de construção.



Código 125Q Tipo: Projeto

Título Construção de Barcaças e Empurradores para Movimentação de Etanol na Hidrovia Tietê - Paraná

Iniciativa 00L8 - Expansão da frota marítima e hidroviária para transporte de petróleo, derivados, gás natural, biocombustíveis e petroquímicos e apoio logístico off-shore

Objetivo


Código: 0186




Ação Prioritária ( x ) Sim ( )Não Caso positivo: ( x )PAC ( ) Brasil sem Miséria ( ) Outras Execução Financeira e Física


Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

91.750.000 78.474.000 26.782.970 Comboio construído

Unidades 4 3 1



No ano de 2014, houve a entrega de um comboio em julho (primeiro da série).


A execução física realizada (entrega de 1 comboio) ficou abaixo da prevista devido às condições climáticas atípicas na região (seca do rio Tietê) e baixa performance do Estaleiro, com grande impacto nas metas física e financeira.

A meta financeira realizada de R$ 26.782.970 está alinhada à meta física de recebimento de 1 comboio.


Identificação da Ação Código 2B38 Tipo: Atividade

Título Manutenção e Adequação de Embarcações

Iniciativa 00LC - Modernização, ampliação e adequação da infraestrutura logística de petróleo, derivados e biocombustíveis

Objetivo


Código: 0186






Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado



Na ação 2B38 - Manutenção e Adequação de Embarcações constam as docagens e inspeções subaquáticas dos navios operados pela Transpetro. As docagens são investimentos mandatórios para manutenção de certificações perante as sociedades classificadoras, instituições reconhecidas, que atuam na regulação, controle e certificação das embarcações. A perda de certificação perante as sociedades classificadoras impossibilita a operação dos navios nos portos e terminais.

Por norma/regra devem ser realizadas duas docagens em um período de 5 anos. Em certos casos específicos, as docagens intermediárias poderão ser substituídas por uma inspeção subaquática. Durante a inspeção, toda a área submersa é examinada por um mergulhador certificado e ao final é gerado um relatório que atesta a condição do casco do navio.

No ano de 2014, foram concluídas 8 docagens além de 2 inspeções subaquáticas.


A menor realização financeira em 2014 se deve principalmente a conclusão de docagens com custos abaixo do previsto, alterações no cronograma de docagens de alguns navios e cancelamento de uma docagem por motivo de alienação de um navio.



Código 2D37 Tipo: Atividade

Título Manutenção e Adequação de Navios


Objetivo


Código: 0186



32370 – Transpetro International B.V. – TI B.V.



Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado



Na ação 2D37- Manutenção e Adequação de Navios constam as docagens e inspeções subaquáticas dos navios operados pela TI B.V.

No ano de 2014, foram concluídas 3 docagens além de 6 inspeções subaquáticas.


O cronograma de manutenção e adequação de navios da TI B.V foi cumprido com sucesso de acordo com as metas estipuladas.




Título Manutenção da Infraestrutura de Transporte Dutoviário de Petróleo e Derivados


Objetivo


Código: 0186






Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

1.357.191.000

671.595.000

261.233.760

N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Projetos de “Adequação para operação diesel e gasolina baixo teor de enxofre” nos

Terminais de que compõem o oleoduto OSBRA (Ribeirão Preto, Uberaba, Senador Canedo e Brasília) e do OPASC tiverem suas obras concluídas, permitindo a movimentação e entrega de diesel com 10 ppm de enxofre na região de influência dos terminais para atendimento do Acordo.

“Substituição por obsolescência de monobóias no Ts. Osório e S. Francisco do Sul” – foram concluídas as fabricações e entregas no Brasil das três monobóias previstas no empreendimento, sendo que já foi instalada (substituída) a monoboia do Terminal de São Francisco do Sul, garantindo uma maior confiabilidade na operação de descarga de navios de petróleo para a REPAR.

• Fatores intervenientes: Perda de licitação por sobrepreço das proponentes ou falta de proponentes. Desistência de execução de escopo por parte de empresas contratadas. Atraso na obtenção de licenças ambientais.

• Outros:




Título Manutenção da Infraestrutura de Transporte Dutoviário de Petróleo e Derivados


Objetivo


Código: 0186






Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

464.414.000 500.147.000

474.081.918

N/A N/A N/A N/A N/A



A ação 4107 - Manutenção da Infraestrutura de Transporte Dutoviário de Petróleo e Derivados refere-se basicamente à execução de serviços de reforma programada dos tanques de armazenamento dos terminais terrestres e aquaviários operados pela Transpetro.

A execução dos serviços visa o atendimento dos prazos normativos de parada programada definidos para cada tanque pela norma (N-2318 Petrobras). É importante que estes prazos sejam atendidos para a garantia da continuidade da certificação do SPIE (Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos). A perda dessa certificação pode causar a indisponibilidade dos tanques reduzindo a capacidade de armazenamento de produtos do Sistema Petrobras.

No ano de 2014, foram concluídas as manutenções de 59 tanques.


O cronograma de manutenção dos tanques foi cumprido com sucesso de acordo com as metas estipuladas.




Título Manutenção dos Sistemas de Controle Ambiental, de Segurança Industrial e de Saúde Ocupacional nas Atividades de Transporte Dutoviário


Objetivo


Código: 0186






Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

238.191.000 108.928.000

63.188.505,32

N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Os projetos de “Adequação do Sistema de Combate à Incêndio” dos Terminais de São

Caetano do Sul e Estação de Guaratuba - tem como objetivo a melhoria do sistema de combate a incêndio para atendimento às normas e legislação estadual vigente.

PIG Umbilical - TA-SELIS – Foi concluído a realização da passagem de PIG para verificação de corrosão de trechos de linhas enterrados do Terminal de São Luis, através da instalação de spool’s provisórios para a colocação de câmara de lançamento.

• Fatores intervenientes: Revisão de documentos para instauração de licitação. Atraso na obtenção de licenças ambientais.

• Outros:



Código 14UI Tipo: Projeto

Título Implantação de Unidade Operacional de Distribuição de GLP.

Iniciativa

00LD - Modernizar e ampliar a capacidade logística de distribuição para atender, de forma otimizada, ao crescimento dos diversos mercados e às demandas legais e regulatórias, primando pela segurança, meio ambiente e saúde pública

Objetivo


Código: 0186



32316 - Liquigás Distribuidora S.A. - LIQUIGÁS



Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

35.000.000 31.300.000 31.299.838 Obra em Execução


física

100 100 78


• Execução das metas: Nesta ação estão alocados os gastos com a construção de nova unidade operacional situada no município de Barueri/SP, com capacidade de movimentar 10.000 toneladas/mês de GLP. Sua construção surge da necessidade de transferência da unidade operacional de Osasco/SP devido à mudança do perfil da região e à impossibilidade de renovação de Licença de Operação pelo órgão ambiental CETESB, para continuidade do atendimento ao mercado local e aumento da capacidade operacional. Em 2014, a Liquigás realizou gastos com serviços de elaboração e controle de projeto, serviços e materiais em obra civil, serviços de eletromecânica, aquisição de carrossel eletrônico, sistema de segurança, cabine de pintura, sistema de transporte, lança telescópica entre outros utilizados no processo operativo. Cabe mencionar que houve menor realização física em 2014, devido à complexidade na execução das obras eletromecânicas ocasionada pela realocação de instalações enterradas da arrendatária do terreno (Transpetro). Também ocorreu atraso na obtenção de Licença de Instalação de Barueri concedida em 26/04/2014, impactando no andamento da execução das obras civis.

• Fatores intervenientes: Realização comprometida em função dos blocos: administrativo, apoio operacional, cabine elétrica, galpão de envase, em função de interferências encontradas nas instalações enterradas da Transpetro e atraso na concessão da licença de instalação emitido pela CETESB que foi emitido apenas em 26/05/2014, prejudicando a realização física do exercício.

• Outros:



Código 2B43 Tipo: Atividade

Título Manutenção da Infraestrutura Operacional do Segmento de Distribuição de Gás Liquefeito de Petróleo - GLP

Iniciativa


Objetivo


Código: 0186






Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

84.633.000 87.350.100 87345897 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional

• Execução das metas: Botijões – Reposição de Sucata /Crescimento de Mercado Aquisição de 433.854 botijões no valor de R$ 47,14 milhões, sendo 293.093 botijões para cumprimento de meta de crescimento de mercado e 140.761 botijões para reposição de recipientes sucateados no processo de requalificação de botijões e cumprimento às normas da ANP. Modernização e Adequação de Unidades (Centros Operativos e Depósitos) O investimento realizado de R$ 15,07 milhões na modernização de infraestrutura operacional das unidades da Liquigás compreende a aquisição de equipamentos, serviços e obras diversas. No ano de 2014, destacam-se as unidades São Luís/MA (R$ 8,33 milhões) que passaram por plano de modernização do processo de envase com carrosséis e sistema de controle eletrônico, aumentando a capacidade de produção da unidade, melhorando o atendimento aos clientes e adequando a unidade às necessidades de demanda de SMS e comercial, Capuava/SP (R$ 3,13 milhões) execução de serviços e materiais e equipamentos utilizados em instalação de Clientes Granel para estocagem de botijões (congêneres); Fortaleza/CE (R$ 2,41 milhões) serviços para conclusão da obra de modernização da unidade através de serviços de Obra Civil, Eletromecânica entre outros e (R$ 1,20 milhões) em diversas obras nos demais Centros Operativos. Instalações Granel / Adequação de Tanques Investimento de R$ 23,53 milhões na aquisição de reservatórios de médio porte e equipamentos para centrais de GLP granel distribuídos em várias regiões do Brasil para aplicação em clientes através de novas instalações, ampliações e adequações de instalações existentes às normas da ABNT e da Petrobras, a fim de atender compromissos com clientes contratados e crescimento de mercado assumido pelas áreas comerciais.

• Fatores intervenientes: Esta ação teve realização de aproximadamente 99,99% da verba destinada e não teve qualquer evento impeditivo para sua realização.

• Outros:



Código 2B44 Tipo: Atividade

Título Manutenção dos Sistemas de Proteção Ambiental e de Segurança Industrial do Segmento de Distribuição de Gás Liquefeito de Petróleo - GLP

Iniciativa


Objetivo


Código: 0186






Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado


• Execução das metas: As principais realizações com segurança industrial e proteção ao meio ambiente através de contratação de serviços especializados e de materiais foram: - Aquisição de rádios transceptores portáteis para comunicação em ambientes com atmosferas potencialmente explosivas como as instalações de gás, substituindo os rádios de tecnologia analógica por tecnologia digital. - Aquisição de serviços e materiais para tratamento de efluentes; - Circuito Fechado de TV (CFTV);

• Fatores intervenientes: Esta ação teve realização de aproximadamente 99,94% da verba destinada e não teve qualquer evento impeditivo para sua realização.

• Outros:


Identificação da Ação Código 1C59 Tipo: Projeto Título Reformulação da Malha Dutoviária da Grande São Paulo (SP)

Iniciativa 04A8 - Reformulação da malha dutoviária da grande São Paulo

Objetivo


Código: 0186






Meta Unidade de



física

1 1 1


A ação é composta pelos seguintes projetos:

• PDD 1 - Petróleo e GLP para a RECAP (SMES)

• PDD 2A - Esferas de GLP na RECAP e adaptações em Suzano e RECAP para nafta (SMES)

• PDD 2B - Aumento de vazão de dutos a partir do Terminal de Guararema

• PDD 2C - Corredores de dutos T.Cubatão - T.Guararema e tancagem RECAP (SMES)

Metas Relevantes Cumpridas:

• PDD 1 - Petróleo e GLP para a RECAP (SMES) o Conclusão da revisão do projeto básico o Revisão do planejamento físico e financeiro do projeto em função de restrições

orçamentárias o Continuação da preservação de materiais e equipamentos já adquiridos o Preservação de faixas já liberadas

• PDD 2A - Esferas de GLP na RECAP e adaptações em Suzano e RECAP para nafta (SMES)

o Conclusão da revisão do projeto básico o Continuação da preservação de materiais e equipamentos já adquiridos o Preservação de faixas já liberadas

• PDD 2B - Aumento de vazão de dutos a partir do Terminal de Guararema


o Início à revisão do projeto básico em função da readequação do escopo. o Revisão do planejamento físico e financeiro do projeto em função de restrições

orçamentárias o Preservação de transformadores já adquiridos. o Recomposição florestal no Terminal de Guararema em atendimento à

condicionante ambiental.

• PDD 2C - Corredores de dutos T.Cubatão - T.Guararema e tancagem RECAP (SMES) o Continuação da preservação de materiais e equipamentos já adquiridos o Preservação de faixas já liberadas

Fatores intervenientes: Projeto PDD 1 - Contrato de Construção dos dutos Petróleo OSSP P12" e GLP OSSP A14",

Adequações na RECAP, ESBC e Ampliações no Terminal de Cubatão: DIP SIC postergado de nov/2014 para mai/2015 devido à necessidade de revisão do projeto básico. Continuação da preservação de materiais e equipamentos já adquiridos e Preservação de faixas já liberadas. Projeto PDD 2A – Em 2014 foi realizado replanejamento e revisão do projeto básico, sem realização de obras. Continuação da preservação de materiais e equipamentos já adquiridos e Preservação de faixas já liberadas.

Projeto PDD 2B - Em 2014 foi realizado replanejamento e revisão do projeto básico, sem realização de obras. Continuação da preservação de transformadores já adquiridos e recomposição florestal no terminal de Guararema. Projeto PDD 2C – Continuação da preservação de materiais e equipamentos já adquiridos e Preservação de faixas já liberadas.


PLANEJAMENTO E RESULTADOS ALCANÇADOS Planejamento da unidade jurisdicionada Orientamos nossos negócios a partir do Plano Estratégico e do Plano de Negócios e Gestão (PNG), instrumentos que contêm o posicionamento estratégico da empresa. Nosso Plano Estratégico atualmente em vigor, o Plano Estratégico BR 2030, define direcionadores e objetivos a serem alcançados que são desdobrados em ações e metas para os negócios e para as diversas atividades da empresa. O Plano Estratégico 2014 da Petrobras Distribuidora engloba o Plano de Negócios e Gestão 2014-2018, que consolida os resultados previstos para os próximos cinco anos e define a nossa carteira de projetos de investimento. Aprovado pelo Conselho de Administração, o Plano Estratégico da Petrobras Distribuidora se integra ao Plano Estratégico Petrobras, cobrindo a área de negócios da Distribuição, compartilhando e incorporando os cenários macroeconômicos corporativos e se apoiando no cenário traçado para o mercado, mapeando as oportunidades de negócios, incertezas críticas e desafios futuros, a partir dos quais são projetados os objetivos e metas. O Plano Estratégico BR 2014-2018, a partir da Visão 2030 de “ser Líder no mercado de distribuição de derivados de petróleo e biocombustíveis, integrada na cadeia logística e a preferida pelos nossos públicos de interesse”, é estruturado em quatro grandes Estratégias de Negócio: Liderança, Agregação de Valor, Capacidade Logística e Marca.

Essas estratégias balizam a projeção dos resultados e os recursos necessários à sua consecução, constantes do plano de negócios e gestão, sempre com foco nas três grandes dimensões de desempenho: crescimento, rentabilidade e responsabilidade social e ambiental. O maior desafio desse plano é a ampliação da capacidade logística, de forma a sustentar a nossa liderança num cenário de crescimento ainda acelerado do mercado. Até 2018 a previsão constante do PNG 2014-2018 é de termos um crescimento médio anual da demanda de combustíveis e lubrificantes em torno de 3,6% a.a. Para acompanhar esse crescimento vão ser necessários fortes investimentos em Logística e Operações. Foram previstos também investimentos no mercado de grandes consumidores, com destaque para ampliação/adequação da infraestrutura de abastecimento nos aeroportos. Ênfase também para o mercado automotivo, com investimentos na


manutenção/ampliação da rede de postos. Esses investimentos devem suportar o alcance de uma participação de mercado de 37,3% em 2018. É importante destacar que os recursos destinados à rede de postos e à área de aviação são investimentos que visam não só o crescimento das vendas e resultados, diretamente, mas atendem também à necessidade de preservação e ampliação do valor percebido da marca Petrobras na Distribuição. São investimentos na imagem dos postos, na vinculação de novos postos para a rede, na ampliação da nossa presença em aeroportos, nos programas de fidelização e na garantia de qualidade dos produtos e serviços, entre outros, que potencializam a percepção dos públicos de interesse quanto à força da marca da companhia. O Plano Estratégico BR 2030 está estruturado de forma a garantir a participação de mercado da companhia nos patamares aprovados (entre 37% e 38%) e na geração de valor nos seus negócios. É inegável que existem desafios importantes que terão que ser enfrentados para que o plano alcance seus objetivos. Um ponto crítico do cenário vislumbrado é a perda de grande parte do fornecimento de combustíveis para mercado de térmicas do sistema isolado (região norte do país), que vem sendo substituído, de forma progressiva, pelo gás natural e pela implantação de linhas de transmissão nas regiões Norte e Centro-Oeste. Essa perda foi amplamente compensada nos dois últimos anos pelo aumento da demanda de geração de energia térmica do Sistema Interligado Nacional, função das condições climáticas excepcionais nesse período, que levou a uma situação de seca prolongada com redução da capacidade de geração hídrica e consequente necessidade de despacho das térmicas a óleo, favorecendo a manutenção das vendas em patamares elevados. Mas essa situação não deve persistir nos próximos anos e a redução prevista na venda para térmicas vai coincidir com um período de altos investimentos em infraestrutura logística, o que deverá impactar de forma relevante, nos primeiros anos, a nossa rentabilidade. Esses impactos estão considerados no plano, sendo mitigados por ganhos em outros segmentos. Contudo, para o cumprimento das metas, a capacidade de otimizar a aplicação dos recursos deverá ser um fator cada vez mais crítico.


Identificação da Ação Código 2787 Tipo: Atividade

Título Manutenção da Infraestrutura Operacional de Distribuição de Derivados de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

Iniciativa


Objetivo


Código: 0186


32239 - Petrobras Distribuidora S.A. - BR





Meta Unidade de


536.543.000 509.809.000 508.183.746 N/A N/A N/A N/A N/A Em 2014 foram realizados investimentos nas unidades operacionais de armazenagem e distribuição de derivados de petróleo e biocombustíveis (etanol e biodiesel) da Petrobras Distribuidora com foco no aumento da capacidade de movimentação, como também na adequação da infraestrutura operacional para a comercialização do diesel com baixo teor de enxofre (S10) e do aumento no teor do biodiesel de 5% para 7%, no atendimento a novos marcos regulatórios e na produtividade objetivando a redução no tempo de permanência nas unidades. A Petrobras Distribuidora também aumentou a sua capacidade de armazenagem, com a construção e reforma de tanques, bem como ampliação da infraestrutura de recebimento e expedição de produtos pelos modais rodoviário, ferroviário e fluvial. Os investimentos em infraestrutura de distribuição foram determinados pelo crescimento do consumo de derivados de petróleo e seus consequentes desafios logísticos, principalmente nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste. Destaque para os investimentos nas bases e terminais de Açailândia/MA, Alto Taquari/MT, Belo Monte/PA, Brasília/DF, Campo Grande/MS, Mataripe/BA e São Luís/MA que receberam investimentos significativos. No campo da automação industrial investimos com o objetivo de automatizar os processos gerando ganhos de produtividade, controle de qualidade e maior segurança das operações nas bases de distribuição da Petrobras Distribuidora. Foram realizados investimentos visando aperfeiçoar os processos decisórios relativos ao plano de suprimento de combustíveis a clientes, através da implantação de módulo de planejamento da demanda, integrado ao software de supply chain utilizado pela empresa. A implantação desse módulo permitiu a inserção de modelos estatísticos que aprimoraram a elaboração das estimativas de vendas pelas áreas comerciais da Petrobras Distribuidora, desenvolvendo uma interface amigável adaptada à realidade da empresa. Foram efetuadas melhorias nas instalações da fábrica e dos depósitos de lubrificantes, na planta de envase de Flua em Camaçari/BA e na aquisição de equipamentos mais avançados tecnologicamente para a linha de produção de lubrificantes. Também foram realizadas obras para adequação e


ampliação de instalações para distribuição a clientes consumidores de lubrificantes (granel fracionado). No que tange às Fábricas de Emulsões Asfálticas, a Petrobras Distribuidora efetuou obras de adequação da fábrica de emulsões asfálticas de Betim – FASFBET para permitir a produção de um novo produto na fábrica, o Asfalto Borracha. Além disso, efetuou obras de manutenção e melhoria nas demais fábricas de asfalto (FASFDUC – Fábrica de Asfaltos de Duque de Caxias, FASFVAP – Fábrica de Asfaltos do Vale do Paraíba, FASFNOAS – Fábrica de Asfaltos de Canoas, FASFSP – Fábrica de Asfaltos de São Paulo). No segmento de aviação, foram efetuados intensos investimentos em construções, ampliações e melhorias das instalações em aeroportos onde se destacam os projetos das instalações dos pools de aeroportos de Guarulhos, Brasília, Confins, Porto Alegre e São Gonçalo do Amarante e as obras de ampliação e melhoria nas revendas de aviação dos aeroportos de Santa Maria, Campo Grande, Belém, Uberaba e Salvador. Destaca-se também o aumento da frota de UAAs (unidades abastecedoras de aeronaves) em 217 unidades nos últimos 5 anos, sendo 48 unidades somente no ano de 2014, totalizando 619 UAAs em operação nos mais de 100 aeroportos em que a Petrobras Distribuidora atua no país, com cerca de 87.000 operações mensais de abastecimentos de combustíveis de aviação. Tendo em vista o crescimento médio do mercado de combustíveis de aviação (5,7% ao ano) no período de 2010 a 2014 e que a ausência de previsibilidade/regularidade de voos na aviação geral exige a disponibilidade permanente de equipamentos para atendimento, a empresa elaborou um Plano de Ampliação de Frota para adequação da crescente demanda e para dispor de flexibilidade no deslocamento dessas UAAs para qualquer lugar do país, podendo atender aos aumentos de demanda extraordinários relacionados principalmente aos eventos de grande expressão que ocorreram e ocorrerão no Brasil, como a Copa das Confederações, Jornada Mundial da Juventude, Copa do Mundo e Olimpíadas. No segmento de químicos, a Petrobras Distribuidora adquiriu 330 contentores para atendimento à demanda crescente da área de exploração e produção da Petrobras na Bacia de Campos. Foram efetuadas obras de adequação e reforma para aumento da capacidade operacional do Depósito de Supply House do Rio de Janeiro, responsável pelo suprimento de produtos químicos para a Unidade de Operações Rio de Janeiro (UO-Rio) da Petrobras, que opera plataformas nesta bacia. Além disso, em Sergipe, foi inaugurado o novo Depósito de Supply House de Japaratuba, com área de 12 mil m², que deverá movimentar em torno de 3 mil m³ mensais para suprir a Unidade Operacional da Bacia de Sergipe Alagoas(UO-SE-AL) da Petrobras. Os depósitos de Supply House são instalações localizadas próximas às Unidades Operacionais do E&P da Petrobras, destinadas ao recebimento, armazenagem, envase, movimentação e expedição de produtos químicos aos portos sob gestão da Petrobras, de maneira a atender às plataformas e sondas marítimas e terrestres (estas últimas principalmente na Região Nordeste do País).



Título Manutenção da Infraestrutura Varejista de Distribuição de Derivados de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

Iniciativa


Objetivo


Código: 0186





Dotação Inicial

Dotação Final



173.043.000 218.302.000 215.898.463 N/A N/A N/A N/A N/A Para a Manutenção da Infra Estrutura Varejista de Distribuição de Derivados de Petróleo, Gás Natural Álcool e Biocombustíveis, que conta com uma rede de 7.931 postos revendedores, foram realizados investimentos voltados para reformas, instalação e substituição de equipamentos, automação da rede de postos próprios e de terceiros como também as adequações necessárias para a comercialização do diesel UBTE (Ultra Baixo Teor de Enxofre) em postos revendedores. Foram obras de reformas, serviços, aquisição e instalação para substituições de equipamentos, além da realização de serviços em imagens que beneficiaram 814 postos revendedores com esses investimentos (considerando-se postos com investimentos acima de R$ 40 mil). Destes, 109 pertencem à rede de postos próprios e 705 são postos de terceiros. Destaque para substituições de equipamentos existentes por novos equipamentos, incluindo a retirada de 426 tanques antigos e a instalação de 222 tanques novos jaquetados. Sempre visando o aprimoramento do seu portfólio de produtos, a Petrobras Distribuidora lançou uma nova gasolina aditivada de alta tecnologia, a gasolina Petrobras Grid, para substituir a gasolina Supra. Além de possuir aditivos detergentes e dispersantes na sua composição, a nova gasolina apresenta como diferencial, aditivo modificador de atrito, que reduz o atrito no motor, proporcionando melhor desempenho, com melhores tempos de retomada de velocidade nos ensaios realizados sob condições controladas e padronizadas. Com o lançamento da gasolina Petrobras Grid, cerca de 6.700 postos receberam a programação visual com a nova marca da gasolina e com o novo padrão de identificação dos demais produtos, para atendimento da Resolução ANP 41/2013. Investiu-se também na automação e informatização das instalações em postos revendedores, agregando agilidade e confiabilidade aos serviços de conveniência e venda de combustíveis. Atualmente, possuímos 942 lojas de conveniências, 83 pistas e 161 postos com GNV dotados com sistemas de automação desenvolvidos pela BR. Foi aperfeiçoado o sistema da transmissão de dados, como também houve atualização de sistemas e equipamentos e desenvolvimento de novos aplicativos para as lojas de conveniências. O programa De Olho no Combustível da Petrobras Distribuidora foi aprimorado para atender ao mercado brasileiro, tendo em vista o aumento do percentual de biodiesel no diesel de 5% para 6% em julho, e de 6% para 7% em novembro do ano que passou. Para tanto, foram adquiridos mais três


equipamentos portáteis de análise de biodiesel, disponibilizados nos terminais da BR (TEPLAN/SP, TEBRAS/DF e TEMAT/BA).

Identificação da Ação Código 2799 Tipo: Atividade Título Manutenção da Infraestrutura de Atendimento a Grandes Clientes

Iniciativa


Objetivo


Código: 0186





Dotação Inicial

Dotação Final



127.506.000 62.383.000 61.607.784 N/A N/A N/A N/A N/A A Petrobras Distribuidora efetuou obras para ampliação e adequação de instalações em clientes consumidores, incluindo aquisição e instalação de equipamentos, visando atender exigências legais e ambientais, além de aumentar a capacidade de distribuição de combustíveis. No segmento asfáltico, a empresa investiu na aquisição de kits para instalação em cliente especializado em pavimentação asfáltica, localizado no Estado do PR, como também efetuou melhoria em tanque em usina de produção de concreto asfáltico localizada em MG. Adicionalmente, foram instalados equipamentos em cliente do ES, como também em obras da Estrada de Ferro Carajás/MA e da BR-230 (Transamazônica). Em função de mudanças na conjuntura do setor de energia, com destaque para a Lei 12.783/2013 (conversão da MP 579/2012), que dispõe sobre a redução dos encargos setoriais, de modo que reduziu em média 20% o valor da conta de energia a partir do ano de 2013, os investimentos em projetos de eficiência energética e GHP (Geração em Horário de Ponta) da área de energia da Petrobras Distribuidora ficaram reduzidos no ano de 2014. Destaque apenas para a continuidade do projeto de eficiência energética para modernização da central de água gelada em Shopping localizado no RJ. Os investimentos em Eficiência Energética visam orientar e implementar o uso racional de energia e reduzem a necessidade de geração de energia elétrica no país, levando à diminuição das emissões de gases de efeito estufa (GEE). Esta ação soma-se aos esforços da sociedade no sentido de redução dos impactos ambientais causados pelas atividades econômicas. A Petrobras Distribuidora detém contrato de concessão para distribuição de gás natural no Estado do Espirito Santo pelo período de 50 anos, vigente desde 1993. Esse contrato é regulado e fiscalizado regulamentado e acompanhado pela ASPE (Agência de Serviços Públicos de Energia do Estado do Espírito Santo) e prevê investimentos anuais na expansão da rede de distribuição e atendimento a novos usuários de construção e manutenção de ramais de gasoduto de gás natural no Estado. Ao longo de 2014 foram efetuadas obras de interiorização, ampliando a rede de distribuição de gás natural para as cidades de Linhares, São Mateus, Colatina e Sooretama. O atendimento aos ramais das cidades de São Mateus e Colatina já entraram em operação, com média inicial de comercialização de 5.000 m³/dia de gás natural. Com isso a interiorização de gás natural teve um acréscimo em relação a 2013 de 20% passando para 30.000 m³/dia. Também foram efetuadas obras de expansão dos segmentos residenciais e comerciais nas cidades de Vitória, Serra e Vila Velha,


com a construção de 43 km de rede, expandindo a carteira de clientes faturados em 3.860 unidades, equivalente a um adicional de 11% das vendas do segmento residencial comparados a 2013 e totalizando 31.169 clientes com faturamento ativo. Em complemento foram efetuadas obras de desenvolvimento do segmento industrial e na cidade de Serra, através da adição de 5,2 km de um total de 11 km de rede para atendimento ao polo industrial CIVIT-I/Serra. No segmento de comercialização de produtos químicos e serviços para a indústria química e do petróleo foi adquirida uma máquina embegadora para venda de uréia por meio do Depósito de Supply House de Japaratuba - SE. Esta compra viabilizará a movimentação e o beneficiamento de produto oriundo da Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados de Laranjeiras - SE.


Título

Manutenção dos Sistemas de Proteção Ambiental, de Segurança Industrial e de Saúde Ocupacional no Segmento de Distribuição de Derivados de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

Iniciativa


Objetivo


Código: 0186





Dotação Inicial

Dotação Final



33.795.000 36.675.000 35.891.959 N/A N/A N/A N/A N/A Com relação à investimentos em Segurança, Meio Ambiente e Saúde - SMS, a Petrobras Distribuidora realizou investimentos em 40 unidades operacionais, com foco no atendimento a requisitos legais demandados principalmente por Órgãos Ambientais, Corpo de Bombeiros e demais Órgãos Públicos (Ministério Público, Ministério do Trabalho, Prefeitura e etc...) ; importante destacar que parte desses investimentos também foram direcionados para atender programas e diretrizes corporativas de SMS, destacando as unidades operacionais localizadas em Brasília e Goiânia com o objetivo de renovação do sistema de combate à incêndio. Com o mesmo foco, ou seja, manter a plena conformidade com a legislação brasileira relativa ao Meio Ambiente e à Segurança, a Petrobras Distribuidora adquiriu para a rede de postos revendedores equipamentos para Sistema de Drenagem e Separadores de Água e Óleo (SAO), que garantem o enquadramento dos efluentes dos postos; como também Sistemas de Contenção Secundária ("sumps"), capazes de conter eventuais vazamentos em bombas e pontos de recebimento de combustíveis, garantindo a proteção do solo, dos lençóis freáticos e de cursos d´água; e Pára- Raios e Sistemas de Aterramento, que garantem a integridade do patrimônio do posto e a segurança dos trabalhadores e dos clientes, em caso de descargas atmosféricas. Adicionalmente houve aquisição de equipamentos para armazenamento de combustíveis nas obras de clientes do segmento asfáltico e implantação de sistema de captação de águas pluviais na Fábrica de Emulsões Asfálticas do Paraná – FASFPAR. Foram realizadas obras de pavimentação nos pátios dos Depósitos de Supply House de Vitória - ES e do Rio de Janeiro- RJ.


Todos investimentos e projetos acima mencionados têm se traduzido em crescimento, rentabilidade e responsabilidade social e ambiental para a Cia, se refletindo na manutenção da liderança no mercado de Distribuição de Combustíveis, e por consequência, fidelizando os consumidores e ampliando o relacionamento com eles.


Título Manutenção da Infraestrutura Operacional de Distribuição de Derivados de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

Iniciativa


Objetivo


Código: 0186


32333 - Stratura Asfaltos S.A.



Dotação Inicial

Dotação Final



2.500.000 2.200.000 1.767.360 N/A N/A N/A N/A N/A Na subsidiária Stratura Asfaltos S.A. o laboratório da área de soluções de engenharia passou por reformulação tecnológica através da aquisição de equipamentos de ponta para ensaios e testes laboratoriais. Adicionalmente, foram efetuadas melhorias nos processo industriais com obras de ampliação da capacidade de produção de asfaltos modificados; como também reformas dos galpões de armazenagem de produtos embalados; melhoria das instalações dos laboratórios; melhorias em SMS nos sistemas de combate à incêndio e de segurança nas unidades; construção de quiosque e vestiário para motoristas de caminhões, substituição dos sistemas de comandos elétricos, instalação de câmeras de monitoramento; e reforma dos pavimentos do sistema viário; diversas reformas de equipamentos, com destaque para moinhos, bombas, motores e empilhadeiras.


PROGRAMA TEMÁTICO 2033– ENERGIA ELÉTRICA

Objetivo 0023

Identificação da Ação Código 10WI Tipo: Projeto

Título Implantação da 2ª Fase da Usina Termelétrica Sepé Tiaraju, com Acréscimo de 90 MW, através de Ciclo Combinado, em Canoas (RS)

Iniciativa 000W - Implantação de Usinas Termelétricas

Objetivo

Utilizar as fontes térmicas para geração de energia elétrica, contribuindo para o equilíbrio, complementariedade e diversificação da matriz elétrica.

Código: 0023

Programa Energia Elétrica Código: 2033 Tipo: Finalístico Unidade Orçamentária




Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

88.740.000 147.956.000 145.111.256 Obra executada


física

9 9 5

Análise Situacional O projeto de Implantação de Ciclo Combinado na Usina Termelétrica Sepé Tiarajú (UTE-ST) aumentará sua capacidade em 87 MW (de 161 MW para 248 MW). Em janeiro/2013, devido ao baixo desempenho da empreiteira responsável pela montagem eletromecânica, comissionamento e fornecimento de bens e suprimentos críticos, houve a paralização da obra em consequência de um processo de Recuperação Judicial, tendo a Petrobras rescindido o contrato com esta e realizando nova contratação para o escopo remanescente. No período, ressalta-se a conclusão das seguintes atividades: (i) Conclusão da Lavagem Química das tubulações de vapor - TGV em 12/08/2014; (ii) Conclusão da Sopragem das tubulações de vapor em 03/09/2014; (iii) Conclusão do comissionamento da subestação de 230 kV em 26/09/2014; (iv) Conclusão do alinhamento do Turbogerador a Vapor em 11/12/2014; (v) Obtenção da Autorização da ANEEL para Testes do TGV em 11/12/2014; (vi) Partida da Caldeira Recuperadora de Calor - HRSG concluída em 17/12/2014. O início da operação da unidade foi reprogramado de setembro de 2014 para fevereiro de 2015.


Identificação da Ação Código 14LB Tipo: Projeto Título Ampliação da Geração de Energia Elétrica na Região Nordeste


Objetivo


Código: 0023





Dotação Inicial

Dotação Final



112.770.000 9.707.000 7.714.792 Sistema ampliado Percentual de execução

física

4 1 1

Análise Situacional O projeto Muricy II e Pecém II tiveram realização orçamentária próxima ao previsto.


Identificação da Ação Código 14LC Tipo: Projeto Título Ampliação da Geração de Energia Elétrica na Região Sudeste


Objetivo


Código: 0023





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

179.155.000 148.600.000 139.912.481 Sistema ampliado


física

14 10 16

Análise Situacional A Usina Termelétrica Baixada Fluminense (Seropédica-RJ), com capacidade instalada de 530 MW, encontra-se com sua subestação de conexão ao Sistema Interligado Nacional em operação desde 19/11/13 e em operação comercial das duas unidades geradoras à gás (Ciclo Simples) desde 01/03/2014 e da unidade geradora a vapor (Ciclo Combinado) desde 09/01/2015.


Identificação da Ação Código 151G Tipo: Projeto Título Ampliação da Geração de Energia Elétrica na Região Norte


Objetivo


Código: 0023





Dotação Inicial

Dotação Final



84.119.000 1.740.000 1.786.713 Sistema ampliado Percentual de execução

física

29 1 1


O projeto da Usina Termelétrica Azulão consiste em uma planta de produção de gás natural integrada a uma usina termelétrica com o objetivo de utilizar o volume disponível de gás natural do Campo de Azulão de aproximadamente 500 mil m³/dia pelo período de 25 anos. Este empreendimento ficará localizado no município de Silves (AM) e consiste na implantação de uma usina termelétrica a gás natural em ciclo combinado de 102,74 MW de potência instalada. Além dos equipamentos de geração de energia, subestação e linha de transmissão de 138 kV e tratamento de água, o projeto contempla também uma planta de produção e tratamento de gás natural do Campo de Azulão. O empreendimento chegou a ser habilitado tecnicamente pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para participar do Leilão de Energia Nova A-5 de 2014. Entretanto, alterações no modelo de negócio do empreendimento implicaram o redirecionamento deste projeto para os Leilões subsequentes, a serem realizados em 2015.


PROGRAMA TEMÁTICO 2033 – ENERGIA ELÉTRICA

Objetivo 0025

Identificação da Ação Código 14LF Tipo: Projeto Título Implantação de Unidade de Geração de Energia Elétrica Utilizando Energia Solar

Iniciativa 000Y - Implantação de Plantas para Geração de Energia Elétrica a partir de Outras Fontes Alternativas

Objetivo Aproveitar o potencial de geração de energia elétrica a partir de fontes alternativas e renováveis

Código: 0025





Dotação Inicial

Dotação Final



2.249.000 2.249.000 657.034 Unidade implantada

Unidade 1 1


• Execução das metas: A unidade prevista não foi implantada. O processo está em andamento e a nova previsão de finalização é 2015.

• Fatores intervenientes: Houve atraso no processo de contratação para a instalação e partida do sistema termossolar e também na chegada de materiais para o sistema.

• Outros: N/A



Objetivo 0048

Identificação da Ação Código 4394 Tipo: Atividade Título Racionalização do Uso da Energia nas Atividades da Petrobras

Iniciativa 003W - Promover a Conscientização Sobre o Uso Eficiente de Energia Elétrica

Objetivo Aproveitar o potencial de geração de energia elétrica a partir de fontes alternativas e renováveis

Código: 0048




Execução Financeira e Física Execução Orçamentária e Financeira Execução Física – Meta Dotação

Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado


• Execução das metas: Realização física dos projetos componentes desta ação dentro do previsto. A realização

financeira permitiu às refinarias desenvolver os projetos referentes à redução do consumo de energia e aumento de eficiência de processos e unidades.

• Fatores intervenientes: Flutuação dos preços da energia elétrica tem forte impacto na atratividade destes projetos.

Sistemática atual está preparada para atender a este dinamismo. O Programa se baseia na implantação de diversas iniciativas para racionalização do uso da energia na Petrobras. Houve atrasos em algumas implementações principalmente devido a atrasos nos processos de contratação.

• Outros: N/A



Objetivo 0437

Identificação da Ação Código 6556 Tipo: Atividade Título Manutenção da Infraestrutura Operacional de Usinas Termelétricas

Iniciativa 01G1 - Manutenção do parque gerador de energia

Objetivo

Promover a manutenção das instalações de geração e de transmissão de energia elétrica, visando a confiabilidade e a segurança do sistema.

Código: 0437





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado


No ano de 2014 as seguintes manutenções das instalações de geração do Parque Termelétrico foram integralmente realizadas: • Parada Programada do TIPO C (manutenção e revisão completa) de duas Turbinas a Gás,

denominadas TG12 e TG31, da Usina Termelétrica Gov. Leonel Brizola (Rio de Janeiro/RJ), capacitando estas turbinas para operarem por mais um ciclo de 24.000 horas de operação;

• Parada Programada do TIPO C (manutenção e revisão completa) da Turbina a Gás da Usina Termelétrica Celso Furtado (Salvador/BA), capacitando-a para operar por mais um ciclo de 24.000 horas de operação;

• Parada Programada do TIPO HGPI (manutenção e revisão completa da seção quente) de 3 (três) Turbinas a Gás, denominadas TG1A, TG1B e TG2B, da Usina Termelétrica Luís Carlos Prestes (Três Lagoas/MS), capacitando estas turbinas para operarem por mais um ciclo de 24.000 horas de operação;

• Parada Programada do TIPO HGPI (manutenção e revisão completa da seção quente) da Turbina a Gás da Usina Termelétrica Euzébio Rocha (Cubatão/SP), capacitando-a para operar por mais um ciclo de 24.000 horas de operação;

• Parada Programada do TIPO MAJOR da Turbina a Gás e Turbina a Vapor da Usina Termelétrica Aureliano Chaves (Ibirité/MG), capacitando-a para operar por mais um ciclo de 50.000 horas de operação.

• Parada Programada do TIPO C (manutenção e revisão completa) da Turbina a Gás TG12 da Usina Termelétrica Fernando Gasparian (São Paulo/SP), capacitando esta turbina para operar por mais um ciclo de 24.000 horas de operação.




Objetivo


Código: 0437


32358 - Energética Camaçari Muricy I S.A. - ECM 1



Dotação Inicial

Dotação Final



5.490.000 5.747.000 21.463.802 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional Investimento distribuído da seguinte forma:

• Reconstrução do Motor à Combustão (MAN) que compõe o grupo gerador (MG05). Este sofreu um sinistro no mês de setembro/14, os gastos foram basicamente com importação de partes e peças e desembaraço aduaneiro;

• Recursos aplicados ao projeto de Correção do Sistema de Arrefecimento dos Moto-

Geradores, incluindo aquisição de parte dos equipamentos como as torres de resfriamento, além de gastos com elaboração de projetos de básico e executivo.

• Parada Programada (revisão de 8.000 horas), segundo recomendação do fabricante (MAN)

para manter os padrões de rendimento e segurança dos equipamentos.




Objetivo


Código: 0437


32359 - Arembepe Energia S.A.



Dotação Inicial

Dotação Final



6.928.000 5.047.000 2.203.669 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional Investimento distribuído da seguinte forma:

• Recursos aplicados na elaboração de diversos projetos de Automação dos Moto-Geradores, visando aumento de eficiência da planta e segurança operacional, os quais serão implantados ao longo dos anos de 2015 e 2016.

• Parada Programada (revisão de 8.000 horas), segundo recomendação do fabricante

(Hyundai) para manter os padrões de rendimento e segurança dos equipamentos.


PROGRAMA TEMÁTICO 2053 – PETRÓLEO E GÁS Objetivo 0057


Descrição Implantar sistemas coordenados de exploração, produção e processamento de petróleo e gás natural, em terra e mar, com conteúdo local, bem como de transporte de gás natural, orientados ao desenvolvimento equilibrado do território e para atender, agregando valor, aos mercados doméstico e internacional.


Programa Petróleo e Gás Código 2053



em 2014 c)Realizada


(c/a) 01 Aumentar a produção de

petróleo e LGN para 3,07 milhões de barris por dia,

abastecendo o mercado nacional e buscando gerar

excedentes de produção que poderão ser exportados

Milhões de barris por dia

3,07 Milhões bpd

2,034 MMbpd

Não se aplica: meta

anual não acumulativa

Não se aplica: meta anual não

acumulativa

METAS QUALITATIVAS

Sequencial Descrição da Meta 02 Agregar valor ao gás natural

03 Aumentar a participação da oferta nacional no mercado de gás natural, possibilitando o suprimento e a expansão do mercado interno e buscando a geração de excedentes de produção com vistas à exportação

04 Desenvolver e implantar meios alternativos de utilização do gás natural, através de soluções que envolvam transformações química e física, possibilitando incremento de valor agregado e maior eficiência no armazenamento e transporte

05 Identificar novas acumulações de petróleo e gás nas bacias sedimentares brasileiras terrestres e marítimas de forma a manter a relação Reserva x Produção em níveis sustentáveis

06 Possibilitar a atuação internacional para o acesso a reservas de produção de petróleo e gás natural, de forma a contribuir para a sustentabilidade de sua reposição e para o atendimento do mercado brasileiro


• Execução das metas: Em 2014, a produção média no Brasil foi de 2,034 milhões de barris de petróleo por dia (bpd) e de 67,8 milhões de metros cúbicos de gás por dia (m³/d), excluindo líquido de gás natural (LGN), o melhor resultado anual já alcançado. Em dezembro, também alcançou recordes mensal e diário de produção no País, atingindo 2,212 milhões de bpd e 2,300 milhões de barris de petróleo, respectivamente. No total, foi produzido 2,461 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), o que representa um aumento de 6% em relação ao volume do ano anterior. Foi alcançado os volumes de produção no Brasil com 122 unidades marítimas, das quais 68 são plataformas fixas e 54 flutuantes. Em 2014 foram incorporados ao sistema quatro unidades de produção, relacionadas abaixo:


Unidade de Produção Projeto Capacidade (mbpd)

Início da Operação

Participação Petrobras (%)

P-58 Norte do Parque das Baleias 180 17-mar 100

P-62 Roncador IV 180 12-mai 100 Cidade de Mangaratiba Iracema Sul 150 14-out 65

Cidade de Ilhabela Sapinhoá Norte 150 20-nov 45

Em 2014, a produção de óleo equivalente do Brasil considerada nas reservas cresceu 4,9% em relação a 2013 (0,8 bilhão de boe). Isso quer dizer que, mesmo com o aumento significativo do volume produzido, o Brasil manteve o IRR acima de 100% pelo 23º ano consecutivo. A relação Reserva/Produção foi de 19,3 anos. Em 2014, foi registrado o expressivo crescimento de 23% das reservas provadas do pré-sal em relação ao ano anterior. Deste modo, apenas oito anos após a descoberta dessa camada, o pré-sal passou a responder por mais de 30% das nossas reservas provadas no País.

1. Meta: Aumentar a produção de petróleo e LGN para 3,07 milhões de barris por dia,

abastecendo o mercado nacional e buscando gerar excedentes de produção que poderão ser exportados. O aumento de produção de óleo mencionado acima, deveu-se, principalmente, a: • Aumento de oito unidades na frota de pipe-laying support vessels (PLSVs), navios lançadores de linhas de dutos no mar, que aumentaram a velocidade de interligação de poços às unidades estacionárias de produção; • Melhoria do desempenho operacional na construção e interligação de poços; • A entrada em operação de quatro novos sistemas de produção P-58, P-62, Cidade de Mangaratiba e Cidade de Ilhabela; • O aumento da produção das unidades P-55, P-63, Cidade de Itajaí, Cidade de São Paulo e Cidade de Paraty, que entraram em operação em 2013. A produção total média de óleo no pré-sal, incluindo o volume de parceiros, passou de 301,6 mil bpd em 2013 para 491,4 mil bpd em 2014, um aumento de 63%, com sucessivos recordes. Em 2014, perfuramos nessa camada 22 poços de desenvolvimento da produção e sete para aquisição de dados de reservatório.

3. Meta: Aumentar a participação da oferta nacional no mercado de gás natural, possibilitando o suprimento e a expansão do mercado interno e buscando a geração de excedentes de produção com vistas à exportação Em 2014 foi superado o recorde do ano anterior de entrega de gás natural nacional ao mercado, atingindo uma vazão média anual de 46,5 milhões m³/dia. A produção de gás, que considera o que é consumido no sistema de produção e reinjetado nos reservatórios, totalizou 71,8 milhões de m³/dia incluindo LGN, um incremento de 5,9 milhões de m³/dia em relação a 2013. Este aumento deveu-se principalmente, à entrada em operação das plataformas na Bacia de Campos, P-58, P-55 e P-62, e no pré-sal da Bacia de Santos, os FPSOs Cidade de Ilhabela e Cidade de Mangaratiba. Destaca-se o êxito do Programa de Otimização do Aproveitamento de Gás Natural (POAG 2015), que tem nos permitido melhorar o desempenho das Unidades de Operações das regiões Sul e Sudeste. Em 2014, registramos 92% de aproveitamento de gás associado, mantendo o mesmo nível de aproveitamento de 2013.


5. Meta: Identificar novas acumulações de petróleo e gás nas bacias sedimentares brasileiras terrestres e marítimas de forma a manter a relação Reserva x Produção em níveis sustentáveis. Em adição às reservas provadas de 2013, foi apropriado um volume de 1,091 bilhão de boe durante 2014. Também foi feita a devolução de 11 concessões, o que acarretou a dedução de reservas provadas de 0,043 bilhão de boe. Não ocorreram vendas de participação em campos no Brasil. Dessa forma, o balanço entre apropriações e devoluções de concessões no Brasil resultou em um acréscimo de 1,049 bilhão de boe às reservas provadas, que compensou com folga a produção de 2014, de 0,839 bilhão de boe. Esse volume produzido não considera os Testes de Longa Duração (TLD) em blocos exploratórios. Em 31 de dezembro, segundo os critérios ANP/SPE, nossas reservas provadas de petróleo e de gás natural no Brasil totalizaram 16,183 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), representando um crescimento de 1,3% em relação a 2013 (15,973 bilhões de boe), assim distribuídas:

Reservas Provadas Brasil (critérios ANP/SPE) 2013 2014 Petróleo (bilhões bbl) 13,512 13,686 Gás (bilhões m³) 391,286 396,895 Total (bilhões boe) 15,973 16,183

A tabela a seguir apresenta a evolução das nossas reservas provadas no Brasil (critérios ANP/SPE) em 2014: Composição das reservas provadas, segundo critérios ANP/SPE

Brasil (bilhão de boe)

a) Reservas Provadas Dezembro/2013 15,973 b) Apropriações de Reservas Provadas em 2014 1,091 c) Monetização de Reservas em 2014 0,000 d) Devoluções de concessões em 2014 -0,043 e) Balanço de 2014 (b+c+d) 1,049 f) Produção do Ano de 2014 -0,839 g) Variação Anual (e+f) 0,210 h) Reservas Provadas Dezembro/2014 (a+g) 16,183

Para cada barril de óleo equivalente produzido em 2014, foi apropriado 1,25 barril, resultando em um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 125%.

• Fatores intervenientes: Diversos foram os fatores que levaram a alteração do cronograma dos projetos em 2014, dentre eles destacamos as condições climáticas adversas, os problemas operacionais e a demora na obtenção de licenças ambientais.



Código 1I72 Tipo: Projeto Título Construção de Unidades Estacionárias de Produção II (Período 2007-2014)

Iniciativa 0053 - Construção de Unidades Estacionárias de Produção II

Objetivo

Implantar sistemas coordenados de exploração, produção e processamento de petróleo e gás natural, em terra e mar, com conteúdo local, bem como de transporte de gás natural, orientados ao desenvolvimento equilibrado do território e para atender, agregando valor, aos mercados doméstico e internacional.

Código: 0057

Programa Petróleo e Gás Código: 2053 Tipo: Finalístico Unidade Orçamentária

32282 - Petrobras Netherlands B.V. - PNBV



Dotação Inicial

Dotação Final



105.413.000 806.790.000

782.229.068

Projeto executado


física

1 2 1


• Execução das metas: Dentre os projetos que compõem o portfólio desta ação em 2014, o mais significativo compreende a construção da plataforma P-62.

A P-62 é uma unidade do tipo FPSO, com capacidade de processamento de 180 mil bopd e compressão de gás 6 MM m3/d. Em 12.05.2014, após a ancoragem e o comissionamento dos principais sistemas da plataforma, a unidade iniciou a produção do módulo IV no campo de Roncador, no pós-sal da Bacia de Campos.

• Fatores intervenientes: Não ocorreram eventos relevantes que merecessem ser destacados.


Identificação da Ação Código 117Q Tipo: Projeto Título Construção de Unidades Estacionárias de Produção III (Período 2008-2015)

Iniciativa 0054 - Construção de Unidades Estacionárias de Produção III

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



99.734.000 717.630.000

379.747.958

Projeto executado


física

1 3 2


• Execução das metas: Dentre os projetos que compõem o portfólio desta ação em 2014 os mais significativos compreendem a construção das plataformas P-61 e P-63. A P-63 é uma unidade do tipo FPSO, com capacidade de processamento de 140 mil bopd e, compressão de 1 MM m3/d de gás. A P-61 é uma TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) , ou seja, uma plataforma semelhante a uma semi-submersível, tendo como especificidade seu projeto de ancoragem composto por tendões de aços tensionados, permitindo redução de seus movimentos e consequente instalação de árvores de natal de completação seca e viabilizando a produção de óleo pesado em águas profundas. É a primeira plataforma deste tipo no Brasil. Essas plataformas fazem parte do sistema integrado de produção instalado no campo de Papa-Terra, localizado no pós-sal da Bacia de Campos.

• Fatores intervenientes: A realização financeira a menor deveu-se, principalmente, por problemas operacionais e péssimas condições de mar que acarretaram postergações dos cronogramas de atividades.


Identificação da Ação Código 146Q Tipo: Projeto Título Construção de Unidades Estacionárias de Produção V (Período 2012-2021)

Iniciativa 0057 - Construção de Unidades Estacionárias de Produção V

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



5.951.927.000

5.265.930.000

5.135.651.816

Projeto executado


física

18 18 25


• Execução das metas: Esta ação compreende a construção de seis FPSOs (plataforma que produz, armazena e transfere petróleo, na sigla em inglês) P-72, P-73, P-74, P-75, P-76 e P-77, com capacidade de produção de 150 mil barris de petróleo por dia cada, destinados aos blocos da Cessão Onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos. Os contratos contêm cláusulas de conteúdo local (contratação de equipamentos e serviços nacionais), que variam de 65% a 71%. Para a construção dos módulos das plataformas, os contratos preveem um índice de conteúdo local de 65% nos serviços de construção de montagem; 65% nos serviços de engenharia de detalhamento; 65% nos serviços de gerenciamento; e de 71% para o fornecimento de materiais. Já o serviço de instalação e integração dos módulos no casco também terá conteúdo local de 65%. A construção e a integração dos módulos irão gerar mais de 4.000 empregos diretos e indiretos nas regiões onde estão localizados os estaleiros de integração que executarão os serviços. Em 2014, continuaram as obras de conversão dos cascos e fabricação dos módulos das plataformas P-74, P-75, P-76 e P-77.

• Fatores intervenientes: A execução foi impactada, principalmente pela demora da empresa Estaleiros do Brasil na obtenção de sua licença de operação, que refletiu nas atividades de construção e montagem da P-74; e por problemas na emissão de documentos que levaram a ajustes do cronograma da fabricação dos módulos da P-74.



Título Manutenção e Recuperação dos Sistemas de Produção de Óleo e Gás Natural na Região Norte

Iniciativa 0058 - Desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural, através da instalação de novos sistemas de produção e manutenção e melhorias dos sistemas atualmente existentes

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



390.333.000 472.834.000

460.037.477

N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Dos 19 projetos que compõem o portfólio dessa ação em 2014, destacam-se:

• Adensamento de Malha do campo de LUC, que consiste na construção de sete poços de desenvolvimento da produção e na adequação e ampliação das instalações de coleta. Este projeto irá possibilitar um aumento potencial na média anual de produção da Região Norte da ordem de 500 bpd. Em 2014, estavam previstas a construção e interligação de três poços e o início da perfuração de um. No ano foram construídos e interligados quatro novos poços.

• Implantação da Unidade de Processamento de Gás Natural - UPGN IV consiste na transferência da planta da Unidade de Recuperação de Gás Natural - URGN-III, instalada em Catú/BA para o Pólo Arara/Urucu. Este projeto irá aumentar a capacidade de processamento de gás da Região Norte em 2,5 milhões m³/d. Em 2014 estavam previstas as atividades de: (i) entrega do sistema de desbutanização; (ii) conclusão da montagem das instalações off-site e on-site; (iii) comissionamento e pré-operação das instalações; e (iv) operação assistida da UPGN IV. Todas as atividades programadas foram realizadas.




Título Manutenção e Recuperação dos Sistemas de Produção de Óleo e Gás Natural na Região Nordeste


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



2.335.084.000

3.171.100.000

2.989.677.315

N/A N/A N/A N/A N/A



• Piranema Complementar tem como objetivo o aumento do fator de recuperação de óleo do campo, consistindo na construção de três poços e a sua interligação ao FPSO Piranema. O projeto foi finalizado em 2014, com a conclusão das atividades previstas.

• Ampliação da Injeção de Água no Campo de Ubarana tem como objetivo o aumento do fator de recuperação de óleo dos reservatórios do bloco principal do campo, de 19% para 32%, possibilitando um aumento na reserva de 23 milhões de barris para 110. No ano de 2014, foram realizados a substituição do oleoduto, lançamento do aqueduto, lançamento de cabo elétrico terrestre e obras de facilidade de injeção.

• Adensamento de malha e Injeção de Vapor nos campos de Estreito e Alto do Rodrigues consiste em ampliar produção de óleo desses campos, possibilitando a recuperação do volume adicional de 11,14 milhões de barris de óleo. No ano de 2014, foram previstos e realizados a construção de 211 poços, a construção das respectivas facilidades de produção (eletrificação, automação, linhas de surgências, manifold, tancagem e interligação) e a injeção de vapor em 192 poços.




Título Aquisição de Bens Destinados às Atividades de Pesquisa e Lavra de Jazidas de Petróleo e Gás Natural


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



2.946.700.000

1.779.381.000

1.479.409.150

N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Dos 35 projetos que compõem o portfólio dessa ação em 2014, destacam-se Papa-Terra e Parque das Baleias. Esta ação contempla, para ambos os projetos, a aquisição de equipamentos submarinos repetráveis, tais como árvore de natal molhada (ANM), manifold, linhas etc. Dentre os equipamentos recebidos em 2014, destacamos as ANMs e as linhas flexíveis. No caso do projeto de Papa-Terra a entrega de parte das linhas foi postergada para 2015.



Identificação da Ação Código 2D00 Tipo: Atividade Título Desenvolvimento dos Sistemas de Produção de Óleo e Gás das Bacias da Amazônia


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final




• Execução das metas: Dos seis projetos que compõem o portfólio dessa ação em 2014, destaca-se o projeto Desenvolvimento Inicial do campo de Araracanga, localizado as margens do Rio Tefé na Amazônia próximo à base de processamento de óleo e gás do Polo Arara, em Urucu. Em 2014 estavam previstas a adequação das instalações do Polo, a interligação de dois poços e a recuperação ambiental das áreas dos poços e arredores. No ano foram concluídas a construção das linhas de interligação do campo ao Polo Arara, e a interligação dos poços, tendo sido iniciados os serviços de recuperação ambiental e as obras de adequação do Polo.

• Fatores intervenientes: A execução foi impactada, principalmente, por problemas operacionais e pela baixa performance da empresa responsável pelas obras de adequação do Polo Arara.


Identificação da Ação Código 4109 Tipo: Atividade Título Manutenção da Infraestrutura de Exploração e Produção de Óleo e Gás Natural


Objetivo


Código: 0057






Realizado Descrição da Meta Unidade de medida

Previsto

Reprogramado Realizado

3.252.026.000

3.312.006.0000

3.349.730.236 N/A N/A N/A N/A N/A



• Revitalização Fase 1 PCH-2 consiste na atualização das suas instalações, objetivando a viabilização da continuidade operacional de produção até o final da vida econômica da concessão. Em 2014 foram iniciadas as obras de revitalização das instalações.

• Revitalização Fase 1 de PNA-1 que consiste na atualização dos seus sistemas e instalações de forma a garantir o atendimento aos requisitos legais e a continuidade operacional de produção.

• E&P-CPM- Infraestrutura é composto por vários subprojetos que tem por finalidade a reposição e/ou atualização de ferramentas e equipamentos, bem como, mobiliário de escritório, utilizados nas atividades de construção de poços marítimos. Os gastos efetuados em 2014 decorreram , principalmente, da aquisição de ferramentas de cabeça de poço e de bens duráveis associados as instalações de sondas.

• Fatores intervenientes: A execução financeira foi impactada, principalmente, pela revisão da filosofia de troca de sistemas que aumentou o volume de estruturas a serem montadas e desmontadas nas plataformas PCH-2 e PNA-1.


Identificação da Ação Código 4109 Tipo: Atividade Título Manutenção da Infraestrutura de Exploração e Produção de Óleo e Gás Natural


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



1.971.015.000

1.457.470.000

1.013.574.435

N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Dos 128 projetos que compõem o portfólio dessa ação em 2014, destacam-se os de revitalização das plataformas P-37, P-43 e P-51. Estes projetos consistem da atualização dos sistemas e instalações das unidades, com o objetivo de garantir a continuidade operacional da produção até o final da vida econômica da concessão. Dentre as atividades realizadas nas plataformas em 2014 citamos: pintura e obras visando o atendimento de recomendações da entidade certificadora de classe da embarcação (DNV, Bureau Veritas etc), da Marinha e adequação às diretrizes de segurança, meio ambiente e saúde da Petrobras.

• Fatores intervenientes: A execução foi impactada, principalmente, pelas condições climáticas desfavoráveis que levaram à desconexão frequente das Unidades de Manutenção e Segurança (UMS), ocasionando uma baixa eficiência na execução do Plano de Pintura.



Título Manutenção dos Sistemas de Segurança, de Proteção Ambiental e de Saúde Ocupacional nas Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



746.048.000 572.303.000

535.602.726

N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Dos 299 projetos que compõem o portfólio dessa ação em 2014, destaca-se o projeto de intervenção no poço 3-GA-54DP-SES interligado à plataforma PGA-2 no campo de Guaricema, com o objetivo de substituir alguns equipamentos submarinos, tais como: conjunto árvore de natal molhada e o sistema de prevenção de erupções (BOP - blowout preventer) e a parte superior da coluna de produção.

• Fatores intervenientes: A execução foi impactada, principalmente, por problemas operacionais, condições de mar desfavoráveis e atraso no início da intervenção, ocasionada pela demora na obtenção da licença ambiental e atraso na chegada da sonda na locação.



Código 20OP Tipo: Atividade Título Desenvolvimento da Produção de Petróleo e Gás Natural, na Bacia de Santos

Iniciativa 005C - Desenvolvimento da Produção da Bacia de Santos

Objetivo


Código: 0057





Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

261.201.000 367.910.000

332.553.654

N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Dos 21 projetos que compõem o portfólio dessa ação em 2014, destaca-se o projeto de Desenvolvimento da Produção Baúna-Piracaba que consiste na implantação da infraestrutura necessária a produção do campo, localizado no pós-sal na Bacia de Santos em São Paulo. Nesta ação estão contempladas a construção de 11 poços e sua interligação à plataforma Cidade de Itajaí. Em 2014 estavam previstas a completação de dois poços e a interligação de quatro. No ano foram realizadas as atividades programadas.



Identificação da Ação Código 20OR Tipo: Atividade Título Desenvolvimento da Produção de Petróleo e Gás Natural - Cessão Onerosa

Iniciativa 005D - Desenvolvimento da Produção da Cessão Onerosa

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



3.184.117.000

2.760.997.000

2.587.417.728

N/A N/A N/A N/A N/A



• Desenvolvimento de Búzios consiste na implantação da infraestrutura necessária a produção do campo de Búzios, localizado no pré-sal da Bacia de Santos, na área da Cessão Onerosa. Esta ação contempla a construção de 19 poços e sua interligação ao FPSO P-74. Em 2014 foi dado prosseguimento aos estudos em curso, através da perfuração e avaliação de poços e a realização de testes de compatibilidade de produtos químicos e caracterização geológica.

• Aquisição de Dados de Reservatório (ADR) 1 Búzios 2 consiste na perfuração de poço especial para aquisição de dados de forma a permitir o maior conhecimento do reservatório.

• Fatores intervenientes: A execução foi impactada, principalmente, pelos gastos abaixo do previsto na avaliação do poço RJS-708 e pela alteração no cronograma da campanha de poços e seus reflexos na realização dos estudos previstos.


Identificação da Ação Código 20OU Tipo: Atividade

Título Desenvolvimento da Produção de Petróleo e Gás Natural nas Bacias de Campos e do Espírito Santo

Iniciativa 005E - Desenvolvimento da Produção do Espírito Santo e Bacia de Campos

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



5.487.631.000

9.459.080.000

8.944.260.575

N/A N/A N/A N/A N/A



• Módulo 3 do desenvolvimento da produção do campo de Roncador, que consiste na implantação da infraestrutura necessária à produção do campo, localizado no pós-sal da Bacia de Campos. Esta ação contempla a construção e interligação de 16 poços à plataforma P-55. Em 2014 estavam previstas as seguintes atividades: (i) construção de dois poços; (ii) interligação de 16 poços; (iii) instalação de um gasoduto e dois oleodutos; e (iv) comissionamento da plataforma. Os esforços empreendidos tiveram como efeito (i) a construção três poços; (ii) a interligação de 17; e (iii) a instalação de um gasoduto e três oleodutos.

• Roncador Módulo 4, que consiste na instalação da infraestrutura necessária a produção do último módulo do Campo de Roncador, localizado na Bacia de Campos. Nesta ação estão contempladas a construção de 22 poços e suas interligações à plataforma P-62. Em 2014 estavam previstas as seguintes atividades: (i) o lançamento das linhas; (ii) início de produção para os poços previstos para o ano; (iii) conclusão da campanha de poços; e (iv) apropriação do ICMS. Todas as atividades programadas foram realizadas e em 12 de maio foi iniciada a produção com a entrada em operação da plataforma P-62.

• Desenvolvimento da Produção dos campos de Baleia Franca, Jubarte, Baleia Azul e Baleia Anã (Parque das Baleias), que consiste na instalação da infraestrutura necessária à produção do campo, localizado no Parque das Baleias, na Bacia do Espírito Santo. Esta ação contempla a construção de 20 poços e suas interligações à plataforma P-58. No ano foi dado prosseguimento à construção e interligação. Em 17 de março teve início a produção dos campos com a entrada em operação da P-58.


• Fatores intervenientes: A execução foi impactada, principalmente, pela maior duração das atividades de lançamento de linhas pelos barcos de apoio, maior duração das atividades de construção de poços pelas sondas e reconstrução de poços, com consequente reflexo no cronograma dos projetos.


Identificação da Ação Código 20OS Tipo: Atividade Título Desenvolvimento da Produção de Petróleo e Gás Natural - Pré-Sal

Iniciativa 005F - Desenvolvimento da Produção do Pré-Sal

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



7.560.407.000

6.928.745.000

6.519.808.903

N/A N/A N/A N/A N/A



• Desenvolvimento da Produção do campo de Lula (área de Iracema Sul) que consiste na instalação da infraestrutura necessária à produção do campo, localizado no pré-sal da Bacia de Santos. Nesta ação estão contempladas as atividades de perfuração de quatorze poços, completação de quinze e interligação de dezesseis ao FPSO Cidade de Mangaratiba. Em 2014, estavam previstas as atividades de (i) construção de seis poços, sendo que somente um teria sua conclusão em 2015; (ii) interligação de dois poços; (iii) início da instalação do Sistema de Exportação de Gás; e (iv) início da produção. Os esforços empreendidos resultaram: (i) na construção de seis poços; (ii) no início da completação de mais três; (iii) na interligação de três poços e (iv) início da produção do campo.

• Desenvolvimento de Produção do Piloto 3 do campo de Lula (área de Lula NE) que consiste na instalação da infraestrutura necessária à produção do campo, localizado no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos. Nesta ação estão contempladas as atividades de construção de 13 poços e interligação de 14 ao FPSO Cidade de Paraty. Em 2014 estavam previstas as atividades de (i) finalização da construção de dois poços; (ii) início da construção de mais dois; e (iii) interligação de seis poços. As atividades realizadas em 2014 resultaram : (i) na construção de três poços; (ii) no início da perfuração de um poço e da completação de um outro; e (iii) conclusão da interligação de sete poços.


Também merece destaque o início da produção do campo de Sapinhoá Norte, ocorrida em 20 de novembro de 2014, através do FPSO Cidade de Ilhabela.

• Fatores intervenientes: A execução financeira foi impactada, principalmente, pelas condições climáticas e mudança nos cronogramas dos barcos de apoio e das sondas de perfuração.


Identificação da Ação Código 20OQ Tipo: Atividade

Título Manutenção da Produção de Petróleo e Gás Natural nas Bacias de Campos e do Espírito Santo

Iniciativa 005P - Manutenção da Produção das Bacias de Campos e do Espirito Santo

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



3.991.497.000

4.496.710.000

4.557.509.013

NA N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Dos 243 projetos que compõem o portfólio dessa ação em 2014, destacamos:

• Antecipação de Produção de Macabu que consiste na construção de dois poços e sua interligação nas plataformas P-48 e P-43, em operação nos campos de Barracuda e Caratinga. Em 2014, estava prevista a construção e interligação de dois poços, os quais foram concluídos com sucesso;

• Adensamento de Malha do campo de Marlim que compreende a construção e interligação de cinco poços produtores. O projeto foi concluído em 2014;

• Adensamento de Malha de Jubarte que consiste na construção de quatro poços e sua interligação na plataforma P-57, atualmente em operação no Campo de Jubarte. Em 2014 estava previsto a construção dos quatro poços do projeto e a interligação de um. No ano foram construídos três poços e realizada a interligação do poço JUB-51, o qual entrou em operação em 13/12/2014.

• Módulo I (Oligomioceno) P-53 compreende a construção de 21 poços. Em 2014 foi realizada a construção e interligação de um poço.

• Marlim Leste- Desenvolvimento de Tracajá consiste na construção e interligação de dois poços na plataforma P-53. Em 2014, foi realizado, conforme previsto, a construção e interligação de um poço.

• Roncador Módulo 1A Fase 2 -P52 esta ação compreende a construção e interligação de 18 novos poços e remanejamento de 11 poços do FPSO Brasil. Em 2014 estavam previstos o remanejamento de quatro poços, tendo sido remanejados três.

• Módulo 3 de Marlim Sul - P-56 consiste na construção de 19 poços e suas interligações na P-56, além do remanejamento de dois poços do FPSO-MLS (Marlim Sul). No ano de 2014


estavam previstos a construção e interligação de três poços e o remanejamento de dois. Das atividades programadas, apenas o remanejamento dos poços do FPSO-MLS não foi realizada.

• Desenvolvimento Complementar 3 de Golfinho consiste na construção e interligação de três no FPSO Cidade de Vitória, visando o aumento de produção do campo. Em 2014, estava previsto a construção de dois poços e interligação de um. No ano foi concluída a construção de dois poços.



Identificação da Ação Código 20OT Tipo: Atividade Título Manutenção da Produção de Petróleo e Gás Natural nas Bacias de Santos e da Região Sul

Iniciativa 005Q - Manutenção da Produção das Bacias de Santos e da Região Sul

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



370.863.000 892.930.000

887.074.845

NA N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Dentre os 31 projetos que compõem o portfólio desta ação em 2014, destacamos os projetos dos campos de:

• Uruguá –Tambaú, cujo escopo de 2014 consistia na construção de dois poços, sendo um de óleo e um de gás. No ano, foi concluído e entrou em operação o poço de gás. Todavia, o poço de óleo não foi interligado à plataforma devido ao atraso na entrega das linhas.

• Mexilhão, que em 2014 tinha como finalidade a construção de um poço de gás. A perfuração foi concluída, entretanto a completação, devido a problemas operacionais, teve sua conclusão postergada para 2015.

.

• Fatores intervenientes: Dentre os impactos ocorridos na execução dos projetos dessa ação, destacamos: (i) problemas operacionais e (ii) atraso na entrega das linhas.


Identificação da Ação Código 146F Tipo: Projeto Título Exploração de Petróleo e Gás Natural em Bacias Sedimentares Marítimas

Iniciativa 005S - Realização de levantamentos sísmicos e perfuração de poços - Exploração de Bacias Sedimentares Marítimas I

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



10.230.665.000

11.668.144.000

9.224.972.730

Poço exploratório perfurado

Unidade 46 46 37


• Execução das metas: A atividade exploratória gera descobertas de reservatórios de hidrocarbonetos que, de acordo com os resultados dos Planos de Avaliação de Descoberta, incorporam volumes às nossas reservas. Os gastos nesta ação contemplam, principalmente, perfuração de poços e aquisições geofísicas, sendo que a execução é avaliada pela quantidade de poços exploratórios perfurados concluídos. Em 2014, estava prevista a perfuração de 46 poços exploratórios no mar, tendo sido perfurados 37 poços, dos quais 15 no Pré-sal. O índice de sucesso exploratório no Pré-sal foi de 87%. A redução de nove (9) poços em relação à previsão deveu-se a:

• Sete (7) poços: a carteira de projetos exploratórios é muito dinâmica e muda constantemente em função de resultados e de novas interpretações. Além disso, em consonância com a Política Exploratória, tivemos em 2014 o movimento de redução do risco da carteira exploratória associado à priorização dos projetos de Desenvolvimento da Produção, com vista ao aumento da curva de produção. Este movimento foi feito a partir da cessão de slots de sonda, que resultaram na redução do número de poços e do investimento exploratório.

• Um (1) poço: poço operado pela REPSOL na área do Pão de Açúcar, não foi concluído em 2014, isso acarretou o registro do gasto sem a respectiva contrapartida na meta física.

• Um (1) poço: poço na área de Júpiter foi postergado em função dos estudos em andamento sobre a viabilidade econômica do projeto.

Como resultado dos esforços empreendidos durante o ano, novas descobertas foram realizadas, comercialidades de áreas foram declaradas e novas reservas foram incorporadas.


A tabela abaixo mostra as principais descobertas no ano: Área / Poço Bacia Ambiente LDA (m) GRAU API Consórcio

Florim 2 - PAD Florim 3-RJS-725 Santos Mar 2000 29 Petrobras 100%

Iara 2 - PAD Entorno Iara 3-RJS-722 Santos Mar 2251 14-26 Petrobras 100%

Entorno de Iara 3 - PAD Iara 4-RJS-728 Santos Mar 2244 23-26 Petrobras 100%

PAD Jupiter Apollonia 3-RJS-732 Santos Mar 2183 29 Petrobras 80%

Petrogal 20%

L1 -NW1 Libra 3-RJS-731 Santos Mar 1963 27

Petrobras 40% Shell 20%

Total 20% CNPC 10% CNOOC 10%

Moita Bonita 3 PAD Moita Bonita

3-SES-182 Sergipe Mar 3000 29 Petrobras 100%

Tanganika 3-ESS-222 ES Mar 1050 GÁS Petrobras 80%

Repsol YPF 20% Poço Verde 1

3-SES-181 Sergipe Mar 2196 36 Petrobras 100%

Pudim PAD Brigadeiro

3-ESS-219D

Espírito Santo Mar 1886 35

Petrobras 65% PTTEP 20% INPEX 15%

Lontra 3-GLF-42-ESS

Espírito Santo Mar 1319 GÁS Petrobras 100%

No ano, foram apresentados à ANP as declarações de comercialidade das áreas remanescentes do contrato da Cessão Onerosa, comprovando o volume contratado em 2010 de cinco (5) bilhões de barris de óleo equivalente, já considerando os campos de Búzios e Sul de Lula, declarados em 2013, das quais destacamos:

Principais Declarações de Comercialidade Campo Área Bacia Volume (mmboe) Qualidade (API)

Sul de Sapinhoá Sul de Guará Santos

1.214

26-29

Sépia Nordeste de Tupi Santos 26-29

Itapu Florim Santos 26-29

Norte de Berbigão Entorno de Iara Santos

Maior que 5.000

24-30

Sul de Berbigão Entorno de Iara Santos 24-30

Norte de Sururu Entorno de Iara Santos 24-30

Sul de Sururu Entorno de Iara Santos 24-30

Atapu Entorno de Iara Santos 24-30

Berbigão Iara Santos 24-30

Sururu Iara Santos 24-30

Oeste de Atapu Iara Santos 24-30

Cumpre registrar que quando do cadastro da realização física no SIOP, os dados físicos desta ação ainda não estavam fechados, razão pela qual apresenta a realização de 36 poços perfurados.

• Fatores intervenientes: Os impactos na realização física decorreram, principalmente, do gerenciamento do portfólio, visando uma melhor alocação dos recursos e a aderência às metas de produção.


A execução financeira foi afetada, principalmente pela variação cambial que elevou os custos e a não efetivação do pagamento inicial do Bônus de Assinatura relativo à negociação com o Governo Federal do Volume do Excedente da Cessão Onerosa (ECO), que reduziu os gastos e levou a realização abaixo do previsto. Cabe destacar ainda a não efetivação nesta ação dos custos previstos para o projeto ADR-Muriú, devido a sua reclassificação para desenvolvimento da produção, tendo sua realização ocorrida na ação 2D01.


Identificação da Ação Código 146G Tipo: Projeto Título Exploração de Petróleo e Gás Natural em Bacias Sedimentares Terrestres

Iniciativa 005T - Realização de levantamentos sísmicos e perfuração de poços - Exploração de Bacias Sedimentares Terrestres I

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



1.172.839.000

1.264.030.000

1.202.214.645

Poço exploratório perfurado

Unidade 48 52 37


• Execução das metas: A atividade exploratória gera descobertas de reservatórios de hidrocarbonetos que, de acordo com os resultados dos Planos de Avaliação de Descoberta, incorporam volumes às nossas reservas. Assim os gastos nesta ação contemplam, principalmente, perfuração de poços e aquisições geofísicas. Sendo que a execução é avaliada pela quantidade de poços exploratórios perfurados concluídos. Em 2014, originalmente estava prevista a conclusão da perfuração de 48 poços exploratórios. Através da revisão, a previsão original foi alterada tendo incluído dois poços profundos no PRONGÁS na Bahia e Sergipe e dois poços rasos no Rio Grande do Norte, totalizando 52. Ao final do ano, foram concluídas a perfuração de 37 poços terrestres, uma redução de 15 poços em relação a previsão devido a:

• 10 poços: indisponibilidade de sonda, uma vez que este é um recurso crítico que é compartilhado com outros projetos de desenvolvimento da produção e de manutenção da produção.

• Quatro (4) poços: problemas operacionais levaram a um custo maior do que o previsto e a não conclusão dos quatro poços no exercício, que acarretou o registro do gasto sem a respectiva contrapartida na meta física.

• Um (1) poço: a perfuração desse poço estava condicionada ao resultado apresentado pelo poço pioneiro. Como ele apresentou resultado diferente do esperado, houve uma repriorização e a perfuração deste poço foi postergada.


• Fatores intervenientes: A execução foi impactada pelos seguintes fatores: (i)problemas operacionais; (ii) atraso em licenciamento ambiental e (iii) indisponibilidade de sonda em função desse recurso ser compartilhado com outros projetos constantes das ações de desenvolvimento da produção e manutenção da produção.


Identificação da Ação Código 2D01 Tipo: Atividade Título Desenvolvimento dos Sistemas de Produção de Óleo e Gás das Bacias da Região Nordeste


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



260.692.000

131.180.000

176.899.005

N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Dentre os 32 projetos que compõem o portfólio desta ação em 2014, destaca-se o projeto Aquisição de Dados de Reservatório (ADR) Muriú. O campo de Muriú está localizado em águas ultra-profundas na Bacia de Sergipe-Alagoas, numa área considerada como nova fronteira exploratória. O projeto consiste na perfuração de poço especial para aquisição de dados de forma a permitir o maior conhecimento dessa área e do reservatório. Em 2014, teve início a transição de fase do projeto. À época da elaboração/revisão do orçamento o projeto se encontrava na fase exploratória, todavia a realização do investimento ocorreu após a passagem para a fase de desenvolvimento da produção. Dessa forma, a realização superior a dotação final autorizada decorreu do fato de que o custo do projeto foi previsto na ação 146F.

• Fatores intervenientes: Não foram identificados eventos significativos que merecessem destaque.


Identificação da Ação Código 146K Tipo: Projeto

Título

Implantação de Unidade de Armazenagem e Regaseificação de Gás Natural, na Baia de Todos os Santos (BA), com Capacidade de Aproximadamente 14 MM m³/dia, e Implantação de Gasoduto de Transferência Associado

Iniciativa

005A - Desenvolvimento e implantação de instalações de GNL (Gás Natural Liquefeito), dominando a tecnologia e operação, inserindo o Brasil no conjunto dos países que detém tecnologia, processos e operação de GNL

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

55.376.000 202.564.000 189.826.892 Obra executada


física

1 2 2


O projeto de construção do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia consiste na construção de um terminal flexível de GNL na configuração side-by-side com capacidade de despacho de 14 MMm³/dia de GN com os objetivos de: (i) Garantir o suprimento de gás natural, principalmente para o mercado termelétrico, por meio da regaseificação de GNL importado; (ii) Adequar a oferta de gás natural ao perfil de demanda no horizonte de 2013 a 2020; (iii) Prover confiabilidade no suprimento de gás natural para o mercado brasileiro. As principais realizações de 2014 foram: (i) conclusão das obras do píer, gasoduto e adaptação do navio a configuração side-by-side, (ii) emissão da primeira regaseificação; (iii) conclusão do comissionamento com gás do píer, do gasoduto e integrado com o navio e (iv) entrada em operação comercial em 24 de janeiro de 2014, incrementando a capacidade de regaseificação de GNL em até 14 milhões m³/dia de gás natural.


Identificação da Ação Código 14UG Tipo: Projeto

Título Implantação de Unidade de Estocagem Subterrânea de Gás Natural em Cavernas de Sal (ESGN)

Iniciativa


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



19.253.000 2.304.000 1.045.137 Unidade implantada


física

4 1 1

Análise Situacional O projeto de implantação de Unidade de Estocagem Subterrânea de Gás Natural em Cavernas de Sal (ESGN) foi descontinuado.


Identificação da Ação Código 20T7 Tipo: Atividade Título Manutenção da Infraestrutura dos Terminais de Gás Natural Liquefeito - GNL

Iniciativa


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final




No ano de 2014, as principais realizações nos Terminais de Regaseificação de GNL de Pecém (TR-PECEM), no Ceará, e Baía de Guanabara (TR-BGUA), no Rio de Janeiro foram: (i) a realização das paradas programadas de manutenção em ambos os terminais; (ii) a execução da instalação da nova linha de backup do Sistema de Combate a Incêndio no TR-BGUA; (iii) a execução do projeto de alteração dos suportes das tubulações de transferência de GNL no TR-BGUA; (iv) a interligação da purga do scraper ao vent stack no TR-BGUA; (v) a remoção dos carretéis flangeados das tubulações de transferência de GNL no TR-BGUA; (vi) a adequação da rede PROFIBUS no TR-PECEM; (vii) a substituição do espelho de uma das defensas do lado do navio regaseificador no TR-PECEM; (viii) a recomposição dos eletrodos de aterramento do SPDA no TR-PECEM; (ix) a implantação do duplo bloqueio das linhas de dreno nos dois terminais; (x) a substituição da sonda vaporizadora de amostragem de GNL nos dois terminais; (xi) e a substituição do navio Exquisite pelo navio Experience no TR-BGUA.


Identificação da Ação Código 146R Tipo: Projeto Título Ampliação da Infraestrutura de Transporte Dutoviário de Gás Natural

Iniciativa 005H - Implantação, adequação e manutenção da malha de gasodutos de transporte de gás natural

Objetivo


Código: 0057


32308 - Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG



Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

185.914.000 216.888.000 184.355.497 Obra executada


física

17 63 51

Análise Situacional No ano de 2014, as principais realizações de ampliação da malha de transporte foram: Variante do Gasfor, gasoduto Gasan II e aditivos do GASDUC.


Identificação da Ação Código 146S Tipo: Projeto Título Implantação de Instalações de Transporte Dutoviário de Gás Natural


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado


física

12 12 44


Destacam-se os seguintes projetos em 2014 na TAG: a) Ponto de Entrega Barra Mansa II que é composto por módulos de filtragem, aquecimento, regulagem, medição e controle de vazão. O mesmo está interligado ao Gasoduto GASPAL e com capacidade máxima de entrega de 450.000 m³/dia. O projeto está concluído e operando desde 17/02/2014. b) Ponto de Entrega São Bernardo do Campo II está interligado ao Gasoduto GASAN II e com capacidade de vazão de 3 milhões m³/dia. O mesmo é constituído dos seguintes módulos: Filtragem, Aquecimento, Regulagem de Pressão, Medição e Controle de Vazão. Projeto encontra-se em operação desde 15/07/2014. c) Ponto de Entrega São Mateus está interligado ao gasoduto Cacimbas-Catu (GASCAC) constituído dos seguintes módulos: Filtragem e Medição e com capacidade máxima de 280 mil m³/dia. Projeto concluído e gaseificado desde 27/03/2014.


Identificação da Ação Código 150Z Tipo: Projeto

Título Implantação do Gasoduto Guapimirim - COMPERJ II, com Aproximadamente 11 Km de Extensão e Capacidade de 17 MM m³/dia (RJ)


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



34.219.000 5.062.000 2.144.171 Gasoduto implantado


física

23 1 4


• Execução das metas: O marco contratual de Completação Eletromecânica do gasoduto foi concluído no dia 11 de

maio de 2015, após a inertização do duto com cerca de 3 kgf/cm² de nitrogênio e estabilização do ponto de orvalho abaixo de -20°C.


• Outros:


Identificação da Ação Código 152I Tipo: Projeto

Título Implantação de Gasoduto Complementar para Escoamento de Gás do Pólo Pré-Sal, do Campo de Lula NE para o Terminal de Cabiúnas – TECAB


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial Dotação Final Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

1.037.000.000 1.409.740.000 1.401.992.223 Gasoduto implanta

do


física

36 56 44


O gasoduto Rota 2, com aproximadamente 402 quilômetros de extensão, interligará o Pólo Pré-Sal ao Terminal de Cabiúnas (Macaé/RJ), sendo composto de dois trechos, sendo o primeiro com 19 km extensão, compreendido entre os campos de exploração de Lula NE e Lula (Área de Iracema) e o segundo, de 383 km, interligando o campo de Lula (Área de Iracema) ao Terminal de Cabiúnas (TECAB), em Macaé/RJ. A campanha de lançamento do trecho submarino foi parcialmente concluída em dez/14, sendo instalados aproximadamente 394 km de duto, demandando a utilização de três embarcações de lançamento de duto distintas, em função da profundidade e extensão do duto. A embarcação FDS 2 lançou 101,3 km no trecho ultra-profundo, e 10 equipamentos submarinos e a embarcação Solitaire lançou 275,9 km nos trechos profundo e raso e 06 equipamentos submarinos; por fim, a embarcação Stingray lançou 15,6 km no trecho raso. Encontra-se em andamento a execução do furo direcional, que é um método não destrutivo que permitirá a instalação do duto na chegada de praia.


Identificação da Ação Código 4861 Tipo: Atividade Título Manutenção da Infraestrutura de Transporte Dutoviário de Gás Natural


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



9.361.000 6.838.000 10.730.023 NA N/A N/A N/A N/A Análise Situacional



• Outros:




Objetivo


Código: 0057


32271 - Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG



Dotação Inicial

Dotação Final




O gasoduto Bolívia-Brasil, malha sul, tem operado em volume próximo a sua capacidade máxima, demandando ações permanentes para assegurar elevados níveis de disponibilidade e confiabilidade, bem como para preservar a sua integridade e segurança operacional. Dentre os principais projetos realizados no ano, podemos citar: Overhauls (revisão geral) das Turbinas e Motores a Gás; Reparos e Correlações no Gasoduto; Transferência do Motogerador da ECOMP São Carlos para a ECOMP Capão Bonito; e, Instalação de skids para retenção de enxofre.




Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final




• Execução das metas: A realização orçamentária desta ação ocorreu de acordo com o previsto.


• Outros:




Objetivo


Código: 0057


32351 - Gás Brasiliano Distribuidora S.A. - GBD



Dotação Inicial

Dotação Final




• Execução das metas: A realização da meta financeira foi comprometida em função do estágio de maturidade de alguns projetos, para os quais eram previstos investimentos em estudos e licenciamento ambiental. Foram tomadas ações de melhorias a fim de obter maior agilidade nos processos internos e maior maturidade nos projetos.


• Outros:



Título Manutenção dos Sistemas de Controle Ambiental, de Segurança Industrial e de Saúde Ocupacional nas Atividades de Transporte Dutoviário de Gás Natural


Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



121.000 216.000 192.580 NA N/A N/A N/A N/A Análise Situacional

• Execução das metas: A realização orçamentária desta ação ocorreu de acordo com o previsto, contemplando os esforços de implantação e adequação, destacando-se aquelas realizadas dos gasodutos.


• Outros:


Identificação da Ação Código 8020 Tipo: Atividade Título Disponibilização de Estações de Entrega e de Medição do Gasoduto Bolívia-Brasil


Objetivo


Código: 0057


32271 - Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG



Dotação Inicial

Dotação Final




Dentre os principais projetos realizados no ano, podemos citar: Ampliação do PE de Araricá/RS; Novo PE de Itapetininga/SP e Novo PE de Itirapina/ SP;


Identificação da Ação Código 14KK Tipo: Projeto

Título Ampliação da Capacidade de Processamento de Gás Natural no Terminal de Cabiúnas (RJ), Fase II, para 28 MM m³/dia - Bacia de Santos

Iniciativa 04DD - Ampliar a capacidade de processamento de Gás Natural do Terminal de Cabiúnas (RJ

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

482.303.000 485.341.000 471.910.800 Obra executada


física

6 20 20


O Projeto UPGN de Cabiúnas Pré-Sal – Rota 2 permitirá o recebimento de até 13 milhões m³/dia de gás oriundo do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, ampliando a capacidade de processamento de gás do Sistema TECAB-REDUC de 23 para 28 milhões m³/dia, e de processamento de condensado do TECAB de 4.500 para 6.000 m³/dia. Atualmente o projeto apresenta um avanço físico de 94,3%. A conclusão do projeto e início de operação foi postergada, inicialmente, de agosto de 2014 para março de 2015, devido ao sinistro ocorrido durante o transporte marítimo com as seções de convecção e chaminés dos fornos das unidades e, posteriormente, de março de 2015 para outubro de 2015, devido a postergação da chegada do gás natural proveniente do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos através do Gasoduto Rota 2. Devido a nova postergação da chegada do primeiro gás pelo Gasoduto Rota 2 o inicio de operação da UPGN foi reprogramado para janeiro de 2016. Em 2014 os principais destaques foram: a conclusão do recebimento e montagem das seções de convecção e chaminés dos fornos; início dos testes hidrostáticos e dos testes de malhas de controle (loop tests), energização do painel de entrada da subestação elétrica e conclusão do suprimento de todos os equipamentos do projeto.


Identificação da Ação Código 151A Tipo: Projeto

Título Implantação de Unidades de Processamento de Gás Natural do Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos com Capacidade de Processamento de 21 MM m³/dia

Iniciativa 04H4 - Implantação de Unidades de Processamento de Gás Natural do Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

511.166.000 245.882.000 216.809.724 Unidade implantada


física

10 10 12


O Projeto UPGN COMPERJ – Rota 3 consiste na implantação de unidades para processamento de 21 MM m3/d de gás oriundo do Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos dentro do site do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro. Os produtos gerados serão: gás natural especificado para venda (conforme resolução 16/2008 da ANP), etano, gás liquefeito de petróleo (GLP) e uma corrente de hidrocarbonetos da faixa do pentano e mais pesados (C5+). Atualmente o projeto apresenta um avanço físico de 18,9%. A entrada em operação do 1º trem, com capacidade de 10,5 MM m3/d, será em 01/10/2016 e a entrada em operação do 2º trem, com mesma capacidade, será em 01/02/2017. Entre as principais realizações até o 2º semestre/2014 destacam-se: (i) obtenção da licença prévia (LP) em 18/06/2013; (ii) assinatura do contrato global em 07/10/2013; (iii) obtenção da licença de instalação (LI) em 08/11/13; (iv) cravação da 1ª estaca em 29/03/14; (v) emissão das ordens de compra dos compressores em 20/05/2014,(vi) emissão da Autorização de Construção (AC) pela ANP em 25/07/2014, (vii) emissão das ordens de compra das torres de fracionamento em 12/09/2014 e (viii) emissão das ordens de compra dos skids das unidades (construção modularizada) em 15/10/2014.


Identificação da Ação Código 14VS Tipo: Projeto

Título

Implantação de Unidade de Armazenagem e Regaseificação de Gás Natural, em Barra do Riacho (ES), com Capacidade de Aproximadamente 14 MM m³/dia, e Implantação de Gasoduto de Transferência Associado

Iniciativa 04H7 - Implantação de Unidade de Armazenagem e Regaseificação de Gás Natural em Barra do Riacho (ES)

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final



28.970.000 646.000 2.548 Obra executada percentual de execução

física

2 1 1


O projeto consiste na construção de um terminal onshore de GNL com capacidade de despacho de 14 MMm³/dia de GN e armazenamento de 320.000 m³ de GNL, em dois tanques de 160.000 m³ cada. Devido às condições de mercado, preço de GNL importado e de GN no mercado nacional, o projeto do TBR foi suspenso.


Identificação da Ação Código 152J Tipo: Projeto

Título Implantação de Gasoduto de Escoamento de Gás Natural do Pré-Sal para Processamento no COMPERJ

Iniciativa 04HC - Implantação de Gasoduto de escoamento de Gás Natural do Pré-Sal para processamento no COMPERJ

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

419.050.000 95.419.000 74.668.800 Gasoduto implantado


física

20 20 9


Entre Janeiro e Agosto/2014, foram assinados os contratos de aquisição dos tubos necessários aos Trechos Submarino e Terrestre e os contratos de aquisição de equipamentos (válvulas e lançador/recebedor de pigs) associados ao Trecho Terrestre do Gasoduto. Em Dezembro/2014 foram assinados os contratos EPCI para implantação dos Trechos Submarinos Raso e Profundo e estão em andamento as licitações para contratação dos EPCs responsáveis pela execução do furo direcional de chegada na praia e pela implantação do Trecho Terrestre.


Identificação da Ação Código 10TF Tipo: Projeto

Título Ampliação da Capacidade de Processamento de Gás Natural no Terminal de Cabiúnas (RJ), de 13,5 MM m³/dia para 22,8 MM m³/dia

Iniciativa 04DD - Ampliar a capacidade de processamento de Gás Natural do Terminal de Cabiúnas (RJ

Objetivo


Código: 0057





Dotação Inicial

Dotação Final




física

1 1 1


• Execução das metas: Esta ação é composta pelo projeto PLANGÁS Cabiúnas - Nova URL / UPGN e adaptações

nos dutos Cabiúnas. Oleoduto Cabiúnas-Duque de Caxias (OSDUC II): - Concluídas as interligações no Terminal de Campos Elísios (TECAM) em 12/02/2014. - Inspeção da integridade do duto iniciada em 14/03/2014, tendo sido detectados danos no

Oleoduto. Iniciadas ações para reparo deste duto, com término previsto para maio/2015. - Concluída a conversão das 2 bombas para GLP em 19/12/2014. - Concluídos, em 30/12/2014, os serviços de automação das válvulas do Oleoduto OSDUC II

e reparo em válvula do Oleoduto Cabiúnas-Duque de Caxias IV.

• Fatores intervenientes: Os danos identificados no Oleoduto OSDUC II, impossibilitaram a conclusão do projeto no

prazo previsto. Encontram-se em andamento ações para reparo do duto.

• Outros: Sem comentários.



Título Adequação da Infraestrutura de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, no Exterior


Objetivo


Código: 0057


32287 - Petrobras International Braspetro B.V. - PIB BV



Dotação Inicial

Dotação Final



1.196.146.000

3.403.507.000

3.183.531.732

N/A N/A N/A N/A N/A

Análise Situacional A carteira de projetos que reflete a atuação internacional da Petrobras para este objetivo tem sido reavaliada desde o Plano de Negócios 2012-2016, passando pelo plano definido para o período 2013-2017 e mais recentemente com o plano vigente para o período 2014-2018. Esta reavaliação envolve o planejamento de iniciativas de alteração no modelo de gestão de alguns projetos e desinvestimento em outros que passaram a não atender aos requisitos exigidos pela Companhia.

• Execução das metas: O ano de 2014 apresenta resultados operacionais que refletem a implementação destas iniciativas. Percebe-se isso, pela redução de 50% na produção considerada pela Companhia nos seus ativos na África, em razão da joint venture formada com outra empresa, com o objetivo de explorá-los com menor risco financeiro. Houve ainda a venda de ativos produtores na Argentina, e conclusão de desinvestimentos na Colômbia e Peru. A produção internacional de óleo, LGN e gás natural em 2014 foi de 209 mil barris de óleo equivalente por dia, sendo inferior a produção de 2013, que foi de 219 mil barris de óleo equivalente por dia, refletindo o novo portfólio de ativos. Entretanto, este volume produzido em 2014 também reflete a contribuição de três novos poços, sendo dois no projeto Cascade & Chinook e um no projeto de Saint Malo. Além disso, a recente descoberta de gás natural no bloco de Tayrona, na Colômbia, e os desenvolvimentos dos projetos de Lucius e de Hadrian South, que iniciarão produção em 2015, permitirão contribuição adicional aos volumes de óleo e gás apropriados pela Companhia no exterior. Os ativos internacionais contam atualmente com poços produtores e exploratórios na Bolívia, Colômbia, EUA, Nigéria e Argentina, onde recentemente obtivemos a renovação das concessões de 3 campos petrolíferos.

Desta forma, o escopo da aplicação dos recursos alocados a esta ação, apesar de possuir objetivo definido, envolve um modelo de gestão em constante avaliação e sujeito a adaptações, de forma a permitir a adequação aos cenários e às alterações que as variáveis


naturalmente sofrem durante o longo período de maturidade dos projetos, cuja ênfase está na exploração e produção de óleo e gás natural, na América Latina, África e os Estados Unidos.

• Fatores intervenientes: A restrição orçamentária tem sido o fator de maior impacto no desenvolvimento dos projetos internacionais, no entanto, a priorização na alocação de recursos é decorrente de monitoramento constante de cenários e variáveis que impactam na definição das estratégias a serem seguidas pela Companhia. Adicionalmente, o ambiente dos negócios em Petróleo é naturalmente dinâmico, forçando as empresas a estar sempre aptas a promover alterações que permitam se adaptar às diferentes realidades que se apresentam de tempos em tempos. Desta forma, apesar da restrição orçamentária ser um fator interveniente relevante para a queda da produção internacional de óleo, LGN e gás natural da Companhia, quando sua implementação se torna necessária, ela constitui apenas mais uma variável com a qual Companhia terá de lidar, para atingir as metas ora redefinidas e por vezes temporárias, que levarão aos objetivos estabelecidos.

• Outros:


Identificação da Ação Código 8055 Tipo: Atividade Título Adequação da Infraestrutura de Gás e Energia, no Exterior


Objetivo


Código: 0057


32287 - Petrobras International Braspetro B.V. - PIB BV



Dotação Inicial

Dotação Final



13.021.000 64.150.000 61.957.227 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional Os negócios da cadeia do gás natural envolvem o desenvolvimento dos processos subsequentes à fase de exploração e produção, que são as de transporte, compressão, distribuição e geração de energia na Argentina, Bolívia e Uruguai. A alocação dos recursos desta ação tem por objetivo manter o nível de operação dos ativos, com a manutenção da segurança e das condições operacionais da infraestrutura existente.

• Execução das metas: Os recursos foram alocados de acordo com o planejado para suprir as necessidades de adequação operacional das plantas geradoras de energia e da rede de distribuição de gás natural. Os ativos atualmente envolvidos são, na Argentina, 4 plantas de geração de energia elétrica (Pichi Picún Leufú, Genelba, Genelba Plus e EcoEnergia), além de participação em duas termoelétricas (Central Termelétrica José de San Martín S.A e Central Termelétrica Manuel Belgrano S.A), em uma empresa de transporte de gás natural (Transportadora Gas del Sur), bem como em uma empresa de separação de gás natural (Cía Mega). Na Bolívia, envolve a participação na unidade de compressão de gás natural de Rio Grande e até agosto de 2014, ainda havia participação na empresa Transierra S.A, de transporte de gás natural, que foi vendida para a YPFB (empresa boliviana de atuação na área de Petróleo) por US$ 106,7 milhões e no Uruguai, envolve participação em duas distribuidoras de gás natural (MontevideoGas e Conecta S.A).

• Fatores intervenientes: Nenhum fator de impacto relevante aos objetivos.

• Outros:


PROGRAMA TEMÁTICO 2053 – PETRÓLEO E GÁS

Objetivo 0063

Identificação da Ação Código 20LE Tipo: Atividade

Título Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico em Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural

Iniciativa 0066 - Realização de projetos de Pesquisa e Desenvolvimento para petróleo e gás natural

Objetivo

Incentivar o desenvolvimento sustentável da indústria do petróleo e gás natural, com ações voltadas à capacitação e qualificação profissional, ao desenvolvimento tecnológico e ao conteúdo local.

Código: 0063





Dotação Inicial Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

1.074.174.000 981.808.000 924.835.747 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional

• Execução das metas: A meta financeira atingiu 94,2% de realização.

• Fatores intervenientes: Os principais projetos responsáveis pelo não atingimento da meta financeira foram: - Poços Estratigráficos em Terra - custo do POÇO 2-ANP-4-MT e POÇO 2-ANP-5-MA foram menores que o previsto porque o tempo de perfuração e a profundidade final esperada foram inferiores ao planejado. Além disso, houve atrasos e complexidade adicional em várias atividades operacionais com a sonda de perfuração. - BSR – Bóia de sustentação de risers - prazo inicialmente previsto não foi cumprido devido às modificações na operação de desmobilização para atender às exigências do IBAMA quanto à presença do coral-sol. - Rede de Estudos de Geofísica Aplicada e Rede de estudos geotectônicos apresentaram baixa realização devido a atraso na prestação de contas dos termos de cooperação por parte das universidades e atraso no processo de negociação de novos convênios. - Ensaios com modelos reduzidos - atraso na liberação da 1a parcela do aditivo do termo de cooperação com a COPPETEC devido à demora na prestação de contas por parte da instituição. Além disso, a elaboração do aditivo exigiu um tempo maior do que o previsto devido à necessidade de um maior detalhamento do plano de trabalho, de uma nova cotação de preços e de avaliação técnica jurídica e econômica, - UEP do futuro – O projeto não ratificou os benefícios esperados em termo de redução de custos em sua primeira fase, sendo descontinuado.



Identificação da Ação Código 20OV Tipo: Atividade Título Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico em Abastecimento


Objetivo


Código: 0063





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado


• Execução das metas: A meta financeira realizou 87,6% de sua previsão.

• Fatores intervenientes: Os principais projetos responsáveis pelo não atingimento da meta financeira foram: - Melhoria da eficiência e qualidade na rastreabilidade e mobilidade - atraso na contratação de Tecnologias Radio Frequency Identification, devido à necessidade de adequações no escopo do subprojeto para inclusão de uma etapa não prevista inicialmente, considerada decisiva para o detalhamento da arquitetura das soluções de mobilidade. Atraso na contratação de Rede Wireless Fidelity em campo devido ao cancelamento de dois processos de Licitação com propostas superiores as estimativas internas realizadas, levando a desqualificação das licitantes. - LITPEG – Laboratório integrado de tecnologia em petróleo, gás natural e biocombustíveis - atraso na conclusão das licitações, por parte da universidade, que ocasionou a postergação das atividades do projeto. - Suporte ao desenvolvimento da tecnologia etanol 2G – atraso na assinatura do contrato com a empresa alemã Clariant e no envio de toneladas de bagaço do Brasil para a Alemanha impactaram a realização das atividades do projeto. - ZENO – conversão química de biomassa a isossorbida e derivados - a PETROBRAS diante do baixo potencial das rotas em estudo, iniciou processo de negociação e desmobilização para encerramento do projeto. - Pirólise de Biomassa em unidade CFB - remanejamento de operadores das unidades-piloto de FCC do CENPES, usadas neste projeto, para outras unidades piloto de maior prioridade para a empresa impactaram as atividades planejadas para o projeto. - Implantação da Fornalha 2 - atrasos na licitação e execução dos serviços de construção e montagem para implementação da etapa óleo da U-2860, em função disso não foi possível realizar todo o escopo de serviços previstos para 2014.


Identificação da Ação Código 20OW Tipo: Atividade Título Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico em Gás, Energia e Desenvolvimento Sustentável


Objetivo


Código: 0063





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta

Unidade de medida Previsto Reprograma

do Realizado


• Execução das metas: A meta financeira apresentou uma realização de 82,9% do planejado.

• Fatores intervenientes: Os principais projetos responsáveis pelo não atingimento da meta financeira foram: - Caracterização Ambiental da Bacia de Santos – Atraso no início da fase 2 (aguardando autorização do IBAMA). Além disso, o cronograma inicial do projeto previa atividades de instalação de Bóias Oceanograficas na Bacia de Santos. No entanto, o contrato não foi consolidado devido à oportunidade de realizar parceria com o IOUSP (Instituto Oceanográfico da Universidade de São Paulo), em projeto financiado pela FAPESP (Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo), que tem objetivos de interesse da Petrobras, possibilitando a geração de informações mais abrangentes. - Rede de Pesquisa em Bioprodutos - atraso no pagamento das parcelas à EMBRAPA/FUNARBE e UFRJ/COPPETEC devido a pendências, por parte das instituições, das prestações de contas dos convênios e termos de cooperação firmados. - RIMAR – Redução de Impactos Diretos aos Ecossistemas Marinhos – parcelas dos contratos de Efeitos do Som Sudeste e Nordeste, Bioinvasão e Ambientes Sensíveis, postergadas devido à reestruturação do projeto e spin off de temas relevantes. - Tecnologias de Quantificação e Aquisição Inteligente de Informações Ambientais - atraso em pagamento de parcela do contrato com a PUC, com a instituição norueguesa IRIS e atraso em contratos para atividade de Biomonitoramento terrestre. Além disso, não houve aditamento de contrato com o grupo de Ecotox que teve que priorizar atividades de prestação de serviços para a área de E&P. - Caracterização de Áreas Estratégicas - contratos de BIOTA e serviços de embarcação não foram efetivados devido a dificuldades na negociação dos serviços. Atividades foram postergadas para 2015. - AQUILIG – Aquisição Inteligente de Informações Ambientais - dificuldades técnicas no processo de planejamento do projeto geraram atraso na abertura e consequente atraso no início das atividades.


Identificação da Ação Código 2D83 Tipo: Atividade

Título Manutenção da Infraestrutura Operacional de Pesquisa e Desenvolvimento do Centro de Pesquisas da Petrobras - CENPES (RJ)


Objetivo


Código: 0063





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado


• Execução das metas: A meta financeira apresentou uma realização de 73,1% do planejado.

• Fatores intervenientes: Os fatores que acarretaram uma baixa realização encontram-se elencados abaixo:

- Atraso na entrega de equipamentos laboratoriais por parte dos fornecedores e não colocação em tempo hábil de algumas solicitações de compra que permitissem a entrega dos equipamentos ainda em 2014;

- Atraso no processo de compras de infraestrutura de CPD (Centro de Processamento de Dados) devido à complexidade do mesmo. - O planejamento inicial relativo a reformas do CENPES tinha como base cenário diferente do atual, baseado em premissas alinhadas com o Planejamento Estratégico da época. Adicionalmente, os procedimentos utilizados pela Engenharia e Compartilhado, acarretaram em atrasos na conclusão dos projetos, contratações e execução dos empreendimentos também impactando o cronograma planejado. O planejamento da logística de desocupação das áreas por parte do CENPES também se mostrou inexequível nos prazos considerados. Assim, foram formalizados Grupos de Trabalho visando à integração e replanejamento da Carteira de Projetos do CENPES que resultaram, inclusive, em revisão dos dados do PROCOP (Programa de Otimização de Custos Operacionais).


PROGRAMA TEMÁTICO 2055 – DESENVOLVIMENTO PRODUTIVO

Objetivo 0856


Descrição Ampliar a capacidade da indústria petroquímica nacional e promover a substituição competitiva das importações de produtos da indústria química, por meio do incremento da participação patrimonial e da concessão de incentivos fiscais e creditícios, contribuindo ainda para a desconcentração espacial da produção.

Código 0856 Órgão Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior

Programa Desenvolvimento Produtivo Código 2055



em 2014 c)Realizada


(c/a)



em 2014 c)Realizada


(c/a) 01 Aumentar a oferta de Ácido

tereftálico (PTA) em 700 mil toneladas/ano

mil t/ano 700 700 700 100


em 2014 c)Realizada


(c/a) Nordeste mil t/ano 700 700 700 100


em 2014 c)Realizada


(c/a) 02 Aumentar a oferta de amônia

para 124 mil t/ano mil t/ano 124


em 2014 c)Realizada


(c/a) Sudeste 43

Centro-Oeste 81


em 2014 c)Realizada


(c/a) 03 Aumentar a oferta de estireno

em 250 mil toneladas/ano mil t/ano 250 0 0


em 2014 c)Realizada


(c/a) Sul 250 0 0


em 2014 c)Realizada


(c/a) 04 Aumentar a oferta de filamentos mil t/ano 240


de poliéster e resina têxtil em 240 mil toneladas/ano


em 2014 c)Realizada


(c/a) Nordeste 240


em 2014 c)Realizada


(c/a) 05 Aumentar a oferta de

Politereftalato de Etileno (PET) em 450 mil toneladas/ano

mil t/ano 450


em 2014 c)Realizada


(c/a) Nordeste 450


em 2014 c)Realizada


(c/a) 06 Aumentar a oferta de ureia para

1.210 mil t/ano mil t/ano 1.210


em 2014 c)Realizada


(c/a)

Centro-Oeste 1.210 Análise Situacional

• Execução das metas: Sequencial 1 - Aumentar a oferta de Ácido tereftálico (PTA) em 700 mil toneladas/ano – Com

a partida da unidade de PTA em janeiro de 2013, foi atingida meta de aumento da capacidade de ácido tereftárlico

Sequencial 3 - Aumentar a oferta de estireno em 250 mil toneladas/ano – A implantação de unidade para aumento da oferta de estireno em mais 250 mil toneladas/ano seria executada na empresa INNOVA SA. No entanto, com a alienação desta empresa, aprovada pela Assembleia da Petrobras, em 30/09/2013, a definição da implantação dependerá da estratégia dos novos dirigentes daquela companhia, não cabendo mais, portanto, à Petrobras.

Sequencial 4 - Aumentar a oferta de filamentos de poliéster e resina têxtil em 240 mil toneladas/ano – A unidade de produção de filamentos de poliéster foi postergada para fora do horizonte do PPA.

Sequencial 5 - Aumentar a oferta de Politereftalato de Etileno (PET) em 450 mil toneladas/ano – Em agosto 2014, entrou em operação a linha C da unidade de produção de PET da CITEPE. Esta unidade tem capacidade produzir 225 toneladas/ano do produto;

Sequenciais 2 e 6 – sob a responsabilidade do GE, pois refere-se às FAFENS

• Fatores intervenientes: A serpentina do esterificador da linha B (225 kta) da unidade de PET apresentou defeitos ao partir (fevereiro de 2014), necessitando de reparo significativo. Com isso, a partida não ocorreu em 2014 e tem previsão de ocorrer somente em 2015.


Identificação da Ação Código 20PR Tipo: Atividade

Título Manutenção dos Sistemas de Controle Ambiental, de Segurança Industrial e de Saúde Ocupacional nas Atividades de Indústria Petroquímica

Iniciativa 03IC - Fabricação de produtos petroquímicos e de química fina

Objetivo

Ampliar a capacidade da indústria petroquímica nacional e promover a substituição competitiva das importações de produtos da indústria química, por meio do incremento da participação patrimonial e da concessão de incentivos fiscais e creditícios, contribuindo ainda para a desconcentração espacial da produção.

Código: 0856

Programa Desenvolvimento Produtivo Código: 2055 Tipo: Finalístico Unidade Orçamentária

32344 - Companhia Petroquímica de Pernambuco - PETROQUÍMICASUAPE



Dotação Inicial

Dotação Final



209.000 171.000 0 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional

• Execução das metas: Não foram realizados gastos nesta ação orçamentária em 2014.

• Fatores intervenientes: O motivo que levou a não realização dos investimentos aprovados foi que havia os equipamentos inicialmente previstos seriam para a composição do ambulatório da planta. Como houve atraso na construção do ambulatório, postergou-se a compra dos equipamentos.






Objetivo


Código: 0856


32344 - Companhia Integrada Textil de Pernambuco - CITEPE



Dotação Inicial

Dotação Final



0 146.000 0 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional

• Execução das metas: Aumentar a oferta de Politereftalato de Etileno ( PET ) em 450 mil toneladas/ano. Não houve realização em razão do atraso da postergação da implantação.

• Fatores intervenientes: O motivo que levou a não realização dos investimentos aprovados foi que a CITEPE só entrou em operação parcial em agosto 2014, com a entrada da linha C, responsável pela produção de 225 ton, e a outra linha B, responsável pela outra parte 225 ton só entrou em operação em 2015.






Objetivo


Código: 0856


32349 – Innova S.A. – INNOVA



Dotação Inicial

Dotação Final



0 918.000 905.000 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional

• Execução das metas: A INNOVA passou a ser privada a partir de 1º de outubro de 2014, após venda aprovada pela Assembleia da Petrobras, em 30/09/2013. Portanto, deixando de compor o portfólio da Petrobras ainda durante o exercício analisado.

• Fatores intervenientes: Não houve devido à realização ter alcançado 98,5% do previsto.




Código 20PQ Tipo: Atividade Título Manutenção da Infraestrutura Operacional das Plantas de Estireno e de Poliestireno


Objetivo


Código: 0856


32349 – Innova S.A. – INNOVA



Dotação Inicial

Dotação Final





• Fatores intervenientes: NA

• Outros: NA



Código 212X Tipo: Atividade Título Manutenção da Infraestrutura Operacional do Parque Industrial


Objetivo


Código: 0856


32344 - Companhia Petroquímica de Pernambuco - PETROQUÍMICASUAPE



Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

3.987.000 12.183.000 1.651.682

N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Aquisição de peças e sobressalentes e serviços utilizados nas paradas da unidade de PTA. Em 2014, a unidade, que partira em 2013, ainda apresentou significativa instabilidade, que demandou investimentos para aumento da autonomia da planta.

• Fatores intervenientes: Realização abaixo da dotação orçamentaria prevista para o ano de 2014 no item de infraestrutura, devido à postergação da assinatura de diversos contratos da engenharia na rubrica de investimentos nas instalações industriais da unidade de PTA. Resumidamente, a empresa originalmente selecionada para a execução destes serviços entrou em processo falimentar, obrigando a reabertura de processo licitatório, o que acabou por postergar o início dos serviços, cuja realização orçamentária mais significativa tem previsão para ocorrer em 2015.



Identificação da Ação Código 212X Tipo: Atividade Título Manutenção da Infraestrutura Operacional do Parque Industrial


Objetivo


Código: 0856


32344 - Companhia Integrado Textil de Pernambuco - CITEPE



Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

0 566.000 0 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional

• Execução das metas: Aquisição de peças e sobressalentes e serviços utilizados nas paradas da unidade de PTA.

• Fatores intervenientes: O motivo que levou a não realização dos investimentos aprovados foi que a CITEPE só entrou em operação parcial em agosto 2014, com a entrada da linha C, responsável pela produção de 225 ton, e a outra linha B, responsável pela outra parte 225 ton só entrou em operação em 2015.




Código 125U Tipo: Projeto Título Implantação de Complexo de Poliéster e Resina PET, em Ipojuca (PE)

Iniciativa 047S - Implantação de Complexo de Poliéster e Resina PET, em Ipojuca (PE)

Objetivo


Código: 0856

Programa Desenvolvimento Produtivo Código: 2055 Tipo: Finalístico Unidade Orçamentária 32343 - Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco - CITEPE





Meta Unidade de



física

1 1 1


• Execução das metas: Em 2014 as metas física e financeira atingiram 87 %. A partida da unidade de PET ocorreu em janeiro/14. Concluído o comissionamento de 29

máquinas texturizadoras de 32 previstas para o ano de 2014.

• Fatores intervenientes: O desvio financeiro se deve principalmente à baixa performance de contratada responsável pelo comissionamento das máquinas texturizadoras e sistema de refrigeração, à não contratação de serviços de logística/terraplanagem e a não conclusão da negociação de pleitos previstos para pagamento em 2014.



Identificação da Ação Código 14LD Tipo: Projeto

Título Construção de Unidades de Produção de Petroquímicos de 1ª e 2ª Geração do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - COMPERJ (RJ)

Iniciativa 047Y - Construção de Unidades de Produção de Petroquímicos de 1ª e 2ª Geração do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (COMPERJ)

Objetivo


Código: 0856

Programa Desenvolvimento Produtivo Código: 2055 Tipo: Finalístico Unidade Orçamentária 32230 - Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS





Meta Unidade de


696.390.000 0 0 Obra executada percentual de execução

física

8 8 0


• Execução das metas: O Projeto Comperj – Petroquímicos foi cancelado em 08/01/2014 pela Diretoria de Abastecimento da Petrobras.



Identificação da Ação Código 6595 Tipo: Atividade Título Manutenção da Infraestrutura Operacional das Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados

Iniciativa 03IN - Fabricação de fertilizantes nitrogenados

Objetivo


Código: 0856





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado


FAFEN-BA - Projetos visando melhorias de confiabilidade, manutenção e infraestrutura, tais como: - Elevação do grau de confiabilidade dos compressores de CO2 da planta de ureia. O projeto já se encontra com 80% do suprimento concluído com início em janeiro e com previsão de conclusão de obras durante a parada programada em abril de 2015. - Aumento da confiabilidade do sistema de expedição de ureia. Projeto em fase de execução, com previsão de término no segundo semestre de 2015. - Aumento de confiabilidade da planta com aumento da vazão de circulação de lama de ureia. Projeto em fase final de execução. • FAFEN-SE – Projetos visando melhorias de confiabilidade, manutenção e infraestrutura, tais como: - Parada Programada Geral: Projeto concluído. - Substituição de equipamentos, com adequação das instalações elétricas. Os serviços de adequação das subestações encontram-se em execução. - Melhoria de infraestrutura administrativa e revitalização da área industrial. Detalhamento concluído. Início de execução prevista para março de 2015 e término em setembro de 2016.


Identificação da Ação Código 6595 Tipo: Atividade Título Manutenção da Infraestrutura Operacional das Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados


Objetivo


Código: 0856


32367 - Araucária Nitrogenados S.A.



Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado


Projetos visando melhorias de confiabilidade, manutenção e infraestrutura: - Parada Programada Geral: Projeto concluído. - Conversão de caldeira, com queima de óleo combustível, para queima de gás natural. Projeto concluído durante a parada geral. Projeto concluído. - Modernização de turbomáquinas e teste de um novo modelo de combustor de maior vida útil que o atual, através de um contrato de risco com o fabricante. Projeto concluído. - Substituição da caldeira recuperadora de vapor da unidade de amônia, do boleado inferior, do sistema de transmissão de energia elétrica, o painel de controle das turbinas de expansão da planta de separação de ar, em função do fim de sua vida útil. Projeto concluído. - Modernização do sistema de controle da unidade de síntese de amônia. Projeto concluído.



Título Manutenção dos Sistemas de Controle Ambiental, de Segurança Industrial e de Saúde Ocupacional nas Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados


Objetivo


Código: 0856





Dotação Inicial

Dotação Final




FAFEN-SE - Projetos visando melhorias de SMS, tais como: - Eliminação de riscos de descarte para atmosfera de produtos tóxicos e/ou inflamáveis, através do sistema de absorção e emanação de CO2 + NH3. O projeto conceitual concluído e projeto básico com previsão de término no fim de 2015. FAFEN-BA - Projetos visando melhorias de SMS, tais como: - Melhorias do sistema e reuso de efluentes líquidos. Permite reduzir a captação de água, reutilizando correntes de condensado atualmente descartadas como efluente industrial, bem como garantir o enquadramento dos sistemas, em relação à licença operacional da fábrica. O projeto está em fase de suprimento e sua execução está planejada para 2015. - Melhoria no sistema de controle de acendimento dos fornos. Permite que os fornos possam ser acesos remotamente, reduzindo os riscos de queimadura dos operadores quando da execução da tarefa. O projeto já foi executado e encontra-se em fase de testes.



Título Manutenção dos Sistemas de Controle Ambiental, de Segurança Industrial e de Saúde Ocupacional nas Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados


Objetivo


Código: 0856


32367 - Araucária Nitrogenados S.A.



Dotação Inicial

Dotação Final




Projetos visando melhorias de SMS: - Aumento da segurança da unidade de tancagem de amônia. Projeto concluído. - Minimização de impactos ao meio ambiente através da limpeza, inspeção e manutenção da lagoa pulmão de efluentes da unidade. Projeto concluído. - Substituição do sistema de intertravamento de segurança das peneiras moleculares. Projeto concluído. - Inserção de compressores de amônia no barramento de emergência, refletindo em maior segurança e redução de impacto ambiental da unidade, em caso de falta de energia elétrica. Projeto em execução com previsão de término para o primeiro semestre de 2015. - Substituição do sistema de queima da câmara de combustão da unidade de recuperação de enxofre, refletindo em redução de seu impacto ambiental. Projeto em execução com previsão de término para o primeiro semestre de 2015.



Código 12NC Tipo: Projeto

Título Implantação de Unidades de Produção de Fertilizantes Nitrogenados I (Período 2011 - 2019)

Iniciativa 047U - Implantação de Unidades de Produção de Fertilizantes Nitrogenados I (período 2011-2017)

Objetivo


Código: 0856





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado


física

3 1 1


O projeto da Unidade de Fertilizantes IV, em Linhares/ES foi impactado pela descontinuidade do contrato com a Foster Wheeler, empresa responsável pelo Projeto Básico. Está em análise a nova estratégia de continuidade do projeto.


Identificação da Ação Código 12NF Tipo: Projeto

Título Implantação de Unidade de Produção de Amônia com Capacidade de Aproximadamente 520 mil t/ano

Iniciativa 047V - Implantação de Unidade de Produção de Amônia com capacidade de aproximadamente 520 mil t/ano

Objetivo


Código: 0856





Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

253.558.000 244.676.000 192.355.401 Obra executada


física

14 14 18


Quanto à UFN V, apresentou até Dezembro/2014 um avanço físico de aproximadamente 24% e a previsão de conclusão da meta é Março/17. Em Fevereiro/14 foi assinado o contrato com o EPCista para fornecimento de bens, construção, montagem e pré-operação do empreendimento. Em Setembro/14 foi iniciada a construção civil e em Dezembro/14 foi concluída a emissão de documentos de Projeto Básico. É necessária para o projeto a regulamentação do REIF (Regime Especial para a indústria de fertilizantes).


Identificação da Ação Código 124V Tipo: Projeto

Título Implantação de Unidade de Produção de Fertilizantes Nitrogenados, com Capacidade Produtiva de 1.223 mil t/ano de Uréia e 70 mil t/ano de Amônia

Iniciativa 047X - Implantação de Unidade de Produção de Fertilizantes Nitrogenados, com Capacidade Produtiva de 1.223 mil t/ano de Ureia e 70 mil t/ano de Amônia

Objetivo


Código: 0856





Dotação Inicial Dotação Final Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

1.302.527.000 1.290.710.000 1.152.507.565 Obra executad

a


física

14 33 17


A implantação da UFN III apresentou até Dezembro/2014 um avanço físico de aproximadamente 81%. Em função do não cumprimento de marcos contratuais pela Contratada, desmobilização de 3.536 profissionais do Consórcio a partir de Outubro/14 sem a comunicação prévia à Petrobras e paralisação das frentes de trabalho por falta de equipamentos, materiais e insumos básicos, o contrato foi rescindido em Dezembro/14. O cronograma e o plano de contratação para a continuidade do Projeto será apresentado à Diretoria Executiva até Março/15. Quanto à UFN V, apresentou até Dezembro/2014 um avanço físico de aproximadamente 24% e a previsão de conclusão da meta é Março/17. Em Fevereiro/14 foi assinado o contrato com o EPCista para fornecimento de bens, construção, montagem e pré-operação do empreendimento. Em Setembro/14 foi iniciada a construção civil e em Dezembro/14 foi concluída a emissão de documentos de Projeto Básico. É desejável para o projeto a regulamentação do REIF (Regime Especial para a indústria de fertilizantes).


PROGRAMA TEMÁTICO 0807 – PROGRAMA DE GESTÃO E MANUTENÇÃO DE INFRAESTRUTURA DAS EMPRESAS ESTATAIS


Título Manutenção e Adequação de Bens Imóveis

Programa Programa de Gestão e Manutenção de Infraestrutura de Empresas Estatais Federais

Código: 0807 Tipo: Gestão e Manutenção


32274 – Petrobras Transportes S.A. – TRANSPETRO



Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado



A finalidade deste projeto é garantir investimentos que se destinam à serviços de engenharia e obras civis que prolonguem a vida útil e adequem as instalações da Companhia e imóveis administrativos às suas necessidades.


A menor realização financeira em 2014 se deve principalmente a alterações no cronograma das obras de adequação de bens imóveis.



Título Manutenção e Adequação de Bens Móveis, Veículos, Máquinas e Equipamentos







Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

5.484.000 4.147.000 3.086.725 N/A N/A N/A N/A N/A



A ação 4102 tem como finalidade garantir recursos para a manutenção e adequação de bens móveis, máquinas e equipamentos. É composto principalmente pela aquisição de equipamentos de necessidade momentânea tais como mobiliário, itens de escritório, eletroeletrônicos, maquinários, entre outros.


Não hás desvios significativos nas metas estipuladas para 2014.







32287 – Petrobras International Braspetro B.V. – PIB BV



Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

474.000 2.274.000 1.781.609 N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: A baixa realização dos investimentos deve-se ao esforço para redução de desembolso, em razão da restrição orçamentária da Companhia. Os investimentos em infraestrutura planejados foram revistos e/ou adiados, sem prejuízo das operações.


• Outros:







32316 – Liquigás Distribuidora S.A. – LIQUIGAS



Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

928.000 962.500 950.236 N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Realização de investimento na aquisição de móveis, utensílios e equipamentos para atender necessidade das diversas unidades da empresa, como: cadeiras, mesas, gaveteiros, arquivos, persianas, estação de trabalho, equipamentos para refeitório e cozinha (geladeira, fogão, freezer etc), aparelhos de ar condicionado, bebedouros, fragmentadoras entre outros itens. Sua realização ocorre por demanda das diversas localidades administrativas da companhia que estão distribuídas nas diversas regiões do Brasil.

• Fatores intervenientes: Esta ação teve realização de 98,73% da verba destinada e não teve qualquer evento impeditivo para sua realização.

• Outros:


Identificação da Ação Código 4102 Tipo: Atividade Título Manutenção e Adequação de Bens Móveis, Veículos, Máquinas e Equipamentos




32344 – Companhia Petroquímica de Pernambuco – PETROQUIMICASUAPE



Dotação Inicial

Dotação Final



100.000 21.000 17.552 N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: No período, foram adquiridos mobiliários de escritório em função de montagem de novo escritório, após transferência de equipes de Recife para Ipojuca, de modo a reduzir o custo com aluguéis de imóveis.

• Fatores intervenientes: Não houve.

• Outros: Não há






32344 – Companhia Integrada Textil de Pernambuco – CITEPE



Dotação Inicial

Dotação Final



0 2.351.000 0 N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Aquisição dos Bens Móveis, Veículos e Máquinas e Equipamentos para a atender a nova fábrica de Textil.

• Fatores intervenientes: Em consequência da CITEPE só ter entrado em operação parcial em agosto 2014, com a entrada da linha C, responsável pela produção de 225 ton, e a outra linha B, responsável pela outra parte 225 ton só ter entrado em operação em 2015, não houve realização em 2014.




Título Manutenção e Adequação de Ativos de Informática, Informação e Teleprocessamento







Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

25.788.000 21.488.000 11.181.298 N/A N/A N/A N/A N/A



A finalidade desta ação é garantir recursos para a adequação e aquisição de bens na área de tecnologia da informação e telecomunicações. O projeto é composto principalmente pela aquisição de licenças de software, servidores, notebooks, tablets, monitores, equipamentos de telecomunicações, entre outros.


A menor realização financeira em 2014 se deve a bens pendentes de regularização (processos de compras e pagamentos ainda não finalizados) e migração de realização do projeto de Ampliação do CNCO para outra OAI (Manutenção da Infraestrutura de Transporte Dutoviário).







32287 – Petrobras International Braspetro B.V – PIB BV



Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

316.000 897.000 769.063 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional

• Execução das metas: Revisão de escopo de projeto de sistema de banco de dados técnicos, com redução de seu

orçamento disponível e não aquisição de ativos de informática que haviam sido planejados.


• Outros:







32316 – Liquigás Distribuidora S.A. – LIQUIGAS



Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

7.737.000 7.746.000 7.745.893 N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Investimento destinado à manutenção e adequação de ativos de informática, informação e teleprocessamento, que visa manter e atender novas demandas decorrentes do incremento das atividades da companhia, bem como atender demandas legais, fiscais e pontos de auditoria externa. Em 2014, os aportes na área de Tecnologia da Informação foram destinados à modernização e ampliação da infraestrutura tecnológica, permitindo o desenvolvimento de melhores soluções para o atendimento aos requisitos das operações, gestão dos negócios, padrões de governança e de compliance. Dentre os investimentos destacam-se as aquisições de dispositivos para o faturamento móvel, compostos de coletores de dados, impressoras e acessórios; solução de armazenamento (storage), e (switches) para atualização da rede de dados. Em termos de sistemas, foram desenvolvidos importantes projetos buscando a crescente agilidade, confiabilidade e segurança da informação, com a adoção das ferramentas, como: Sistema SAP HANA, GRC (Governance, Risk and Compliance-Acess Control); Deep Security, Projeto UpGRade Notes, Solução para atender à obrigatoriedade de emissão do Manifesto Eletrônico de Documentos Fiscais.

• Fatores intervenientes: Esta ação teve realização de 99,99% da verba destinada e não teve qualquer evento impeditivo para sua realização.

• Outros:



Código 4103 Tipo: Atividade Título Manutenção e Adequação de Ativos de Informática, Informação e Teleprocessamento




32344 – Companhia Petroquímica de Pernambuco – PETROQUIMICASUAPE



Dotação Inicial

Dotação Final



3.092.000 1.220.000 232.928 N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Em 2014, foram realizados gastos relativos às licenças da Microsoft e contrato HP para Suporte STORE (NEW SUPRE) e AQUISICAO ATIVO NEWSUPRI - apoio a garantia de renovação de equipamentos (garantia e suporte).

• Fatores intervenientes: Houve uma superestimativa na previsão orçamentária referente a diversos hardwares (HD’s, memórias, servidores e outros equipamentos) bem como negociação das principais licenças de software, quais sejam Microsoft e HP, gerando economia para a Companhia nestas rubricas.




Código 4103 Tipo: Atividade Título Manutenção e Adequação de Ativos de Informática, Informação e Teleprocessamento




32344 – Companhia Integrada Textil de Pernambuco – CITEPE



Dotação Inicial

Dotação Final



0 1.044.000 0 N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Aquisição de licenças da Microsoft e contrato HP para Suporte STORE (NEW SUPRE) e AQUISICAO ATIVO NEWSUPRI - apoio a garantia de renovação de equipamentos (garantia e suporte).

• Fatores intervenientes: Em consequência da CITEPE só ter entrado em operação parcial em agosto 2014, com a entrada da linha C, responsável pela produção de 225 ton, e a outra linha B, responsável pela outra parte 225 ton só ter entrado em operação em 2015, não houve realização em 2014.



Identificação da Ação Código 4103 Tipo: Atividade Título Manutenção e Adequação de Ativos de Informática, Informação e Teleprocessamento




323349 – Innova S.A. - INNOVA



Dotação Inicial

Dotação Final



0 4.463.000 3.485.079 N/A N/A N/A N/A N/A



• Fatores intervenientes: NA

• Outros: NA



Código 4102 Tipo: Atividade Título Manutenção e Adequação de Bens Móveis, Veículos, Máquinas e Equipamentos




32333 – Stratura Asfaltos S.A. – STRATURA



Dotação Inicial

Dotação Final




• Execução das metas: Com o objetivo de substituição de itens obsoletos a fim de proporcionar melhorias nas instalações da Stratura Asfaltos, foram efetuadas as seguintes aquisições: aparelhos de ar condicionado para as fabricas de Betel-SP e Feira de Santaba-BA; frigobar para as fábricas de Maracanau-CE e Canoas-RS; ventiladores para o escritório matriz em São Paulo-SP.


• Outros:






32333 – Stratura Asfaltos S.A. – STRATURA



Dotação Inicial

Dotação Final



661.000 611.000 629.837 N/A N/A N/A N/A N/A

• Execução das metas: Na subsidiária STRATURA ASFALTOS foram realizados

investimentos de customizações e melhorias dos sistemas legados em atendimento às necessidades estratégicas da empresa, políticas de segurança e cumprimento das obrigações fiscais; aquisições e atualizações (up grade) de equipamentos (servidor, rack, central telefônica, etc) pertinentes à infraestrutura e segurança da tecnologia da informação, visando disponibilidade contínua, segura e performática dos serviços e ambientes de TI; renovações de licenças com o objetivo de manter o suporte aos programas e aplicativos (software) em uso pela companhia, como também garantindo o acesso às versões mais atuais, correções de plataforma e suporte do desenvolvedor. A realização superior ao planejado é decorrente do desembolso com o Módulo de Orçamento utilizado pela área de Recursos Humanos, bem como pela realização nos projetos de Migração do Plano de contas, Integração com Rede BR (Links/Infraestrutura de Rede CPD na Matriz e Unidades Operacionais), Renovação de suporte para ambiente licenciado e Aquisição/Upgrade de Storage.


• Outros:


Identificação da Ação Código 4101 Tipo: Atividade Título Manutenção e Adequação de Bens Imóveis




32239 – Petrobras Distribuidora S.A. – BR DISTRIBUIDORA



Dotação Inicial

Dotação Final



2.934.000 8.497.000 7.936.597 N/A N/A N/A N/A N/A

• Execução das metas: Realizamos obras de instalações administrativas nos Terminais/Bases de Açailândia, Alto Taquari, Aracaju, Bauru, Belém, Betim, Brasília, Cabedêlo, Camaçari, Campo Grande, Canoas, Caracaraí, Cruzeiro do Sul, Cubatão, Cuiabá, Duque de Caxias, Fortaleza, Goiânia, Guamaré, Ijuí, Londrina, Maceió, Manaus, Marabá, Mataripe, Oriximaná, Paulínia, Porto Nacional, Porto Velho, Presidente Prudente, Recife, São José dos Campos, São Luís, São Paulo, Suape, Teresina, Uberaba, Vila do Conde, Vitória e Volta Redonda; na Área Individual do Pool de Campos, Betim e Teresina; na Armazenagem Conjunta de Lages e São José do Rio Preto. Também foram realizadas obras de recuperação e benfeitorias nas instalações dos regionais da Petrobras Distribuidora de Belo Horizonte, Brasília, Curitiba, Porto Alegre, Salvador e São Paulo. Na nova sede da empresa – Edifício Lubrax - foram realizadas adequações na infraestrutura do posto médico.


• Outros:









Dotação Inicial

Dotação Final



4.896.000 10.115.000 9.671.272 N/A N/A N/A N/A N/A

• Execução das metas: Aquisições de equipamentos e mobiliários de escritório para a nova sede da empresa – Edifício Lubrax e diversos Regionais da BR (Curitiba, ALMSP, Brasília, Campinas, Fortaleza, Manaus e São Paulo), incluindo a aquisição do mobiliário para o posto médico do Edifício Lubrax. Também houve de equipamentos e mobiliários de escritórios para os Terminais/Bases de Açailândia, Alto Taquari, Aracaju, Bauru, Belém, Betim, Brasília, Cabedêlo, Camaçari, Campo Grande, Canoas, Caracaraí, Cruzeiro do Sul, Cubatão, Cuiabá, Duque de Caxias, Fortaleza, Goiânia, Guamaré, Ijuí, Londrina, Maceió, Manaus, Marabá, Mataripe, Oriximaná, Paulínia, Porto Nacional, Porto Velho, Presidente Prudente, Recife, São José dos Campos, São Luís, São Paulo, Suape, Teresina, Uberaba, Vila do Conde, Vitória e Volta Redonda; na Área Individual do Pool de Campos, Betim e Teresina; na Armazenagem Conjunta de Lages e São José do Rio Preto. Adicionalmente foram adquiridos equipamentos de laboratório para os Terminais/Bases de Alto do Taquari, Belém, Maceió, Cubatão, Duque de Caxias, Mataripe, Goiânia, Paulinia, Porto Nacional, Porto Velho, São Paulo e para a fábrica de lubrificantes em Duque de Caxias.


• Outros:









Inicial Dotação

Final Valor


o Realizado

33.596.000 61.199.000 61.176.441 N/A N/A N/A N/A N/A

• Execução das metas: Com o crescimento da competitividade no mercado de combustíveis e de lubrificantes, torna-se cada vez mais premente o investimento em tecnologias que ofereçam maior suporte e segurança aos processos da Companhia, onde destacamos o atendimento a clientes, logística e cadeia de suprimentos, tais como: • Aquisição de Servidores M6 para aumentar o suporte aos ambientes que compõem os sistemas

integrados de gestão objetivando aperfeiçoar o atendimento das demandas internas e externas; • Ampliação das licenças dos sistemas integrados de gestão (SAP ECC e SAP BW) visando

suprir o aumento das transações correntes, uma vez que a quantidade contratada anteriormente não era suficiente para atender a força de trabalho;

• Novos desenvolvimentos nos ambientes dos sistemas corporativos e de atendimento a clientes, tais como SAP, CRM e Portal de Negócios visando atender o crescimento da Companhia, especialmente nas áreas comerciais, de operações e logística, com destaque para o projeto de Gestão da Cadeia de Suprimentos (Supply Chain Management) e o projeto de Gestão Integrada de Transportes (SIG-T), reduzindo, desta forma, os custos do processamento de pedidos e fretes;

Aquisição de switches e roteadores para ampliação da infraestrutura da nova sede da BR, em virtude do crescimento no processamento de informações simultâneas.


• Outros:






32280 – Petrobras Logistica S.A - PB-LOG



Dotação Inicial

Dotação Final




• Execução das metas: Aquisição de equipamentos para composição e melhoria da estrutura gerencial nas instalações da PBLOG.


• Outros:


Código 4102 Tipo: Atividade Título Manutenção e Adequação de Bens Móveis, Veículos, Máquinas e Equipamentos




32334 – Petrobras Biocombustível S.A. – PBIO



Dotação Inicial

Dotação Final



290.000 1.604.000 1.310.322 N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Na usina de Candeias, as aquisições de parte dos equipamentos e ferramentas da oficina e parte dos equipamentos de laboratório foram postergadas para 2015. Na Usina de Quixadá, atraso no processo de contratação da empilhadeira, dos paletes e dos porta-paletes que tem previsão de entrega entre os meses de janeiro e fevereiro de 2015. Na Usina de Montes Claros, postergação da aquisição da empilhadeira para o ano de 2015.


• Outros: n/d






32334 – Petrobras Biocombustível S.A. – PBIO



Dotação Inicial

Dotação Final



4.010.000 586.000 154.614 N/A N/A N/A N/A N/A Análise Situacional

• Execução das metas: Baixa execução devido a não aquisição do software de dados climáticos e de solos para melhorias no sistema SIG-PBIO, face às orientações de redução de custos e otimização de recursos durante o ano de 2014.


• Outros: n/d






32230 – Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS



Dotação Inicial

Dotação Final



954.385.000 754.124.000

625.434.282

N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Nesta ação estão todos os investimentos executados pela Petrobras em Tecnologia da Informação e Telecomunicações, com exceção dos que integram Empreendimentos que têm seus próprios códigos OAI. Do valor investido em 2014, 32% atendem à área E&P, 9% atendem à área Abastecimento e 35% atendem corporativamente a toda a Petrobras (destacando-se Melhorias na Infraestrutura de Tecnologia da Informação, Melhorias na Infraestrutura de Telecomunicações e Melhorias no Software Integrado de Gestão) que são apropriados no orçamento da unidade TIC. Os restantes 24% atendem às demais áreas da Companhia.

• Fatores intervenientes: O não atingimento da meta financeira em 2014 tem como principais causas: 1- Postergação da execução do projeto Gávea – Ambiente Integrado de Transporte Marítimo para atender ao Abastecimento; 2- Reaproveitamento de softwares e hardwares de informática já existentes nas diversas áreas geográficas pelo E&P, não havendo a necessidade de efetivar sua aquisição conforme planejado em 2014; 3- Cancelamento e postergação de aquisições de softwares e hardwares de informática e de equipamentos de telecomunicações, principalmente pelas áreas de Engenharia e Cenpes, devido ao atraso nas especificações dos contratos; 4- Indisponibilidade de recursos de pessoal para projetos de desenvolvimento de softwares devido à alteração do modelo de contratação de serviços; 5- Não aprovação pela Diretoria Executiva do projeto Fase II Parcial Central de Utilidades e Água Gelada TIC do Compartilhado para a TIC; 6- Incorporação do projeto Implantação de Autosserviço no Atendimento ao projeto Evolução ITSM (para gerenciamento de serviços de TIC), não tendo havido tempo hábil para realizar a contratação em 2014; 7- Não efetivação das aquisições de licenças de softwares para Arquitetura de TIC, sendo a maior parte devido ao não atendimento pleno de requisitos técnicos da Petrobras conforme indicado nos resultados de estudos;


8- Atraso nas aquisições de equipamentos nos projetos da rede corporativa de telecomunicações.

Identificação da Ação Código 4101 Tipo: Atividade Título Manutenção e Adequação de Bens Imóveis







Dotação Inicial

Dotação Final

Valor Realizado

Descrição da Meta


o Realizado

198.593.000 371.827.000 319.092.876 N/A N/A N/A N/A N/A


• Execução das metas: Os investimentos em bens imóveis dos Serviços Compartilhados (R$ 59,1 milhões realizado em 2014) têm forte ênfase na adequação de espaços administrativos para atender as demandas de crescimento da Petrobras. Compreende reformas em prédios utilizados pela Companhia, atualização tecnológica dos sistemas (elétrico, hidráulico, mecânico, refrigeração e iluminação), aquisição e substituição de mobiliários, adequação e instalação de leiautes de estações de trabalho, seguindo os padrões corporativos e reforma em postos avançados. A realização financeira e o avanço físico da Revitalização do Estaleiro Inhaúma até dezembro/14 foi: R$ 144.765.540 e previsto (PNG 14-18): 100,00 %; realizado: 91,81% respectivamente. Os principais eventos em 2014 foram:

Sede e Regionais

Adequação em estruturas condominiais visando Eficiência Energética. (Ar Condicionado, iluminação, elevadores, bombas e consumo de água). Estas medidas adotadas incentivam a geração de energia limpa no país, redução na emissão de poluentes e o uso racionalizado dos recursos.

Regional Sudeste

Continuação da atualização tecnológica do Edise (Edifício Sede) no Rio de Janeiro (projeto com cronograma plurianual); Ocupação do EDISEN (novo edifício Senado) no Rio de Janeiro; EDIVEN (edifício Ventura). Reforma do EDIBRA (edifício Brasília)

Regional São Paulo-Sul

EDISP (Edifício São Paulo); EDIPOA (Edifício Porto Alegre). Regional Norte-Nordeste


Continuação da reforma do prédio administrativo EDIBA (edifício Bahia) em Salvador (projeto com cronograma plurianual); Edifício Torre Pituba; Adequação em escritórios para centralização dos serviços de AMS; Obras nos Postos Avançados de Cabedelo e Recife; Reforma nas instalações dos Núcleos de Serviços RN-CE e SEAL.

Regional Bacia de Campos

Adequação de posto médico no EDIVIT (edifício Vitória).









Dotação Inicial

Dotação Final




• Execução das metas: Os investimentos em bens móveis dos Serviços Compartilhados (R$17,3 milhões realizados em 2014) têm forte ênfase na aquisição de mobiliário, compra de materiais para realizar as manutenções dos prédios administrados pela unidade e aquisição de bens patrimoniais visando aprimorar a qualidade dos serviços prestados. Aquisição dos equipamentos componentes desta ação dentro do previsto. Realização financeira permitindo às refinarias adquirirem equipamentos relativos à qualidade e especificação de produtos (equipamentos de laboratório), redução do custo operacional (movimentação de carga) e de SMS Os principais eventos em 2014 foram:

Aquisição de mobiliário para Ocupação do EDISEN (Edifício Senado) no centro do Rio de Janeiro. Aquisição de equipamentos para Centro de Promoção de Saúde (CPS Edisen) Aquisição de Bens Patrimoniais para outros prédios e postos avançados.

• Fatores intervenientes: Flutuação dos preços do aluguel de equipamentos no mercado pode influenciar a necessidade de aquisição de equipamentos de forma a otimizar o custo operacional. Sistemática atual está preparada para atender a este dinamismo.

• Outros:


ANEXO II

Informações sobre Produtos e serviços oferecidos (% da Receita líquida);

Informações sobre os Principais Clientes por produtos e serviços;

Informações sobre indicadores internacionais de mercado do setor de Petroquímica;

Informações sobre indicadores internacionais de mercado do setor de Biocombustíveis; A divulgação das informações acima estão inseridas neste ANEXO e podem gerar riscos à competitividade da Petrobras. Desse modo, conforme artigos 6º, inciso III, 22, 25 da Lei nº 12.527/2011, e, artigos 5º, § 1º, e 6º, inciso I, do Decreto nº 7.724/2012, é requerido o tratamento sigiloso a tais informações e seu não acesso por terceiros.


ANEXO III

Informações sobre parecer da unidade de auditoria interna conforme disposto no Decreto Federal nº 3.591/2000, incluindo informações sobre a qualidade e suficiência dos controles

internos da entidade.


ANEXO IV

Informações sobre sistemas computacionais que estejam diretamente relacionados aos macroprocessos finalísticos e objetivos estratégicos da unidade jurisdicionada.

VIGÊNCIA NÚMERO

CONTRATOOBJETO

VALOR DOCONTRATO

DESEMBOLSOEM 2014

FORNECEDOR

LABW LABWARE ABASTECIMENTO

Solução de LIMS (Laboratory Information Managemente System) que tem como objetivo controlar os processos dos Laboratórios da Petrobras, TRANSPETRO e PBIO. O processo abrange desde o cadastro de dados básicos de especificação de produtos (oriundos do BDEMQ), cadastro de dados básicos para amostragem, registros de amostras, registro de resultados e divulgação dos resultados aos interessados, através do Certificado de Ensaio.

30/4/2016 4600364902 Renovação de Licenças de SW R$ 2.900.000 R$ 700.000 LABWARE

BRASIL

NS40SIP Sistema de informações de Processo(PI System)

O sistema PI registra as variáveis das unidades de processo, tais como vazões, temperaturas, pressões, assim como vibração de equipamentos. Possui interface com os dados de laboratório.É integrado ao BDMEQ e está implantado nas refinarias da PETROBRAS.O Sistema PI pertence à categoria de SISTEMA CRITICO, uma vez que uma dentre suas missões e objetivos destaca-se a alimentação do BDEMQ e deste, registrar no SAP o quantitativo e números dos estoques e movimentações da tancagem.

01/07/2011 a 9/06/2015

4600336278(0040.0068631.11.2)

"Prestação de serviços de atualização e suporte técnico

do sistema PI - Plant Information e licenciamento de

uso de sftware,doravante denominado

genérica e simplesmente como SISTEMA, em conformidade com os termos e condições

estipulados."

US$ 3296423,52 US$ 692.236.30 OSISOFT, LLC

SVD SVD-GPPQ Sistema de Valuation Dinamico da Gestão de Participações em Petroquimica 31/5/2015 4600408013SAIPH -Suporte e Manutençao

anual R$ 153.549,74 R$ 38.387,44 Extend

N/A SICON10/SICON20 Software para implementação de controle avançado em unidades de processo no REFINO.28/02/2011 a 25/08/2015

46003497070040.0065230.11.2

Serviços de manutenção e suporte de automação

industrial em sistema de controle avançado de processos

nas refinarias.

R$ 2.055.254,84 R$ 772.305,37 ACCENTURE DO

BRASIL LTDA

CMXL CXLSoftware utilizado para o controle do risco de preço absoluto associado a suas negociações no mercado externo e gerenciamento dos riscos associados a essas negociações, bem como o controle de métricas gerenciais.

30/3/20154600359785

(0040.0074663.12.2)

O licenciamento do direito de uso dos softwares listados no contrato e a prestação pela contratada dos serviços de

manutenção, suporte técnico, treinamento, desenvolvimento,

melhorias, customizações e implementações relativos ao

sistema.

US$ 13,478,609.93 US$ 2,789,984.52 Triple Point Inc.

26/02/2013 a 25/02/2015

4600407998(0040.0078873.12.2)

Prestação de serviços de suporte técnico ao software

Comos.R$ 4.042.638,00 R$ 2.082.309,75

SIEMENS INDUSTRY SOFTWARE

LTDA.

01/07/2013 a 30/06/2015

4600409029(0040.0084580.13.2)

Licenciamento e atualização do software COMOS e

COMOS-PQMR$ 8.437.406,32 R$ 2.345.390,71


LTDA.

25/09/2014 a 24/09/2015

4600451798(0040.0093199.14.2)

Customização do software COMOS COMOS-PQM

R$ 2.949.589,29 R$ 1.230.054,08


LTDA.

72NB ACET

O ACET (Asset Condition Evaluation Tool) é um aplicativo especialista no gerenciamento da corrosão, da inspeção e da integridade dos equipamentos. O sistema é composto por um conjunto de módulos que são usados para armazenar e avaliar as diversas informações provenientes da atividade de inspeção.

01/07/2014 a 30/06/2016

4600445178(0040.0088056.13.2)

ACET License, Support and Maintenance Agreement

US$ 539810,01 US$ 172477,4 OCEANEERING

INTERNATIONAL

CONTRATOS ASSOCIADOS(CASO HAJA)

RELAÇÃO DOS SISTEMAS E CONTRATOSABASTECIMENTO

O COMOS é um software utilizado nos projetos de unidades e sistemas produtivos da empresa e integra as diversas áreas de engenharia em um único sistema. Seja engenharia de processo, instrumentação, engenharia elétrica ou áreas afins. É possível criar desenhos, fluxogramas, listas, folhas de dados, diagramas etc. Acompanha o projeto nas fases de planejamento, montagem, comissionamento e manutenção e auxilia nas fases individuais do trabalho, integrando todas as partes envolvidas no projeto e criando consistência entre os dados gerados nas diversas fases do projeto.

COMOSCAE

CÓDIGO DO CATÁLOGO

(CASO EXISTA)SISTEMA DESCRIÇÃO

Página 1 de 2

VIGÊNCIA NÚMERO

CONTRATOOBJETO

VALOR DOCONTRATO

DESEMBOLSOEM 2014

FORNECEDOR


RELAÇÃO DOS SISTEMAS E CONTRATOSABASTECIMENTO



F5ID PDMS

Ferramenta que permite permite o gerenciamento automático tanto da parte gráfica do projeto quanto dos dados. Por se tratar de uma base de dados centralizada, possibilita que usuários atuem apenas em sua área de interesse, garantindo assim a consistência e integridade de todos os dados do projeto. Desenvolvido pela AVEVA.

31/10/2014 a 30/10/2015

4600457553(0040.0093754.14.2)

Licenciamento , Manutenção e Suporte Técnico das soluções

de Software AVEVAR$ 2.882.200,00 R$ 2.882.200,00

AVEVA DO BRASIL

INFORMATICA

MCOL Modelo de Custos de Operações Logísticas Modelo para coleta e apropriação dos custos das operações de logística da PETROBRAS.17/09/2013 a 30/12/2014

4600414577LICENCIAMENTO DE USO

DE SOFTWARE E DA PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS

R$ 943.942,27 R$ 598.108,98

IBM BRASIL – INDÚSTRIA , MÁQUINAS E

SERVIÇOS LTDA

N/A PIConjunto de softwares de prateleira fornecidos pela OSIsoft para coletar, armazenar, recuperar, analisar, fornecer e visualizar séries temporais.

30/12/2013 a 27/06/2015

4600425878(0040.0087865.13.2)

Prestação de Serviços de Atualização e Suporte Técnico

e Licenciamento de Uso do Sistema PI para a RNEST

US$ 263517,25 US$ 263517,25 OSISOFT, LLC

Fonte: PETROBRAS

Página 2 de 2

VIGÊNCIA NÚMERO

CONTRATOOBJETO

VALOR DOCONTRATO - US$

DESEMBOLSOEM 2014 - US$

FORNECEDOR

-

Geociencias: Produtoso PostStack Familyo SeisSpace 2D/3D/4Do Syntoolo SeisWorks 2D/3Do Stratworks o Petroworkso PowerView e GeoProbeo DepthTeam Expresso Decision Space Geophysicso Decision Space Geologyo Decision Space Earth Modelingo Decision Space Geomecanicso Decision Space Petrophysicso Decision Space Velocity Modelingo Well Seismic Fusion

· Fluxos de Geofísica de reservatório – análise de AVO, análise 4D, análise de dado multicomponente, além dos fluxos básicos (interpretação de geobodies e geoanomalies, amarração de poço, construção de modelo de velocidade etc).· Processamento Sísmico – processamento de dados sísmicos terrestres e marinhos com os mais modernos algoritmos tanto para processamento em tempo quanto para profundidade.· Fluxos de Interpretação Sísmica – interpretação de horizontes e falhas na seção ou no volume.· Modelagem Geológica – construção do arcabouço estrutural e preenchimento do mesmo com propriedades de rocha.· Simulação de fluxo – simulação da produção.

-

Perfuração e Completação:Produtoso Compass o CasingSeato StressCheck o OpenWellso WellCat e WellCosto Decision Space WellEngineeringo Decision Space WellPlanningo Decision Space Drilling Analyticso Decision Space InSiteo DataAnalyzero Predict

· Fluxo de Planejamento de Poço -Planejamento direcional, com assentamento de sapata, dimensionamento de revestimento e para poços HPHT. Análise de otimização de tempo· Fluxo de Acompanhamento em Tempo Real - Acompanhamento de parâmetros, e litologia também através de análise preditiva.· Fluxo de Gestão de Dados de Poço – Registro, gestão e controle de todas as atividades de sonda · Fluxo de Geopressões/Geomecânica – Definição de curva de geopressão e geomecânica e acompanhamento de poço

-

Gestão da Informação: Produtoso DecisionSpace Integration Servero DecisionSpace Analyticso DecisionSpace GISo DecisionSpace Data Qualityo DecisionSpace Baseo Petrobank MDSo OpenWorkso GeoDataLoado AssetView o AssetJournalo PowerHub e PowerExplorer

· Fluxo de Gestão de Dados Interpretados - Gestão, padronização e controle de qualidade dos dados gerados no processo de interpretação (falha, horizonte, mapas, etc)· Fluxo de Gestão de Dados de Sísmica – Gestão e controle de qualidade dos dados sísmico disponibilizados no ambiente de interpretação · Fluxo de Gestão de Dados de Poço - Gestão, controle de qualidade e padronização dos dados de poço.

Fonte: PETROBRAS

RELAÇÃO DOS SISTEMAS E CONTRATOSE&P - EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO

Halliburton Worldwide GMBH


DESCRIÇÃOSISTEMACÓDIGO DO CATÁLOGO

(CASO EXISTA)

25/06/2012à

22/06/20160040.0076121.12.2

Licenciamento de uso e manutenção dos

produtos de Softwares Halliburton

72.036.095,55 24.638.667,91

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VIGÊNCIA NÚMERO

CONTRATOOBJETO

VALOR DOCONTRATO - R$

DESEMBOLSOEM 2014 - R$

FORNECEDOR

-Ambiente virtual GIS do Gás & Energia

Plataforma desenvolvida na tecnologia GIS (Geographic Information System) para atender as necessidade de negócio das gerências do Gás & Energia da Petrobras. Disponibilizado em ambiente corporativo, sendo composto pela aplicação Web, Projeto de Mapas e DB Georreferenciado 14/02/2012 a

10/08/20154600390198

Serviços de desenvolvimento e suporte técnico na tecnologia GIS

5.145.188,38 1.516.708,00 Indra

-Open Utilities- Gestão de Mercados de Energia

Módulo de Liquidações do OPEN UTILITIES GESTÃO DE MERCADO DE ENERGIA está moldado dentro dos Sistemas de Mercado de Energia e seu campo de ação é tanto em Centrais de Geração Elétrica dedicadas à venda, em Empresas Distribuidoras de energia dedicadas à compra e em Empresas Comercializadoras dedicadas à compra e venda de energia; já que o alcance funcional do aplicativo engloba a gestão de medidas, a geração de faturas a clientes por venda de energia e a conformação de faturas de fornecedores pela compra de energia

25/05/2012 a 23/05/2016

4600420682Serviços de desenvolvimento e

suporte técnico do sistema OGME 8.119.200,36 1.332.645,45 Indra

-Sistema de Gestão da Operação do Gás e Energia

Sistema para programação integrada da geração de energia e vapor, consumo de combustível, planejamento e acompanhamento das intervenções, acompanhamento da operação em tempo real e apuração dos resultados obtidos, podendo causar dessa forma perda financeira para a Petrobras.

27/07/2012 a 26/07/2015

4600417700

Serviços de implantação de um sistema de Gestão da Operação para parque gerador de energia

elétrica da Petrobras

3.985.000,00 504.293,62 Indra

Fonte: PETROBRAS

RELAÇÃO DOS SISTEMAS E CONTRATOSG&E - GÁS & ENERGÍA




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ANEXO V

Informações sobre o tratamento das recomendações e determinações exaradas em acórdãos do TCU.

AUDITORIA INTERNA

Fonte: Auditoria interna 1/29


PROCESSO DE PRESTAÇÃO DE CONTAS – EXERCÍCIO DE 2014 DECISÃO NORMATIVA TCU Nº 134, de 04 de DEZEMBRO de 2013 ANEXO II – CONTEÚDOS DO RELATÓRIO DE GESTÃO PARTE C – UNIDADES JURISDICIONADAS COM RELATÓRIOS DE GESTÃO CUSTOMIZADOS INFORMAÇÕES SOBRE A GESTÃO - Petróleo Brasileiro S.A. Item 9. CONFORMIDADES E TRATAMENTO DE DISPOSIÇÕES LEGAIS E NORMATIVAS Subitem 9.1 – Informações sobre o tratamento das recomendações e determinações exaradas em Acórdãos do TCU.

AUDITORIA INTERNA



1. TC 005.956/2014-5 – CONTAS DO GOVERNO FEDERAL – EXERCÍCIO DE 2013. 1.2. ACÓRDÃO 1338/2014 – TCU – PLENÁRIO, de 28/05/2014. - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, diante das razões expostas pelo Relator, com fundamento no art. 71, inciso I, da Constituição Federal, em aprovar o Parecer Prévio sobre as contas prestadas pela Presidenta da República, na forma do documento anexo: “Recomendar: 2. VII. às empresas Araucária Nitrogenados S.A., Companhia de Eletricidade do Acre (Eletroacre), Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf), Petrobras Biocombustível S.A. (PBIO), Petrobras Netherlands B.V. (PNBV), Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) e Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG), vinculadas ao Ministério de Minas e Energia; às empresas Banco do Nordeste do Brasil S.A. (BNB), Caixa Econômica Federal (Caixa) e COBRA Tecnologia S.A., vinculadas ao Ministério da Fazenda; e à empresa Centrais de Abastecimento de Minas Gerais S.A. (Ceasaminas), vinculada ao Ministério da Agricultura, Pecuária e Abastecimento, para que, quando da execução do Orçamento de Investimento, observem a dotação autorizada para as respectivas programações, em obediência à vedação estabelecida no inciso

Requer seja dado tratamento de sigilo aos dados ora informados e a sua não divulgação a terceiros, com base no art. 5º, parágrafos 1º e 2º do Decreto nº 7.724/2012 e nos arts. 6º, inciso III, 22 e 25 da Lei nº 12.527/2011, visto que há informações empresariais sensíveis, cuja divulgação tem o condão de afetar a competitividade e a governança da Petrobras,. Consoante o disposto no artigo 6º da Decisão Normativa-TCU nº 134/2013, de 4 de dezembro de 2013, as informações classificadas como sigilosas em razão de atendimento a expressa disposição legal não podem ser incluídas no relatório de gestão. Consoante o disposto no artigo 5º da Decisão Normativa-TCU nº 140, de 15 de outubro de 2014, as unidades jurisdicionadas que tenham suprimido do relatório de gestão informações sujeitas a sigilo por força do disposto no art. 6º da DN TCU nº 134/2013 devem manter tais informações sob sua guarda e franquear o acesso ao Tribunal e ao órgão de controle interno respectivo, quando solicitado.

AUDITORIA INTERNA



II do art. 167 da Constituição Federal; 2. IX. às empresas Companhia Energética de Alagoas (Ceal), Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. (RS Energia), Petrobras Transporte S.A. (Transpetro), Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras), Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. (TSBE), Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. (TSBE), Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG), vinculadas ao Ministério de Minas e Energia, para que, quando da execução do Orçamento de Investimento, observem o valor aprovado para as respectivas fontes de financiamento na lei orçamentária ou promovam a adequação desses valores de acordo com o disposto na lei de diretrizes orçamentárias;

Vide item 2. VII (anterior)

2. TC 005.991/2003-1 – PESP 2003 - MANUTENÇÃO E RECUPERAÇÃO DOS SISTEMAS DE PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS NATURAL NA REGIÃO SUDESTE - PT 25.753.0286.2759.0030. 2.1. ACÓRDÃO Nº 3011/2014 - PLENÁRIO, de 05/11/2014 - RECURSOS DE RECONSIDERAÇÃO INTERPOSTOS POR JOSÉ COUTINHO BARBOSA, IBSEN FLORES LIMA, JOSÉ ROBERTO SARAIVA MONTEIRO, ARISIO STANZANI FRANCA E CARLOS TADEU DA COSTA FRAGA E PELA CONSTRUTORA NORBERTO ODEBRECHT S/A - CNO CONTRA O ACÓRDÃO 2.408/2009-PLENÁRIO. - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão de Plenário, com fundamento nos arts. 32, I, e 33 da Lei 8.443/1992, e diante das razões expostas pelo Relator, em:

AUDITORIA INTERNA



9.2. determinar à Petrobras que compense, do débito apurado nos autos, o crédito da CNO decorrente do restabelecimento apenas parcial dos preços do Contrato 160.2.226.01-1 às condições originalmente pactuadas, referente aos serviços medidos a partir do BM 21, até o limite da importância a ser recolhida aos seus cofres, caso esta seja menor que o saldo da contratada;

A companhia respondeu ao TCU, por meio de Petição.

Respondida

3. TC 006.970/2014-1 – FISCALIZAÇÃO NAS CLÁUSULAS DE REAJUSTE EM CONTRATOS

DE OBRAS DE GRANDES EMPREENDIMENTOS DA PETROBRAS - FISCOBRAS 2014. 3.1.ACÓRDÃO Nº 3589/2014 - PLENÁRIO, DE 09/12/2014 - TRATA DE AGRAVO

(INTERPOSTO PELA PETROBRAS) E EMBARGOS DE DECLARAÇÃO (INTERPOSTO PELOS CONSÓRCIOS CNCC - CAMARGO CÔRREA CNEC, IPOJUCA INTERLIGAÇÕES E RNEST - CONEST) CONTRA O ACÓRDÃO Nº 2.496/2014-P.

- ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:

9.1. conhecer, com fulcro no art. 289 do RITCU, do Agravo interposto pela Petrobras S.A., para, no mérito, negar-lhe provimento;

Recurso julgado. Mantidos em seus exatos termos, o teor do Acórdão 2496/2014. Vide tópico 3.2 (a seguir).

Não há Determinação

3.2.ACÓRDÃO Nº 2496/2014 - PLENÁRIO, de 24/09/2014 - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:

9.1. determinar, cautelarmente, com fundamento no art. 276, caput, do Regimento Interno do

Consoante informações prestadas por representante da Unidade ENG-AB/IERENEST/IG (Engenharia para

Respondida

AUDITORIA INTERNA



TCU, à Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras que, nos pagamentos vindouros relativos aos serviços dos Contratos UCR, UHDT, Tubovias e UDA (todos da Rnest), no que se refere às medições atinentes ao Trem 2, passe a calcular o valor devido a título de reajuste contratual com base nos pesos indicados na tabela a seguir indicada ou, alternativamente, exija das empresas contratadas a apresentação de garantias suficientes a cobrir a diferença entre os valores a serem pagos a título de reajuste com base nas fórmulas contratuais e os valores a serem calculados a partir dos pesos indicados na tabela seguinte:

Contrato

Rnest

Peso dos componentes da fórmula de reajuste de

Mão de obr

Materiais

Equipamentos 0800.005345

7.09.2 (UCR) 60%

20% 20%

0800.0055148.09-2 (UHDT/UG

60%

20% 20%

0800.0057000 10 2

65%

25% 10%

0800.0053456.09.2 (UDA)

60%

10% 30%

Empreendimentos de Abastecimento / Implementação de Empreendimentos para a RENEST / Integração da Gestão), todas as medições dos serviços do Trem 2, à partir do Relatório de Medição de setembro de 2014, passaram a ser reajustadas com base nos novos percentuais estabelecidos pelo TCU.

9.3. assinar o prazo de 15 (quinze) dias para que a Petrobras encaminhe o documento intitulado Procedimento Corporativo Contratar Bens e Serviços, juntamente com quaisquer outros que eventualmente


Respondida

AUDITORIA INTERNA



versem sobre a definição de cláusulas contratuais e critérios de reajustamento; 9.5. recomendar à Petrobras, com fundamento no inciso III do art. 250 do Regimento Interno do TCU, que promova ampla divulgação interna de orientações e normativos que versam sobre definições de cláusulas contratuais e critérios de reajustes, bem como alerte seus controles internos para que passem a dispensar tratamento adequado às cláusulas de reajuste de preços firmadas em suas contratações, em especial em obras que envolvam elevadas quantias e extensos prazos de execução;

No que se refere à ampla divulgação interna de orientações e normativos que versam sobre definições de cláusulas contratuais e critérios de reajustes, representante da Unidade Engenharia, Tecnologia e Materiais Corporativo / Gestão Corporativa / Relacionamento, Controle Externo e Suporte às Auditorias (ETM-CORP/GC/RCESA) informou que as medidas necessárias encontram-se em fase de análise pela Companhia. Quanto ao alerta emitido no âmbito da presente recomendação, relativo aos controles internos, informamos que foram objeto de divulgações no âmbito corporativo, bem como no âmbito da Auditoria interna.

Em atendimento

9.6. Determinar à Petrobras que:

Vide subitens 9.6.1 e 9.6.2 (a seguir)

9.6.1. defina, em cumprimento à alínea “h” do subitem 5.4.2 do Decreto 2.745/1998 e em conformidade com sua Minuta-Padrão, os critérios de reajuste no momento inicial das licitações, com a eleição dos insumos mais representativos do contrato e dos parâmetros de ponderação (pesos) que se coadunem à proporção desses insumos no valor global dos serviços;

A Determinação consignada foi classificada como de natureza Pedagógica, por explicitar um dever de conduta já positivado no ordenamento jurídico, destinando-se a orientar os atos futuros do gestor, no intuito de dar maior efetividade à norma legal ou regulamentar. Neste sentido, o posicionamento do TCU foi objeto de publicidade às unidades interessadas.

Atendida

9.6.2. abstenha-se, em cumprimento ao art. 2º, caput, da Lei nº 9.748/1999, de alterar, sem as devidas justificativas, os critérios de reajuste inicialmente previstos nas licitações.

Vide item 9.6.1 (anterior).

Atendida

AUDITORIA INTERNA



4. TC 006.981/2014-3 – AUDITORIA DE GESTÃO NAS OBRAS DO COMPERJ - FISCOBRAS

2014. 4.1.ACÓRDÃO Nº 3090/2014 - PLENÁRIO, de 12/11/2014 - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:

9.3. determinar à Petróleo Brasileiro S.A, com base no art. 157, caput, do Regimento Interno do TCU, para que, no prazo de 15 (quinze) dias, a contar da ciência, remeta ao TCU as seguintes informações sobre investimentos no Comperj, independentemente de centros de custo, fase de implantação ou áreas de negócio, abrangendo todos os contratos de obras, fornecimentos e serviços, mesmo que realizados no âmbito de outros projetos/unidades da Petrobras:

Vide subitens 9.3.1 a 9.3.5 (a seguir)

9.3.1. expectativa atualizada dos investimentos necessários para o Programa Comperj, incluindo Trem 1, Trem 2, Parque Petroquímico e UPGN Rota 3, destacando a participação de capital de terceiros e os investimentos diretos da Petrobras, e contemplando eventuais contingências ou margens de variação de custos;


Respondida

9.3.2. total de investimentos já comprometidos (licitados e/ou


Respondida

AUDITORIA INTERNA



contratados) com a implantação do Programa Comperj, incluindo Trem 1, Trem 2, Parque Petroquímico e UPGN Rota 3; 9.3.3. total de investimentos já realizados (pagos) com a implantação do Programa Comperj, incluindo Trem 1, Trem 2, Parque Petroquímico e UPGN Rota 3;


Respondida

9.3.4. total de investimentos necessários para permitir a entrada em operação do Trem 1 de refino;


Respondida

9.3.5. cronograma integrado atualizado do Programa Comperj, incluindo Trem 1, Trem 2, Parque Petroquímico e UPGN Rota 3, discriminando o início das obras e a previsão de partida de cada uma das etapas construtivas;


Respondida

5. TC 012.653/2012-8 – FISCOBRAS 2012 - IMPLANTAÇÃO DA REFINARIA PREMIUM I, NO ESTADO DO MARANHÃO 5.1.ACÓRDÃO Nº 2818/2014 - PLENÁRIO, de 22/10/2014 - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão do Plenário, diante das razões expostas pelo Relator, e com fundamento no art. 43 da Lei nº 8.443/92 e nos arts. 169, inciso V, e 250 do Regimento Interno, em:

9.1. considerar atendido o subitem 9.1 do Acórdão nº 1933/2014-Plenário;

Sem Determinação à Companhia. Vide o subitem 9.1 do Acórdão nº 1933/2014-Plenário no tópico 5.2 (a seguir).


AUDITORIA INTERNA



5.2.ACÓRDÃO Nº 1933/2014 - PLENÁRIO, de 23/07/2014 - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão do Plenário, diante das razões expostas pelo Relator, e com fundamento nos arts. 43 e 45 da Lei nº 8.443/92 e no art. 250 do Regimento Interno, em:

9.1. determinar à Petrobras que encaminhe ao TCU, no prazo de 15 (quinze) dias após a sua efetivação, cópia da comprovação do desconto pendente, no valor de R$ 186.733,94, sobre crédito do contratado, em razão das medições indevidas dos itens 6.1.5 - Trator de esteiras com lâmina 305 HP/Equivalente D8 e 6.1.10 - Trator de esteiras com lâmina 305 HP/Equivalente D8, nos serviços adicionais de Controle de Processos Erosivos (CPE), da Planilha de Preços Unitários (PPU) do Contrato nº 0859.0059.374.10.2;

Determinação atendida conforme item 9.1 do Acórdão nº 2818/2014, Plenário de 22/10/2014. Vide o tópico 5.1 (anterior).

Atendida

6. TC 013.012/2006-8 – FISCOBRAS 2006 - MANUTENÇÃO E RECUPERAÇÃO DOS

SISTEMAS DE PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS NATURAL NA REGIÃO SUDESTE - PT 25.753.0286.2759.0030.

6.1.ACÓRDÃO Nº 536/2014 - PLENÁRIO, de 12/03/2014 - AUTOS DE EMBARGOS DE

DECLARAÇÃO INTERPOSTOS CONTRA O ACÓRDÃO Nº 1375/2013 - PLENÁRIO, de 05/06/2013

- ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão do Plenário, ante as razões expostas pelo Relator, em:

AUDITORIA INTERNA



9.1. com fulcro nos arts. 32, inciso II, e 34 da Lei 8.443/92, conhecer dos presentes embargos de declaração para, no mérito, não acolhê-los;

Recurso julgado. Mantidos em seus exatos termos o teor dos itens 9.2.3 e 9.2.4 do Acórdão 1.765/2012 – Plenário, com nova redação dada pelo item 9.1 do Acórdão 1375/2013 – Plenário. Vide tópicos 6.2 e 6.4 (a seguir).


6.2. ACÓRDÃO Nº 1375/2013 - PLENÁRIO, de 05/06/2013 - PEDIDO DE REEXAME INTERPOSTO PELA PETROBRAS CONTRA AS DETERMINAÇÕES CONTIDAS NOS ITENS 9.2.3 E 9.2.4 DO ACÓRDÃO Nº 1765/2012 - PLENÁRIO, de 11/07/2012

- ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão do Plenário, ante as razões expostas pelo Relator, em:

9.1. com fulcro nos arts. 32, 33 e 48 da Lei 8.443/92, conhecer do pedido de reexame para, no mérito, dar-lhe provimento parcial de forma a dar a seguinte redação aos itens 9.2.3. e 9.2.4. do Acórdão 1.765/2012 – Plenário: “9.2.3 revise, para adequá-los à legislação pertinente e com efeitos pro futuro, os contratos celebrados anteriormente à vigência da Lei 8.666/1993 sem realização de procedimento licitatório, nos quais não tenham sido apresentadas justificativas de preço para sua dispensa e não tenham sido determinados o valor e o prazo; “9.2.4. doravante, submeta ao departamento jurídico da estatal os aditivos contratuais em que se preveja a necessidade de extrapolação do limite de acréscimo de 25% sobre valor da contratação (art. 65, § 1°, da Lei 8.666/1993, e Item 7.2,

Recurso julgado. Concedido provimento parcial para dar nova redação aos itens 9.2.3 e 9.2.4 do Acórdão 1.765/2012 – Plenário. Vide tópico 6.4 (a seguir).


AUDITORIA INTERNA



alínea “b”, do Regulamento Licitatório aprovado pelo Decreto 2.745/1998;”

AUDITORIA INTERNA



6.3.ACÓRDÃO Nº 2228/2012 - PLENÁRIO, de 22/08/2012 - EMBARGOS DE DECLARAÇÃO INTERPOSTOS CONTRA O ACÓRDÃO Nº 1765/2012 - PLENÁRIO, de 11/07/2012

- ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo relator, com fundamento nos arts. 32 e 34 da Lei 8.443/1992:

9.1. conhecer dos embargos;

Vide item 9.2 (a seguir).

9.2. dar-lhes provimento parcial tornando insubsistente o item 9.2.1 do Acórdão recorrido, mantendo nos exatos termos os demais itens;

Recurso julgado. Concedido provimento parcial para tornar insubsistente o item 9.2.1 do Acórdão 1.765/2012 – Plenário. Vide tópico 6.4 (a seguir).


6.4.ACÓRDÃO Nº 1765/2012 - PLENÁRIO, de 11/07/2012 - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, diante das razões expostas pelo relator, com fundamento no art.43, parágrafo único, da Lei 8.443/1992, c/c o art. 250, inciso II e IV, do Regimento Interno/TCU, em:

9.2. determinar à Petróleo Brasileiro S/A que:

Vide subitens 9.2.1 a 9.2.4 (a seguir).

9.2.1. abstenha-se de efetuar pagamento de adicional de periculosidade sem que haja laudo pericial elaborado especificamente para a empresa cujos funcionários serão beneficiados;

Tornado insubsistente pelo item 9.2 do Acórdão 2228/2012, Plenário de 22/08/2012. Vide tópico 6.3 (anterior).

Perda de Objeto

9.2.2. abstenha-se de inserir no BDI custos diretos relacionados à “Administração Local” da obra, tendo em vista que são passíveis de serem medidos

A Unidade MATERIAIS informou que os DFPs (Demonstrativo de Formação de Preço) utilizados para contratação já não contém qualquer referência à “Administração Local”, na composição do BDI.

Respondida

AUDITORIA INTERNA



diretamente na planilha de preços unitários, desonerando, assim, o valor contratado e permitindo um maior controle dos gastos efetuados;

9.2.3. revise os contratos celebrados anteriormente à vigência da Lei 8.666/1993 sem realização de procedimento licitatório, nos quais não tenham sido apresentadas justificativas de preço para sua dispensa e não tenham sido determinados o valor e o prazo; NOVA REDAÇÃO DADA PELO ITEM 9.1 DO ACÓRDÃO 1375/2013, PLENÁRIO DE 05/06/2013 (VIDE TÓPICO 6.2, ANTERIOR). “9.2.3 revise, para adequá-los à legislação pertinente e com efeitos pro futuro, os contratos celebrados anteriormente à vigência da Lei 8.666/1993 sem realização de procedimento licitatório, nos quais não tenham sido apresentadas justificativas de preço para sua dispensa e não tenham sido determinados o valor e o prazo;”

A Unidade JURÍDICO informou que a Petrobras já cumpre a presente determinação.

Respondida

9.2.4. submeta à apreciação prévia de seu departamento jurídico os contratos, acordos, convênios e ajustes celebrados pela empresa e suas alterações; NOVA REDAÇÃO FOI DADA PELO ITEM 9.1 DO ACÓRDÃO 1375/2013, PLENÁRIO DE 05/06/2013 (VIDE TÓPICO 6.2, ANTERIOR).

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“9.2.4. doravante, submeta ao departamento jurídico da estatal os aditivos contratuais em que se preveja a necessidade de extrapolação do limite de acréscimo de 25% sobre valor da contratação (art. 65, § 1°, da Lei 8.666/1993, e Item 7.2, alínea “b”, do Regulamento Licitatório aprovado pelo Decreto 2.745/1998);”

Representante da Unidade JURÍDICO entende que a determinação é razoável, benéfica para a Petrobras e já vem sendo observada. Representante da Unidade MATERIAIS, informou que a Petrobras já cumpre a presente determinação.

Respondida

7. TC 014.514/2014-1 – REPRESENTAÇÃO DA EMPRESA LOMATER LOCAÇÕES E

SERVIÇOS SOBRE POSSÍVEIS IRREGULARIDADES NO CONVITE 2800.1340191.13.8, OPORTUNIDADE 7001245751, DA PETROBRAS (UO-AM) QUE TEM POR OBJETO A LOCAÇÃO DE BENS MÓVEIS COM OPERAÇÃO E PRESTAÇÃO DOS SERVIÇOS DE OPERAÇÃO.

7.1.ACÓRDÃO Nº 2408/2014 - PLENÁRIO, de 10/09/2014 - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:

9.5. determinar à Petrobras que se abstenha de estabelecer, nos instrumentos convocatórios, exigências de qualificação econômico-financeira que contenham, na sua redação, expressões com elevado grau de subjetividade, como, por exemplo, “a critério da Petrobras” e “a juízo da Petrobras”, em ofensa aos princípios da impessoalidade, da igualdade e do julgamento objetivo, e ao item 5.2, I, ‘e’, c/c o item 5.3.1, ambos do Regulamento anexo ao Decreto 2.745/98, além de contrariar pacífica jurisprudência desta Corte (e.g. Acórdãos 597/2008,

Representante da Unidade JURÍDICO informou que a Comissão de Direito Contratual da Petrobras realizou atualizações nos modelos de instrumentos convocatórios para adequá-los à determinação do TCU.

Respondida

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2.141/2007, 778/2005, 1.519/2006, todos do Plenário); 8. TC 023.426/2013-6 – REPRESENTAÇÃO FORMULADA PELO SR. CARLOS JOSÉ DE

SANTANA, PREFEITO DO MUNICÍPIO DO IPOJUCA-PE, ACERCA DE SUPOSTAS IRREGULARIDADES NA GESTÃO DO CONVÊNIO 8500.0000001.08.4, FIRMADO ENTRE A RNEST E O MUNICÍPIO DE IPOJUCA - RELACIONADAS À OMISSÃO NO DEVER DE PRESTAR CONTAS DOS RECURSOS RECEBIDOS DURANTE A ADMINISTRAÇÃO DO PREFEITO ANTECESSOR.

8.1.ACÓRDÃO Nº 3321/2014 - 2ª CÂMARA, de 09/07/2014 - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Extraordinária da 2ª Câmara, ante as razões expostas pelo Relator, em:

9.2. com fulcro no art. 250, inciso II, do RI/TCU, determinar:

Vide subitens 9.2.1 e 9.2.2. (a seguir)

9.2.2. à Petróleo Brasileiro S/A que:

Vide subitens 9.2.2.1 e 9.2.2.2 (a seguir)

9.2.2.1. caso o município não ofereça a prestação de contas no prazo fixado no subitem 9.2.1, instaure tomada de contas especial com vistas à apuração dos fatos, identificação dos responsáveis e quantificação do dano ao erário, nos termos do disposto no art. 8º da Lei n. 8.443/1992;

Perda de objeto, tendo em vista que a Prefeitura de Ipojuca apresentou à Petrobras a Prestação de Contas, vide item 9.2.2.2 (a seguir).

Perda de Objeto

9.2.2.2. na hipótese de o município apresentar a prestação de contas do convênio, proceda, no prazo de 90 (noventa) dias a contar do recebimento deste Acórdão, à análise técnica e financeira da prestação de contas e informe ao Tribunal, no

A companhia respondeu ao TCU, por meio de Petição, anexando a prestação de contas emitida pela Prefeitura de Ipojuca, bem como análise da mesma, feita no âmbito da Unidade ABASTECIMENTO. Na referida análise foram identificadas diversas não-conformidades e, em razão disso, foram solicitados, àquela Prefeitura, os devidos

Respondida

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mesmo prazo retrocitado, as medidas adotadas pela Petrobras sobre as irregularidades encontradas no referido exame, em especial para aquelas que derem causa a prejuízo ao erário, com a delimitação das reponsabilidades daqueles envolvidos nas possíveis ocorrências;

esclarecimentos, bem como a devolução dos valores ali discriminados. Tendo em vista que as pendências encontradas não foram sanadas pela Prefeitura, a Petrobras ajuizou Ação de Prestação de Contas do Convênio nº 8500.0000001.08.4 em face do Município de Ipojuca. O referido Processo corre perante a Vara da Fazenda Pública da Comarca de Ipojuca, sob o nº 0001617-03.2014.8.17.0730.

9. TC 024.827/2013-4 – FISCALIZAÇÃO DE GOVERNANÇA DE TI COM FOCO NA AVALIAÇÃO DA ENTREGA DE RESULTADOS

9.1.ACÓRDÃO Nº 1114/2014 - PLENÁRIO, de 30/04/2014 - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão do Plenário, ante as razões expostas pelo relator, em:

9.1. recomendar à Petróleo Brasileiro S.A. que: 9.1.1. realize a comunicação dos resultados dos níveis de serviço a todas as áreas gestoras atendidas pela área de tecnologia da informação, com fundamento no art. 37 da Constituição Federal, no item 12 da norma padrão PP-2T0-00058-P e nas orientações contidas no Cobit 5, APO09.04 - Monitor and report service levels; 9.1.2. aprimore o seu processo de contratação de soluções de TI, com fundamento no art. 37 da Constituição Federal e nas orientações contidas no art. 10, IV, da IN SLTI/MP 4/2010, de forma a padronizar e formalizar

Vide subitens 9.1.1 e 9.1.2 (a seguir) Representante da Unidade TIC (Tecnologia da Informação e Telecomunicações), responsável pela comunicação recomendada, informa que irá disponibilizar os resultados dos indicadores no Portal Corporativo, adicionalmente ao preconizado no CPS - Compromisso de Prestação de Serviços, como medida de incremento desta divulgação. Representante da Unidade MATERIAIS, gestora do Macroprocesso Suprir Bens e Serviços, informou entender que a presente Recomendação é de boa prática e que terá sua viabilidade e forma de implementação analisadas até 31/12/2015.

Em atendimento Em análise

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os procedimentos de gestão de riscos durante a etapa de planejamento, a fim de identificar e tratar os riscos e ameaças que possam comprometer o sucesso dessas contratações, contemplando pelo menos os seguintes itens: 9.1.2.1. identificação dos principais riscos que possam fazer com que a solução de TI contratada não alcance os resultados que atendam às necessidades da contratação; 9.1.2.2. mensuração das probabilidades de ocorrência e danos potenciais relacionados a cada risco identificado; 9.1.2.3. definição das ações previstas a serem tomadas para reduzir ou eliminar as chances de ocorrência dos eventos relacionados a cada risco; 9.1.2.4. definição das ações de contingência a serem tomadas caso os eventos correspondentes aos riscos se concretizem; 9.1.2.5. definição dos responsáveis pelas ações de prevenção dos riscos e dos procedimentos de contingência; 9.2. determinar à Petróleo Brasileiro S.A. que inclua nos relatórios de gestão dos exercícios vindouros informações específicas que permitam o acompanhamento pelos órgãos de controle das ações afetas à governança de TI, conforme orientações contidas no item 7 e seus subitens do Anexo Único da Portaria-TCU

Vide item 9.1.2 (anterior). Vide item 9.1.2 (anterior). Vide item 9.1.2 (anterior). Vide item 9.1.2 (anterior). Vide item 9.1.2 (anterior). A presente Determinação foi observada por ocasião do Relatório de Gestão da Petrobras, relativo ao exercício de 2013. Ademais, por ocasião do Relatório de Gestão relativo ao exercício de 2014, a companhia está prestando informações em conformidade com orientações contidas no Anexo II à Decisão Normativa TCU nº 134, de 4 de dezembro de 2013 – Conteúdos do Relatório de Gestão – Parte C – Unidades Jurisdicionadas com Relatórios de Gestão Customizados – Item 8. Gestão da Tecnologia da Informação e Gestão do Conhecimento.

Respondida

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175/2013; 10 TC 025.518/2009-6 – APARTADO DO TC - 011.634/2003-4 - ACOMPANHAMENTO DAS

AÇÕES PROMOVIDAS PELA PETROBRAS PARA A RECUPERAÇÃO DE PREJUÍZOS SOFRIDOS EM CONTATOS DE PLATAFORMAS MARÍTIMAS

10.1 ACÓRDÃO Nº 1157/2011 - PLENÁRIO, de 4/5/2011 - APARTADO DO TC - 011.634/2003-4 - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão do Plenário, diante das razões expostas pelo Relator, e com fundamento no art. 43 da Lei nº 8.443/92, em:

9.1. determinar à Petrobras que informe, no relatório de gestão referente ao exercício de 2010 (se necessário, em adendo) e seguintes:

Vide subitens 9.1.1 e 9.1.2 (a seguir).

9.1.1 as providências efetivamente adotadas – em especial quanto às correspondentes ações judiciais onde figura como autora ou ré – para a recuperação dos prejuízos de que trata o Acórdão nº 1662/2009-TCU-Plenário, decorrentes dos valores indevidamente pagos às Indústrias Verolme Ishibras S/A (IVI) em relação aos serviços de conversão das plataformas marítimas P-19, P-31 e P-34, mencionando ainda as medidas a respeito da cobrança do dano e de multas referentes ao atraso na execução da plataforma marítima P-34; e

Requer seja dado tratamento de sigilo aos dados ora informados e a sua não divulgação a terceiros, com base no art. 5º, parágrafos 1º e 2º do Decreto nº 7.724/2012 e nos arts. 6º, inciso III, 22 e 25 da Lei nº 12.527/2011, visto que há informações empresariais sensíveis, cuja divulgação tem o condão de afetar a competitividade e a governança da Petrobras,. Consoante o disposto no artigo 6º da Decisão Normativa-TCU nº 134/2013, de 4 de dezembro de 2013, as informações classificadas como sigilosas em razão de atendimento a expressa disposição legal não podem ser incluídas no relatório de gestão. Consoante o disposto no artigo 5º da Decisão Normativa-TCU nº 140, de 15 de outubro de 2014, as unidades jurisdicionadas que tenham suprimido do relatório de gestão informações sujeitas a sigilo por força do disposto no art.

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6º da DN TCU nº 134/2013 devem manter tais informações sob sua guarda e franquear o acesso ao Tribunal e ao órgão de controle interno respectivo, quando solicitado.

9.1.2. as providências adotadas para a exclusão das seguradoras norte-americanas das ações judiciais brasileiras, com vistas a possibilitar o recebimento de cerca de US$ 300 milhões decorrentes dos problemas verificados nas plataformas P-19 e P-31, uma vez que, segundo informado pela estatal, trata-se de condição estabelecida em sentença com trânsito em julgado que lhe é favorável, proferida em ação ajuizada nos Estados Unidos da América;


11. TC 026.974/2011-8 – RELATÓRIO DE AUDITORIA REALIZADA COM O FIM DE VERIFICAR A EXISTÊNCIA DE INDÍCIOS DE DESCUMPRIMENTO DO DECRETO 7.203/2010, QUE DISPÕE SOBRE A VEDAÇÃO DO NEPOTISMO NO ÂMBITO DA ADMINISTRAÇÃO PÚBLICA FEDERAL, INCLUINDO AS EMPRESAS PÚBLICAS E SOCIEDADES DE ECONOMIA MISTA (ORIGINALMENTE CADASTRADO COMO INGERÊNCIA INDEVIDA NA INDICAÇÃO DE TERCEIRIZADOS - TERCEIRIZAÇÃO DE MÃO-DE-OBRA E CONTROLES DA GERÊNCIA DE RECURSOS HUMANOS) 11.1. ACÓRDÃO Nº 3004/2014 - PLENÁRIO, de 05/11/2014 - PEDIDO DE REEXAME

INTERPOSTO PELA PETROBRAS CONTRA O ACÓRDÃO Nº 847/2013 - PLENÁRIO, de 10/04/2013, RETIFICADO MATERIALMENTE PELO ACÓRDÃO 897/2013-TCU-PLENÁRIO

- ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:

9.1. conhecer do pedido de reexame interposto pela Petróleo Brasileiro S.A., com fundamento no art. 48 da Lei 8.443/1992 c/c os arts. 277 e 286 do RI/TCU, para, no mérito, dar-lhe provimento, tornando

Sem Determinação à Companhia. Torna sem efeito as determinações contidas nos subitens 9.1.1 a 9.1.5 do Acórdão 847/2013-Plenário, vide tópico 11.2 (a seguir);


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sem efeito as determinações contidas nos subitens 9.1.1 a 9.1.5 do Acórdão 847/2013-Plenário; 9.2. recomendar à Petrobras, com fulcro no art. 250, inciso III, do Regimento Interno do TCU, que avalie a conveniência e oportunidade de: 9.2.1. atualizar os normativos internos da empresa de forma a contemplar as vedações previstas nos artigos 3º, § 3º, e 7º e as determinações de apuração específica disposta no artigo 6º, inciso II, todos do Decreto 7.203/2010; 9.2.2. regulamentar os normativos internos da empresa que tratem direta ou indiretamente de nepotismo ou favorecimento indevido de empresas (dentre os quais se destacam o subitem 1.5 do Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petrobras e os dispositivos decorrentes do cumprimento da alínea anterior), de forma a englobar as medidas preventivas e corretivas para mitigar os riscos de ocorrências dessas irregularidades, tendo em vista a necessidade de tipificação de procedimentos para fins de análises futuras de condutas e omissões visando à possível responsabilização; 9.2.3. implantar sistema informatizado de controle capaz de coletar, armazenar, atualizar e gerenciar as informações, bem como criar ferramentas

Vide subitens 9.2.1 a 9.2.3 (a seguir). A companhia respondeu ao TCU, por meio de Petição. Vide item 9.2.1 (anterior). Vide item 9.2.1 (anterior).

Respondida Respondida Respondida

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automáticas de bloqueio e alerta aos gestores, nos casos de identificação de algumas das situações enquadradas nos arts. 3º, § 3º, e 7º do Decreto 7.203/2010 ou no item 1.5 do Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petrobras; 11.2. ACÓRDÃO Nº 847/2013 - PLENÁRIO, de 10/04/2013 - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, diante das razões expostas pelo Relator, em:

9.1. determinar à Petrobras, com fulcro no art. 250, inciso II, do RI/TCU que:


9.1.1. no prazo de 60 (sessenta) dias, atualize os normativos internos da Petrobras de forma a contemplar as vedações previstas nos arts. 3º, § 3º, e 7º e as determinação de apuração específica dispostas no art. 6º, inciso II, todos do Decreto nº 7.203/2010;

Determinação tornada sem efeito pelo item 9.1 do Acórdão 3004/2014 - TCU – Plenário, de 05/11/2014 (Vide Tópico 11.1, anterior).

Perda de Objeto

9.1.2. no prazo de 90 (noventa) dias, regulamente os normativos internos da Petrobras que tratem direta ou indiretamente de nepotismo ou favorecimento indevido de empresas (dentre os quais destacam-se o subitem 1.5 do Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petrobras e os dispositivos decorrentes do cumprimento da alínea anterior), de forma a englobar as medidas preventivas e corretivas para

Vide item 9.1.1 (anterior). Perda de Objeto

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mitigar os riscos de ocorrências dessas irregularidades, tendo em vista a necessidade de tipificação de procedimentos para fins de análises futuras de condutas e omissões visando possível responsabilização; 9.1.2. no prazo de 90 (noventa) dias, regulamente os normativos internos da Petrobras que tratem direta ou indiretamente de nepotismo ou favorecimento indevido de empresas (dentre os quais destacam-se o subitem 1.5 do Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petrobras e os dispositivos decorrentes do cumprimento da alínea anterior), de forma a englobar as medidas preventivas e corretivas para mitigar os riscos de ocorrências dessas irregularidades, tendo em vista a necessidade de tipificação de procedimentos para fins de análises futuras de condutas e omissões visando possível responsabilização;


9.1.3. oriente, no prazo de 60 (sessenta) dias, as demais empresas integrantes do Sistema Petrobras quanto ao disposto nos subitens 9.1.1 e 9.1.2 do presente Acórdão;


9.1.4. informe ao TCU as providências efetivamente adotas em cumprimento ao disposto nos subitens 9.1.1 e 9.1.2 do presente Acórdão, no prazo de trinta dias, a contar do término dos prazos fixados nos referidos subitens, encaminhando os elementos comprobatórios (normas,


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documentos internos do Sistema Petrobras,procedimentos ou regulamentação); 9.1.5. no prazo de 120 (cento e vinte) dias, apresente ao TCU estudo de viabilidade e plano de ação com o objetivo de implantação de sistema informatizado de controle capaz de coletar, armazenar, atualizar e gerenciar as informações, bem como criar ferramentas automáticas de bloqueio e alerta aos gestores, nos casos de identificação de algumas das situações enquadradas nos arts. 3º, § 3º, e 7º do Decreto nº 7.203/2010 ou no item 1.5 do Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petrobras (RPLS/Petrobras);


9.1.6. no prazo de 90 (noventa) dias, apresente ao TCU plano de ação visando à substituição dos fiscais terceirizados por empregados próprios, acompanhado de detalhamento da situação atual verificada em cada unidade de negócios da Petrobras;


Respondida

9.1.7. no prazo de 120 (cento e vinte) dias, analise as situações expostas nos subitens 2.1.1.1, 2.1.1.2, 2.2.1.1, 2.3.1.1 e 2.4.1 do Relatório de Auditoria, e adote as medidas corretivas necessárias para regularização das situações que afrontem os princípios da moralidade, impessoalidade e legalidade, bem como a legislação referida em cada caso, ou para recuperação de valores pagos por serviços porventura não


Respondida

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prestados, 9.1.8. no prazo de 150 (cento e cinqüenta) dias, encaminhe ao TCU as conclusões referentes à determinação constante do subitem 9.1.7 do presente Acórdão, individualizadas, caso a caso (acompanhada da identificação da autoridade responsável pela análise), das quais constem, no mínimo, a descrição das medidas alvitradas e a identificação completa (nome, data e local de nascimento, cargo, CPF e nome da mãe) do(s) responsável(eis) pela assinatura de cada contrato, bem como dos seus respectivos fiscais e gerentes, para adoção de eventuais medidas adicionais que esta Corte de Contas julgue necessárias. 9.2. com espeque no art. 250, inciso III, do RI/TCU, que: 9.2.1. tão logo seja instituído e implementado o sistema de controle para mitigar o risco das ocorrências vedadas pelo Decreto nº 7.203/2010 e pelo Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petrobras (anexo ao Decreto nº 2.745/1998), verifique a ocorrência de casos semelhantes aos expostos nos subitens 2.1.1.1, 2.1.1.2, 2.2.1.1, 2.3.1.1 e 2.4.1 do Relatório de Auditoria; 9.2.2. observe os parâmetros do modelo de controle descrito pela equipe de Auditoria como exemplo (subitem 2.1.1.4 do Relatório de Auditoria), de

Vide item 9.1.6 (anterior). Vide subitens 9.2.1 e 9.2.2 (a seguir) Relativamente ao “sistema de controle” tratado no item 9.2.1, representante do JURÍDICO informou que foi formulado, mas ainda encontra-se pendente de implementação. Informou ainda que, por petição datada de 01/11/2013, cumprindo o item 9.1.7 do Acórdão 847/2013 – TCU – Plenário, de 10/04/2013, foi juntado o Relatório do Grupo de Trabalho constituído para atender às determinações do TCU, constantes do Acórdão 847/2013. Representante do JURÍDICO informou que foram desenvolvidos e informados ao TCU, através das sucessivas petições, diversos dispositivos para orientação e controle das contratações, nos moldes e parâmetros do

Respondida Pendente Respondida

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forma a subsidiar e alertar os setores responsáveis da Petrobras quanto a procedimentos considerados relevantes para mitigação dos riscos envolvidos e para viabilizar a responsabilização, precavendo a Direção da Petrobras quanto à ocorrência de impropriedades semelhantes às ora relatadas.

modelo de controle descrito no Relatório da Equipe Técnica do TCU.

12. TC 031.029/2013-2 – FISCOBRAS 2014 - CONSTRUÇÃO DAS TUBOVIAS DO COMPLEXO

PETROQUÍMICO DO RIO DE JANEIRO. 12.1. ACÓRDÃO Nº 1322/2014 - PLENÁRIO, de 21/05/2014 - EMBARGOS DE DECLARAÇÃO

OPOSTOS PELA PETROBRAS CONTRA O ACÓRDÃO 908/2014-PLENÁRIO - ACORDAM os ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em sessão do Plenário, ante as razões expostas pela relatora e com fundamento nos arts. 32 e 34 da Lei 8.443/1992, c/c o art. 287 do Regimento Interno, em:

9.1. conhecer dos embargos de declaração e negar-lhes provimento;

Recurso julgado. Mantem os termos do Acórdão 908/2014 – Plenário. Vide tópico 12.2 (a seguir).


12.2. ACÓRDÃO Nº 908/2014 - PLENÁRIO, de 09/04/2014 - ACORDAM os ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em sessão do Plenário, ante as razões expostas pela relatora e com fulcro nos incisos I e II do art. 43 da Lei 8.443/1992, c/c os arts. 241 e 250, inciso IV, do Regimento Interno, em:

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9.3. determinar à Petróleo Brasileiro S.A. que encaminhe ao Tribunal de Contas da União todos os estudos e pareceres técnicos e jurídicos emitidos acerca da proposta de formação de consórcio apresentada pela MPE Montagens e Projetos Especiais S.A., incluindo aqueles não acolhidos pela administração da empresa, para melhor juízo técnico, econômico e jurídico deste Tribunal acerca dos entraves e vantagens apurados pela Companhia;


Respondida

13. TC 037.197/2011-8 – VAZAMENTO DE ÓLEO OCORRIDO NA BACIA DE CAMPOS –

CAMPO DE FRADE – EMPRESA CHEVRON 13.1. ACÓRDÃO Nº 2813/2014 - PLENÁRIO, de 22/10/2014 - ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão do Plenário, diante das razões expostas pelo Relator, em:

9.1. determinar à Petróleo Brasileiro S/A (Petrobras), com fulcro no art. 43, inciso I da Lei8.443/1992 e art. 250, inciso II, do Regimento Interno do TCU, que:


9.1.1. informe ao TCU, no seu desfecho ou dentro de noventa dias, o que ocorrer primeiro, as ações adotadas pela companhia com vistas à reparação dos danos/custos/despesas incorridos em razão dos incidentes de Frade, verificados em novembro de 2011 e março de 2012 (subitem 4.2.3 desta instrução, subitem 2.1 do relatório de auditoria e item “l”

Determinação suspensa, tendo em vista o Recurso do tipo Pedido de Reexame interposto pela Companhia, em 24/11/2014.

Suspensa

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da proposta de encaminhamento de peça 137); 9.1.2. encaminhe ao TCU, no prazo de noventa dias a contar da ciência da deliberação ou tão logo concluído o encontro de contas entre as companhias integrantes do Consórcio Frade, o que ocorrer primeiro, os registros contábeis e financeiros do ressarcimento feito à estatal pela Chevron, acompanhados dos respectivos comprovantes;

Vide item 9.1.1 (anterior). Suspensa

9.1.3. apresente a este Tribunal, no prazo de noventa dias ou após o encerramento do encontro de contas, o que ocorrer primeiro, os relatórios de auditoria (devidamente traduzidos para o idioma nacional, quando for o caso) realizados pela estatal nos gastos da Chevron efetuados em decorrência dos incidentes de Frade verificados em novembro de 2011 e em março de 2012, acompanhados das respectivas memórias de cálculo;

Vide item 9.1.1 (anterior). Suspensa

9.2. dar ciência à estatal de que o encontro de contas referente aos gastos incorridos com o acidente no Campo de Frade, em novembro de 2011, deve considerar os resultados da apuração do órgão regulador - Agência Nacional do Petróleo -, consubstanciados no Relatório de Investigação do Incidente de Vazamento de Petróleo no Campo de Frade, pelo qual a ANP concluiu que a Chevron agiu em desrespeito à regulamentação, às boas práticas da indústria do petróleo e ao seu


Suspensa

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manual de procedimentos, assumindo, por conseguinte, o risco pela ocorrência do incidente e caracterizando a ocorrência de negligência dolosa (gross negligence) (subitem 8.2.2 desta instrução, subitem 2.5 do relatório de auditoria e item II da proposta de encaminhamento de peça 137); 9.3. recomendar à Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, com fulcro no art. 250, inciso III, do RITCU, que elabore e encaminhe ao Tribunal, no prazo de 120 dias, rotina de fiscalizações prévias e concomitantes nas instalações offshore das operadoras parceiras da Petrobras que tenham por finalidade a exploração e produção de óleo e gás, com o objetivo de verificar se a empresa parceira atende aos padrões de segurança operacional e se possui condições de detecção e resposta a incidentes ambientais, a fim de evitar danos à imagem e ao patrimônio da estatal (subitem 7.2.4 desta instrução e subitem, subitem 2.4 do relatório de auditoria e item III da proposta de encaminhamento de peça 137);

A presente recomendação encontra-se em análise pela Área de Negócio de Exploração e Produção (E&P), em articulação com o JURÍDICO.

Em análise

14. TC 046.915/2012-5 – PRESTAÇÃO DE CONTAS EXTRAORDINÁRIAS - FAFEN ENERGIA S.A. ACÓRDÃO Nº 2084/2014 - PLENÁRIO, de 06/08/2014 (SIGILOSO – CONFORME CLASSIFICAÇÃO DO TCU - “Documento sigiloso: o acesso ao seu conteúdo poderá ser feito mediante requerimento protocolado no TCU, relativo ao processo em questão, endereçado ao Relator ou, no caso de processo encerrado, ao Presidente do Tribunal. A vista poderá ser concedida desde que o requerente demonstre legitimidade para tanto, por ser parte, procurador da parte ou por estar amparado em alguma outra hipótese autorizada pelas normas que regem a matéria”)

AUDITORIA INTERNA



Consoante o disposto no artigo 6º da Decisão Normativa-TCU nº 134/2013, de 4 de dezembro de 2013, as informações classificadas como sigilosas em razão de atendimento a expressa disposição legal não podem ser incluídas no relatório de gestão. Consoante o disposto no artigo 5º da Decisão Normativa-TCU nº 140, de 15 de outubro de 2014, as unidades jurisdicionadas que tenham suprimido do relatório de gestão informações sujeitas a sigilo por força do disposto no art. 6º da DN TCU nº 134/2013 devem manter tais informações sob sua guarda e franquear o acesso ao Tribunal e ao órgão de controle interno respectivo, quando solicitado. Observação: Acórdãos classificados por ordem crescente numérica (considerados os 6 algarismos iniciais) do Processo (TC) ________________________________//_____________________________________


ANEXO VI

Informações sobre o tratamento das recomendações e determinações exaradas em acórdãos do TCU.

A divulgação das informações acima estão inseridas neste ANEXO e podem gerar riscos à competitividade da Petrobras. Desse modo, conforme artigos 6º, inciso III, 22, 25 da Lei nº 12.527/2011, e, artigos 5º, § 1º, e 6º, inciso I, do Decreto nº 7.724/2012, é requerido o tratamento sigiloso a tais informações e seu não acesso por terceiros.


ANEXO VII

Informações sobre o tratamento das recomendações feitas pelo órgão de controle interno a que a unidade jurisdicionada se vincula.


ITEM 9.2 TRATAMENTO RECOMENDAÇÕES DA CGU

- ATENDIDAS -

1


PROCESSO DE PRESTAÇÃO DE CONTAS – EXERCÍCIO DE 2014 RELATÓRIO DE TRATAMENTO RECOMENDAÇÕES DA CGU

Referência interna Descrição da Recomendação CGU

10/2014

Repetir a licitação, quando a mesma, realizada na modalidade convite, não alcançar o número mínimo de três propostas válidas, salvo quando, por limitação do mercado ou manifesto desinteresse dos convidados, for impossível a obtenção do número de três licitantes, deixando tais circunstâncias devidamente justificada no processo.

Identificação e item do Relatório de Auditoria Situação atual

RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO Nº 006 – Contratação de serviços, por meio de licitação na modalidade convite, na qual não houve três propostas, contrariando legislação e jurisprudência do tribunal de contas da união.

ATENDIDA

PROVIDÊNCIAS ADOTADAS Diretoria Unidade Organizacional Responsável

GÁS E ENERGIA FAFEN-SE

Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) Recomendação considerada ATENDIDA conforme Nota Técnica nº 767/2014, encaminhada pelo Ofício nº 8942/2014-CGU-Regional/SE/CGU-PR.

2




11/2014 Atentar para o preenchimento do Demonstrativo de Formação de Preços da Petrobras, no sentido de tornar a estimativa o mais realista possível, observando a razoabilidade e proporcionalidade dos itens orçados de acordo com o porte do evento.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO Nº 007 – Confecção do quadro de composição de preços contendo excessiva quantidade de mão-de-obra em relação ao serviço contratado.

ATENDIDA

PROVIDÊNCIAS ADOTADAS Diretoria Unidade Organizacional Auditada


Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) Recomendação considerada ATENDIDA conforme Nota Técnica nº 767/2014, encaminhada pelo Ofício nº 8942/2014-CGU-Regional/SE/CGU-PR.

3



Referência interna Descrição da Recomendação CGU nº 140264

2/2015

Aprimorar rotinas para otimizar a adequada verificação e análise das prestações de contas, a guarda do acervo técnico dos termos de cooperação, bem como os registros e pagamentos pelas Fundações de Apoio, englobando: aposição de atestados de recebimento de materiais e/ou equipamentos, bem como de execução de serviços, nas notas fiscais apresentadas pelas instituições partícipes, conforme previsto no item 8 do Manual de Convênios e Termos de Cooperação para Projetos de P&D&I da Petrobras; anexação dos relatórios técnicos dos termos de cooperação, em suas respectivas pastas técnicas, ou o registro de sua localização; registro dos pagamentos a coordenadores, pesquisadores e bolsistas, nas prestações de contas, como pessoas físicas; e encaminhamento da comprovação desses pagamentos/recebimentos.


RA Nº 201408576 – Análise Gerencial (AAC 2014 – Exercício 2013)

CONSTATAÇÃO Nº 15 - Fragilidades identificadas com referência aos controles existentes no acompanhamento da execução de termos de cooperação celebrados pelo Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello - CENPES.

ATENDIDA


ENGENHARIA, TECNOLOGIA E MATERIAIS CENPES - CENTRO DE PESQUISA E DESENVOLVIMENTO LEOPOLDO AMÉRICO MIGUEZ DE MELLO

Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) Recomendação considerada ATENDIDA conforme ANEXO I ao Ofício nº 8136/2015/NAC-6/CGU-Regional/RJ/CGU-PR, de 09/04/2015.

4




13/2015

Nos próximos RAINTs, incluir informações relativas à implementação ou cumprimento de recomendações originadas por demandas do Conselho de Administração, informando os respectivos trabalhos realizados pela Auditoria Interna da Companhia.



CONSTATAÇÃO Nº 10 - O Relatório Anual de Atividades da Auditoria Interna - RAINT 2013 encontra-se parcialmente aderente à legislação aplicável e às orientações emanadas pelo Órgão de Controle Interno.

ATENDIDA


ÁREA DA PRESIDÊNCIA AUDITORIA INTERNA

Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) Recomendação considerada ATENDIDA conforme ANEXO I ao Ofício nº 8136/2015/NAC-6/CGU-Regional/RJ/CGU-PR, de 09/04/2015.

5




14/2015

Que a Fafen/BA exija da entidade contratada, Cooperativa de Transporte - COOMAP, a emissão e apresentação das notas fiscais como um dos requisitos ao pagamento da execução do objeto contratado.



CONSTATAÇÃO - Pagamentos por serviços de locação de veículos, decorrentes de contrato de valor estimado de R$ 6.610.431,44, sem suporte em documentos fiscais.

ATENDIDA


GÁS E ENERGIA FAFEN-BA

Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) Recomendação considerada ATENDIDA conforme ANEXO I ao Ofício nº 7897/2015/CGU-Regional/BA/CGU-PR, de 07/04/2015.

6




15/2015

Que a entidade auditada apure junto à cooperativa contratada a situação dos motoristas disponibilizados, e uma vez demonstrada a ausência de vínculo estatutário, como cooperados, adote as gestões necessárias com vistas a regularizar a situação dos aludidos motoristas, a fim de evitar responsabilidade na área trabalhista.



CONSTATAÇÃO - Contratação de cooperativa, para locação de veículos, sem demonstração de regularidade, perante a JUCEB, da condição de cooperado dos motoristas disponibilizados. Risco de responsabilização por encargos trabalhistas.

ATENDIDA


GÁS E ENERGIA FAFEN-BA

Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) Recomendação considerada ATENDIDA conforme ANEXO I ao Ofício nº 7897/2015/CGU-Regional/BA/CGU-PR, de 07/04/2015.



- PENDENTES AÇÃO CGU -

1



Referência

interna Descrição da Recomendação CGU nº 77529

1/2014 Utilizar parâmetros consistentes para verificação da adequação dos preços propostos com os vigentes no mercado.


RA Nº 201204476

CONSTATAÇÃO Nº 2 - Restrição à competitividade de licitação, por intermédio de convite, para a contratação da empresa Locanty, mediante a apresentação de convite a empresas que, em diversas ocasiões, não demonstraram interesse em contratar com a Petrobras e aceitação de proposta com itens orçados em valores superiores aos estimados, sem parâmetros consistentes para verificação da adequação dos preços propostos com os vigentes no mercado.

PENDENTE


CORPORATIVA E DE SERVIÇOS SERVIÇOS COMPARTILHADOS

Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) A situação atual desta recomendação, após análise das informações prestadas pela companhia, é “MONITORANDO”, consoante Ofício nº 995/2015/NAC-6/CGU-Regional/RJ. Sendo assim, a CGU/PR verificará o atendimento desta recomendação em futuras ações de controle.

2



Referência


2/2014

No caso de desinteresse de empresas convidadas, a exemplo do que ocorreu nas contratações dos serviços de descarte de resíduos não recicláveis dos edifícios EDISE, GEDISE, EDIHB, Ouro Negro e Conjunto Caju, estender o convite a outras empresas do ramo cadastradas ou não, conforme disposto no subitem 3.1.3 do Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petrobras, aprovado pelo Decreto n.º 2.745/1998, combinado com o entendimento expresso na Súmula TCU N.º 248.


RA Nº 201204476


PENDENTE


CORPORATIVA E DE SERVIÇOS

SERVIÇOS COMPARTILHADOS


3




3/2014 Efetuar pesquisa de modo a obter o preço de mercado dos serviços contratados e providenciar a reposição ao erário nos casos em que os valores pagos tenham sido superiores ao de mercado.


RA Nº 201204476


PENDENTE


CORPORATIVA E DE SERVIÇOS

SERVIÇOS COMPARTILHADOS


4




4/2014

Nas contratações de objetos variados, promover licitação com adjudicação por itens ou demonstrar a economicidade da opção da contratação por preço global mediante cotejo com preços propostos pelas empresas dos ramos dos serviços e fornecimentos desejados, além da evidenciação da existência de um quantitativo razoável de empresas aptas a realizar todos os itens.


RA Nº 201204476

CONSTATAÇÃO Nº 3 – Restrição à competitividade de licitação, por intermédio de convite, para a contratação da empresa Rufollo, mediante licitações na modalidade convite, com agregação de serviços variados (incluindo serviços de desratização e de fornecimento de coffee break no mesmo contrato) e sem parâmetros consistentes para verificação da adequação dos preços propostos com os vigentes no mercado.

PENDENTE


ENGENHARIA, TECNOLOGIA E MATERIAIS

ENG-AB


5




5/2014

Utilizar parâmetros consistentes para verificação da adequação dos preços propostos com os vigentes no mercado, devendo explicitar, em suas estimativas de custos, as fontes das pesquisas de preço empregadas e as memórias de cálculo adotadas, bem como proceder, para determinados elementos de custo, a exemplo de fornecimento de coffee breaks, consulta direta às empresas que atuam no ramo, em detrimento da aplicação de metodologias que se utilizem de acréscimos discricionários e, portanto, questionáveis.


RA Nº 201204476

CONSTATAÇÃO Nº 3 – Restrição à competitividade de licitação, por intermédio de convite, para a contratação da empresa Rufollo, mediante licitações na modalidade convite, com agregação de serviços variados (incluindo serviços de desratização e de fornecimento de coffee break no mesmo contrato) e sem parâmetros consistentes para verificação da adequação dos preços propostos com os vigentes no mercado.

PENDENTE


ENGENHARIA, TECNOLOGIA E MATERIAIS ENG-AB


6




6/2014 Efetuar pesquisa de modo a obter o preço de mercado dos serviços contratados e providenciar a reposição ao erário nos casos em que os valores pagos tenham sido superiores ao de mercado.


RA Nº 201204476

CONSTATAÇÂO Nº 3 – Restrição à competitividade de licitação, por intermédio de convite, para a contratação da empresa Rufollo, mediante licitações na modalidade convite, com agregação de serviços variados (incluindo serviços de desratização e de fornecimento de coffee break no mesmo contrato) e sem parâmetros consistentes para verificação da adequação dos preços propostos com os vigentes no mercado.

PENDENTE



ENG-AB


7




7/2014 Providenciar a documentação com a comprovação do desconto da contratada e a memória de cálculo relativa ao valor de R$ 26.908,96 (vinte e seis mil novecentos e oito reais e noventa e seis centavos).


RA Nº 201204476

CONSTATAÇÃO Nº 4 - Ausência de reposição de empregados e assinatura de aditivos sem documentação comprobatória de regularidade fiscal e seguridade social no contrato nº 4600305374.

PENDENTE



ENG-AB


8




8/2014 Aprimorar a fiscalização de forma a observar a manutenção do efetivo acordado em contratos de terceirização, bem como a comprovação da regularidade fiscal e da seguridade social quando da celebração de aditivos.


RA Nº 201204476

CONSTATAÇÃO Nº 4 - Ausência de reposição de empregados e assinatura de aditivos sem documentação comprobatória de regularidade fiscal e seguridade social no contrato nº 4600305374.

PENDENTE



ENG-AB


9




27/2014 Ultimar as providências para a conclusão da apuração de responsabilidade em realização pela Comissão Interna de Apuração instituída com o objetivo de esclarecer a conduta de empregados que exerciam a função de gestor e fiscal do convênio em questão.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO Nº 7 - Alteração do projeto inicial por parte do convenente, sem anuência prévia da Petrobras. PENDENTE



CENPES - CENTRO DE PESQUISA E DESENVOLVIMENTO LEOPOLDO AMÉRICO MIGUEZ DE MELLO


10



Referência


29/2014 Que a Companhia garanta à Auditoria Interna mecanismos de gestão que permitam a obtenção tempestiva de informações/esclarecimentos junto às demais áreas.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO Nº 8 – Intempestividade no atendimento de solicitações de informações requeridas pela equipe de auditoria da CGU.

PENDENTE



Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) A situação atual desta recomendação, após análise das informações prestadas pela companhia, é “MONITORANDO”, consoante Ofício nº 995/2015/NAC-6/CGU-Regional/RJ. Sendo assim, a CGU/PR verificará o atendimento desta recomendação em futuras ações de controle, no sentido de atualizar o texto da recomendação, adequando-a as novas situações de intempestividade no atendimento aos pedidos de informações ocorridas em auditorias de campo, considerando inclusive as informações prestadas pela carta AUDITORIA 0011/2015.

11



Referência


32/2014

Apresentar elementos que comprovem a adequação dos preços acordados nos contratos 4600357204 e 4600373371 ao mercado e à estimativa de custo da Petrobras, em observância ao item 2.2d do Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petrobras, aprovado pelo Decreto nº 2.745/1998.


RA Nº 201315871

(AAC-2012)

CONSTATAÇÃO Nº 11 – Contratações de serviços de inspeção de guindastes da plataforma P-52 mediante dispensa de licitação não devidamente caracterizada.

PENDENTE


EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO E&P-SSE


12



Referência


16/2015

Considerando o vencimento do prazo estabelecido no Termo de Compromisso para a apresentação do relatório conclusivo, fazer gestões formais junto ao Governo do Estado do Rio de Janeiro com intuito de: a) verificar o estágio atual dos trabalhos executados no âmbito do daquele instrumento por parte do ERJ; b) avaliar, com base na verificação prevista na letra “a”, a pertinência de formalização de novo Termo de Compromisso para dar continuidade às providências necessárias ao alcance do objetivo pretendido; e c) intensificar a interação com os gestores indicados pelo ERJ, de modo a garantir a conclusão dos trabalhos com a maior brevidade possível, e a conseqüente emissão do relatório conclusivo previsto no instrumento firmado. Solicitamos, ainda, que esta CGU-Regional/RJ seja informada a respeito do deslinde da questão.


NOTA DE AUDITORIA Nº

201100982/03

CONSTATAÇÃO Nº 34 – Termo de Compromisso, firmado para levantamento e apuração de valores pendentes de ressarcimento por cessão de empregados, com prazo expirado e sem apresentação de resultado conclusivo.

PENDENTE


FINANCEIRA FINANÇAS Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) A situação atual desta recomendação, após análise das informações prestadas pela companhia, é “MONITORANDO”, consoante Ofício nº 8136/2015/NAC-6/CGU-Regional/RJ. Sendo assim, a CGU/PR verificará o atendimento desta recomendação em futuras ações de controle.

13




17/2015 Divulgar os certames licitatórios para a contratação de agências de publicidade com a devida antecedência, tendo como base o tempo necessário para a tramitação completa deste tipo de processo, observados os prazos recursais e de análise de propostas técnicas.



201100982/04

CONSTATAÇÃO Nº 35 – Divulgação de certame licitatório para a contratação de serviços de publicidade sem a devida antecedência.

PENDENTE


ÁREA DA PRESIDÊNCIA COMUNICAÇÃO INSTITUCIONAL Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) A situação atual desta recomendação, após análise das informações prestadas pela companhia, é “MONITORANDO”, consoante Ofício nº 8136/2015/NAC-6/CGU-Regional/RJ. Sendo assim, a CGU/PR verificará o atendimento desta recomendação em futuras ações de controle.



- PENDENTES AÇÕES PETROBRAS -

1



Referência


9/2014 Ultimar as ações para atendimento das determinações legais quanto a: (...) b) Aprimoramento da Página da Transparência da Companhia, na forma e com o conteúdo determinados pelo Decreto nº 5.482/2005, regulamentado pela Portaria Interministerial nº 140/2006.


RA Nº 201205233 (AAC-2011)

CONSTATAÇÃO Nº 35 – Cumprimento parcial dos normativos que dispõem sobre a divulgação dos Processos de Contas Anuais e da Página da Transparência Pública.

PENDENTE


ÁREA DA PRESIDÊNCIA OUVIDORIA-GERAL

Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) A situação atual desta recomendação, após análise das informações prestadas pela companhia, é “MONITORANDO”, consoante Ofício nº 995/2015/NAC-6/CGU-Regional/RJ, de 19/01/2015. Ademais, em cumprimento aos termos da IN/SFC nº 01/2001, Capítulo X, item 13.h - Manual do Sistema de Controle Interno do Poder Executivo Federal - foram encaminhadas, ao órgão de controle interno, informações e documentos a respeito do tema em questão, através da Carta AUDITORIA 0011/2015, de 14/05/2015.

2




12/2014 Atentar para o preenchimento do Demonstrativo de Formação de Preços da Petrobras, no sentido de tornar a estimativa o mais realista possível, observando a razoabilidade e proporcionalidade dos itens orçados de acordo com o porte do evento.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO Nº 008 – Realização de licitação sem a inclusão de critérios de julgamentos diferenciados para microempresas e empresas de pequeno porte.

PENDENTE



Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) A situação atual desta recomendação, após análise das informações prestadas pela companhia, é “REITERAÇÃO PELA NÃO IMPLEMENTAÇÃO DA RECOMENDAÇÃO”, consoante Ofício nº 8942/2014/CGU-Regional/SE/CGU-PR, de 09/04/2014. Ademais, em cumprimento aos termos da IN/SFC nº 01/2001, Capítulo X, item 13.h - Manual do Sistema de Controle Interno do Poder Executivo Federal - foram encaminhadas, ao órgão de controle interno, informações e documentos a respeito do tema em questão, através da Carta AUDITORIA 0011/2015, de 14/05/2015.

3




13/2014 Recomendamos aos gestores que formalizem junto aos processos licitatórios o enquadramento legal e a respectiva justificativa para a escolha da modalidade.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO – Ausência do enquadramento legal e respectiva justificativa para a escolha da modalidade convite, nos processos números 1100.0076411.12.2 e 1100.0075510.12.2.

PENDENTE


ABASTECIMENTO REPLAN

Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) A situação atual desta recomendação, após análise das informações prestadas pela companhia, é “MONITORANDO”, consoante Ofício nº 6737/2015/CGU-Regional/SP/CGU-PR, 24/03/2015. Ademais, em cumprimento aos termos da IN/SFC nº 01/2001, Capítulo X, item 13.h - Manual do Sistema de Controle Interno do Poder Executivo Federal - foram encaminhadas, ao órgão de controle interno, informações e documentos a respeito do tema em questão, através da Carta AUDITORIA 0011/2015, de 14/05/2015.

4



Referência


14/2014

Recomendamos ao gestor a implementação de procedimentos e controles que garantam o cumprimento do dispositivo 1.3 Decreto 2.754/1998: "Nenhuma obra ou serviço será licitado sem a aprovação do projeto básico respectivo, com a definição das características, referências e demais elementos necessários ao perfeito entendimento, pelos interessados, dos trabalhos a realizar, nem contratado, sem a provisão dos recursos financeiros suficientes para sua execução e conclusão integral."


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO – Falta de disponibilização do projeto básico para os licitantes antes da apresentação das respectivas propostas no processo 1100.0075510.12.2 (Ideal Terraplanagem).

PENDENTE



Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) A situação atual desta recomendação, após análise das informações prestadas pela companhia, é “MONITORANDO”, consoante Ofício nº 6737/2015/CGU-Regional/SP/CGU-PR, de 24/03/2015. Ademais, em cumprimento aos termos da IN/SFC nº 01/2001, Capítulo X, item 13.h - Manual do Sistema de Controle Interno do Poder Executivo Federal - foram encaminhadas, ao órgão de controle interno, informações e documentos a respeito do tema em questão, através da Carta AUDITORIA 0011/2015, de 14/05/2015.

5




15/2014

Estabelecer controles e procedimentos que garantam a disponibilização o projeto básico aos licitantes previamente à etapa de apresentação das propostas, de forma que os concorrentes possam elaborar seus preços da melhor forma possível, no caso de contratação de obras ou serviços de engenharia.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO – Falta de disponibilização do projeto básico para os licitantes antes da apresentação das respectivas propostas no processo 1100.0075510.12.2 (Ideal Terraplanagem).

PENDENTE




6




16/2014 Recomendamos ao gestor que crie rotinas que garantam a elaboração de custos mais adequados à realidade do mercado de forma a mitigar os riscos futuros de aditivos.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO – Falta de detalhamento de todos os custos unitários no processo 1100.0078287.12.2 (Alvarez e Muniz).

PENDENTE




7




17/2014 Recomendamos ao gestor que estabeleça a necessidade de avaliação dos custos unitários da proposta vencedora, especialmente quando a divergência for elevada.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO – Os processos 1100.00755.10.12.2 e 1100.0078287.12.2 apresentam objetos semelhantes, porém verificou-se expressiva divergência nos custos unitários contratados.

PENDENTE




8




18/2014 Recomendamos ao gestor que reveja seu procedimento de elaboração orçamentária, de forma a detalhar e especificar todos os serviços a serem contratados.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO – Os orçamentos dos processos 1100.0075510.12.2 e 1100.0078287.12.2 apresentam objetos semelhantes, porém verificou-se divergências nos respectivos custos unitários.

PENDENTE




9




19/2014

Recomendamos ao gestor a implementação de procedimentos para o cumprimento do dispositivo 2.2 do Decreto 2.745/1998, o qual determina: "A dispensa de licitação dependerá de exposição de motivos do titular da unidade administrativa interessada na contratação da obra, serviço ou compra em que sejam detalhadamente esclarecidos: a) a caracterização das circunstâncias de fato justificadoras do pedido; b) o dispositivo deste Regulamento aplicável à hipótese; c) as razões da escolha da firma ou pessoa física a ser contratada.”


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO – Falta de indicação do dispositivo legal aplicável, bem como as razões tempestivamente detalhadas para a escolha da empresa contratada no processo de dispensa número 1100.0078528.12.2 (Gevisa).

PENDENTE




10




20/2014 Adote providências no sentido de orientar os responsáveis pelo acompanhamento da execução dos convênios, gestores e fiscais, para o correto desempenho de suas atribuições.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO – Fragilidade / inexistência de acompanhamento das metas estabelecidas no plano de trabalho e em cláusulas do termo convenial.

PENDENTE




11



Referência


21/2014 Estabeleça procedimentos de acompanhamento e fiscalização das transferências concedidas de forma padronizada e normatizada, visando aprimorar a gestão dos convênios no âmbito da empresa.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO – Fragilidade / inexistência de acompanhamento das metas estabelecidas no plano de trabalho e em cláusulas do termo convenial.

PENDENTE




12


PROCESSO DE PRESTAÇÃO DE CONTAS – EXERCÍCIO DE 2014

RELATÓRIO DE TRATAMENTO RECOMENDAÇÕES DA CGU


22/2014 Abstenha-se de realizar aditamentos conveniais quando o objeto do convênio já houver sido atingido.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO – Aditamento do instrumento convenial após a entrega do objeto do convênio. PENDENTE




13




23/2014

Atente-se para as orientações / recomendações constantes nos pareceres expedidos pelo Departamento Jurídico da Companhia. Visto que tais pareceres não constituem atos decisórios, em caso de discordância deve o gestor responsável deixar consignado, na pasta de documentação do convênio, os motivos que o levaram a não acatar as orientações expedidas pelo departamento Jurídico.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)





14



Referência


24/2014 Formalize tempestivamente os motivos do acatamento ou não das solicitações de alterações quantitativas e ou qualitativas, na execução dos convênios, encaminhadas pelas convenentes.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)





15




25/2014

Considerando que o Manual de Procedimentos Contratuais, item 7 - Convênios, da PETROBRAS, não estabelece o percentual que pode ser aplicado a título de Despesas Administrativas e Operacionais, nos convênios firmados pela companhia, a REPLAN deve observar adotar, por analogia, o percentual de 5% estabelecido pelo CENPES para esse tipo de despesa.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO – Atuação ineficiente da unidade na análise das prestações de contas das transferências concedidas.

PENDENTE




16



Referência


26/2014 Cobre a apresentação, por parte dos convenentes, dos documentos comprobatórios das despesas realizadas a título de Despesas Administrativas e Operacionais, com a respectiva identificação do convênio e do percentual de rateio, se for o caso.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO – Atuação ineficiente da unidade na análise das prestações de contas das transferências concedidas.

PENDENTE




17



Referência


28/2014 Contemplar, em normativo específico, a previsão de inspeções periódicas no(s) local (is) da execução do projeto.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO Nº 7 - Alteração do projeto inicial por parte do convenente, sem anuência prévia da Petrobras. PENDENTE




Síntese da Providência Adotada (em caso de atendimento da recomendação) Fatores que prejudicam a adoção de providências pelo gestor (em caso de não atendimento) A situação atual desta recomendação, após análise das informações prestadas pela companhia, é “MONITORANDO”, consoante Ofício nº 995/2015/NAC-6/CGU-Regional/RJ, 19/01/2015. Ademais, em cumprimento aos termos da IN/SFC nº 01/2001, Capítulo X, item 13.h - Manual do Sistema de Controle Interno do Poder Executivo Federal - foram encaminhadas, ao órgão de controle interno, informações e documentos a respeito do tema em questão, através da Carta AUDITORIA 0011/2015, de 14/05/2015.

18




30/2014 No âmbito da Comunicação, estudar e implementar mecanismos que permitam melhoria no fluxo de informação.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO Nº 8 – Intempestividade no atendimento de solicitações de informações requeridas pela equipe de auditoria da CGU.

PENDENTE


ÁREA DA PRESIDÊNCIA COMUNICAÇÃO INSTITUCIONAL


19




31/2014 Avaliar se há elementos de controle suficientes de modo a alertar tempestivamente para a necessidade de contratações de fornecimento de bens e serviços por meio de procedimento licitatório, apresentando-as a esta CGU.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO Nº 11 – Contratações de serviços de inspeção de guindastes da plataforma P-52 mediante dispensa de licitação não devidamente caracterizada.

PENDENTE


EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO E&P - SSE


20




33/2014 Promover, com base em normativo próprio, a apuração de eventual responsabilidade dos agentes que deram causa aos fatos até aqui descritos.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO Nº 13 - Assinatura de termo de cooperação entre a Petrobras e a universidade federal do estado do Rio de Janeiro (UNIRIO), para desenvolvimento de projeto de modelagem de processos de negócio e de administração de dados, no valor de cerca de R$ 17 milhões, com contratação direta de ente de direito público, e remuneração de professores em regime de dedicação exclusiva, além de discentes, de docentes de outras universidades, e de pessoas jurídicas, incluindo fundação de apoio de universidade privada, situação esta não prevista no termo celebrado.

PENDENTE



TIC – TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO E TELECOMUNICAÇÕES


21




34/2014 Aprimorar o normativo existente para celebração de transferências de recursos a outros entes, a exemplo do Decreto nº 6.170/2007, com regras claras sobre a condução dos procedimentos.


RA Nº 201315871 (AAC-2012)

CONSTATAÇÃO Nº 13 - Assinatura de termo de cooperação entre a Petrobras e a universidade federal do estado do Rio de Janeiro (UNIRIO), para desenvolvimento de projeto de modelagem de processos de negócio e de administração de dados, no valor de cerca de R$ 17 milhões, com contratação direta de ente de direito público, e remuneração de professores em regime de dedicação exclusiva, além de discentes, de docentes de outras universidades, e de pessoas jurídicas, incluindo fundação de apoio de universidade privada, situação esta não prevista no termo celebrado.

PENDENTE



TIC – TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO E TELECOMUNICAÇÕES


22




1/2015 Apurar as causas dos pagamentos adicionais à contratada referentes ao Projeto de Ampliação da Injeção de Água em Ubarana com a consequente apuração de responsabilidade, se for o caso.



CONSTATAÇÃO Nº 17 - Ausência de apuração de responsabilidade de empregados da Petrobras por descumprimento de obrigação contratual.

PENDENTE


EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO

UNIDADE DE OPERAÇÕES DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DO RIO GRANDE DO NORTE E CEARÁ (UO-RNCE)


23




3/2015 Incluir cláusula / item na minuta padrão dos termos de cooperação do CENPES, indicando o prazo de apresentação das prestações de contas parciais, bem como o prazo para análise das mesmas, pelo CENPES.


RA Nº 201408576 – Análise Gerencial

(AAC 2014 – Exercício 2013)


PENDENTE





24




4/2015

Incluir cláusula / item na minuta padrão dos termos de cooperação do CENPES, prevendo a necessidade e frequência de apresentação, pela instituição partícipe, de Relatórios de Acompanhamento Gerencial - RAG e de Relatórios Técnicos específicos, ao longo da vigência do termo, conforme previsto no item 7 do Manual de Convênios e Termos de Cooperação para Projetos de P&D&I da Petrobras.




PENDENTE





25




5/2015

Incluir cláusula / item na minuta padrão dos termos de cooperação do CENPES, definindo a necessidade de visitas às instituições partícipes, para o acompanhamento dos programas de trabalho, conforme os termos do Manual de Convênios e Termos de Cooperação para Projetos de P&D&I da Petrobras, às instituições partícipes, para o acompanhamento dos programas de trabalho.




PENDENTE





26




6/2015

Retificar a minuta padrão dos termos de cooperação do CENPES, alterando o conteúdo do item 4.4, alínea "e", de forma a prever que toda a movimentação dos recursos financeiros dos termos seja realizada por meio de conta específica, e não apenas o repasse dos recursos. Adicionalmente excluir o conteúdo do item 6.2.1, qual seja, "eventualmente os repasses poderão ser efetuados através de depósito direto em conta corrente da Fundação".




PENDENTE





27




7/2015 Anexar às prestações de contas dos dois convênios analisados, a respectiva comprovação do saneamento das pendências apontadas pela PEDRH.



CONSTATAÇÃO Nº 16 - Fragilidades identificadas com referência aos controles existentes no acompanhamento da execução de convênios atrelados ao Programa Petrobras de Formação de Recursos Humanos - PFRH.

PENDENTE


CORPORATIVA E DE SERVIÇOS RECURSOS HUMANOS


28


PROCESSO DE PRESTAÇÃO DE CONTAS – EXERCÍCIO DE 2014

RELATÓRIO DE TRATAMENTO RECOMENDAÇÕES DA CGU


8/2015 Implantar gerenciamento eletrônico dos convênios, similar ao Sistema de Gestão de Investimentos em Tecnologia - SIGITEC, caso se mostre possível.




PENDENTE




29




9/2015

Implementar orientação interna / normativo interno, no que diz respeito ao estabelecimento de critérios objetivos e transparentes visando à definição dos recursos financeiros a serem alocados às instituições de ensino, por ocasião das negociações iniciais destinadas à celebração dos convênios.




PENDENTE




30




10/2015 Designar formalmente o(s) responsável(is) pelo acompanhamento do plano de trabalho e análise das prestações de contas dos convênios celebrados pela PEDRH.




PENDENTE




31




11/2015

Estabelecer rotinas para otimizar a adequada fiscalização dos convênios, bem como a verificação e análise das prestações de contas, englobando: cumprimento de todos os procedimentos pertinentes ao rito de concessão de diárias e passagens, incluindo a indicação do motivo da viagem e a comprovação do pagamento das diárias; e aposição de assinatura, com a respectiva identificação, nos campos próprios para tal dos formulários pertinentes à análise e revisão das prestações de contas de convênios, por ocasião de seus exames.




PENDENTE




32




12/2015 A Auditoria Interna deve aprofundar a sua verificação acerca das não conformidades relacionadas no relatório R-3341/2013, de forma a se certificar se resultaram ou não em prejuízo à Companhia. Em caso afirmativo, devem ser apuradas as responsabilidades.



CONSTATAÇÃO Nº 18 - Impropriedades na execução de termos de cooperação relacionados a projetos de Pesquisa & Desenvolvimento, identificadas pela Auditoria Interna, sem apuração de responsabilidade.

PENDENTE




33



Referência


18/2015 Que a Petrobras priorize a criação de gerência, no COMPARTILHADO, com a finalidade de administrar, de forma centralizada, o patrimônio imobiliário da Companhia.



201100982/06

CONSTATAÇÃO Nº 37 – Ausência de informações centralizadas acerca dos bens imóveis de uso especial de propriedade da União sob a responsabilidade da Petróleo Brasileiro S.A.

PENDENTE


CORPORATIVA E DE SERVIÇOS SERVIÇOS COMPARTILHADOS



ANEXO VIII

Informações sobre o tratamento de recomendações feitas pela unidade de auditoria interna. A divulgação das informações acima estão inseridas neste ANEXO e podem gerar riscos à competitividade da Petrobras. Desse modo, conforme artigos 6º, inciso III, 22, 25 da Lei nº 12.527/2011, e, artigos 5º, § 1º, e 6º, inciso I, do Decreto nº 7.724/2012, é requerido o tratamento sigiloso a tais informações e seu não acesso por terceiros.


ANEXO IX

Informações em relação à desoneração da folha de pagamento propiciada pelo art. 7º da lei 12.546/2011 e pelo art. 2º do decreto 7.828/2012.

Nº DO CONTRATO

FORNECEDORCNPJ

FORNECEDOROBJETO DO CONTRATO

DATA INICIO DO CONTRATO

DATA FIM DO CONTRATO

TOTAL BENEFÍCIO REALIZADO EM R$

4600290511 VIACAO SANTA CRUZ LTDA. 52771516000133TRANSPORTE INTERMUNICIPAL DE EMPREGADOS DA PETROBRAS, EM REGIME ADMINISTRATIVO OU DE PARADA E DE PESSOAS AUTORIZADAS, USANDO ÔNIBUS

1/2/2009 30/4/2015 69.873,00

4600359980 SIGMATRONIC TECNOLOGIA APLICADA 03667959000173 SERVIÇOS DE MONTAGEM DE INSTRUMENTAÇÃO E ELÉTRICA NAS INSTALAÇÕES DA RECAP. 26/4/2012 29/7/2014 9.168,99

4600371717 SANTOS & FAGUNDES ASSESSORIA EM 05633600000100SERVIÇOS ESPECIALIZADOS DE RESGATE EM ALTURA E ESPAÇO CONFINADO E GESTÃO DOS TRABALHOS COM TÉCNICA DE ACESSO POR CORDA

4/10/2011 2/10/2015 521.811,86

4600373222 CROSS & FREITAS LTDA 09231005000108 SERVIÇOS DE MANUTENÇÃO PREDIAL, CONSERVAÇÃO, REPARO DE VIAS DE ACESSO E PEQUENAS OBRAS 23/2/2012 23/2/2016 207.281,31

4600403475 MISEL ENGENHARIA EIRELI 31888951000172 SERVIÇOS DE MONTAGEM IND., CALDERARIA, TUB.ELÉTRICA E INSTRUMENTAÇÃO PARADA 2013. 23/4/2013 20/10/2014 39.645,45

4600379539 ALVAREZ E MUNIZ ENGENHARIA LTDA. 00917865000117 SERVIÇOS DE MANUTENÇÃO PREDIAL E PEQUENAS REFORMAS NA REFINARIA DE PAULÍNIA - REPLAN 23/10/2012 22/10/2015 114.759,00

4600417474 ALVAREZ E MUNIZ ENGENHARIA LTDA. 00917865000117 RECUPERAÇÃO DO CINTURÃO VERDE DA REPLAN 14/10/2013 13/10/2015 75.068,00

4600421183 MILLS SI SERVIÇOS INDUSTRIAIS S/A 18593815000278 SERVIÇOS DE ISOLAMENTO TÉRMICO, PINTURA INDUSTRIAL, ANDAIMES NA UN-RLAM 2/3/2009 29/5/2015 225.068,00

4600412120 IDEAL TERRAPLENAGEM LTDA. 04690015000180SERVIÇOS DE CONSTRUÇÃO E MONTAGEM DE PROJETOS DE MELHORIAS OPERACIONAIS NAS INSTALAÇÕES DA REFINARIA PRESIDENTE BERNARDES EM CUBATÃO

16/9/2013 10/9/2014 43.344,08

4600409187 IDEAL TERRAPLENAGEM LTDA. 04690015000180 SERVIÇOS DE CONSTRUÇÃO CIVIL PARA IMPLANTAÇÃO DE PROJETOS E MELHORIAS OPERACIONAIS NA RPBC. 16/9/2013 28/2/2015 40.900,41

4600405676 MCE ENGENHARIA S.A. 63263289000151SERVIÇOS DE MANUTENÇÃO DE CALDEIRARIA, COMPLEMENTAR DE PINTURA, LIMPEZA, ISOLAMENTO, REFRATARIO, CIVIL, ANDAIMES, OPERAÇÃO E MOVIMEN

28/5/2013 26/5/2016 3.667.320,82

4600414873 ALVAREZ E MUNIZ ENGENHARIA LTDA. 00917865000117SERV. DE MANUT., PRESERVAÇÃO E OPERAÇÃO DOS SISTEMAS DE CONDICIONAMENTO DE AR, REFRIGERAÇÃO, EXAUSTÃO E PRESSURIZAÇÃO PARA A RPBC.

25/10/2013 23/10/2016 221.277,94

4600411995 AUTO VIACAO 1001 LTDA 30069314000101SERV DE TRANSPORTE, POR ÔNIBUS TIPO RODOVIÁRIO, COM AR CONDICIONADO, DA FORÇA DE TRABALHO DA PETROBRAS, NO ÂMBITO DE ATUAÇÃO DA RBG

29/8/2013 27/8/2016 1.775.582,64

4600427779 TKK ENGENHARIA LTDA 76521970000102 SERV.LIMPEZA E MANUTENCAO COM USO DE ALPINISMO INDUSTRIAL NO ÂMBITO DA RBG 27/1/2014 26/1/2016 1.193.592,10

4600425683 MPE MONTAGENS E PROJETOS ESPECIAIS 31876709000189 MANUTENÇÃO CORRETIVA, PREVENTIVA E PREDITIVA DO SISTEMA ELÉTRICO INDUSTRIAL - RBG 1/2/2014 31/1/2016 974.930,28

4600334471 SPREAD TELEINFORMATICA LTDA 52845203000182SERVIÇO DE SUPORTE TÉCNICO ESPECIALIZADO E APOIO AOS USUÁRIOS DOS SISTEMAS DE INFORMAÇÃO DA TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO E TELECOMUNICAÇ

10/7/2011 8/7/2015 51.343,73

4600407679 MAC ENGENHARIA E INSTALACOES LTDA 13491709000189SERVIÇOS DE MANUTENÇÃO E LOCAÇÃO DE EQUIPAMENTOS DE AR CONDICIONADO TIPO INDIVIDUAL NAS ÁREAS DA PETROBRAS, RBC SERV COMPARTILHADOS

1/8/2013 31/7/2017 263.329,89

4600300208 FAST MACC- TRANSPORT- ENTREGAS 03741652000175SERVIÇOS DE TRANSPORTE RODOVIÁRIO DE PEQUENAS CARGAS NA MODALIDADE LOTAÇÃO ENTRE A REFINARIA DE PAULÍNIA - UN-REPLAN E DIVERSAS CIDA

14/9/2009 12/9/2015 34.604,12

4600400973 TRANSREMOCAO TRANSPORTES PESADOS, 60972585000133SERV.DE MOVIMENTAÇÃO INTERNA DE EQUIPAMENTOS UTILIZANDO VEÍCULOS ESPECIAIS PARA APOIO ÀS PARADAS DE MANUTENÇÃO NAS UNIDADES PETROBRA

1/4/2013 31/3/2015 2.650,08

4600292882 TRANSVALENTE LOGISTICA LIMITADA 38625968000186SERVIÇO DE TRANSPORTE RODOVIÁRIO DE RESÍDUOS DE CATALISADOR DE CRAQUEAMENTO, ENTRE AS REGIÕES SUL E SUDESTE

16/3/2009 10/9/2015 9.209,07

4600408503 EXTEND SOFTWARE LTDA 01477119000112 SERVIÇOS DE INTEGRAÇÃO DO PLANEST AO MODELO PCL E MANUTENÇÃO 5/7/2013 29/6/2014 220.366,00

4600334346 VECTRA ENGENHARIA LTDA 00584462000101 LOCAÇÃO DE BENS MÓVEIS E A PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE OPERAÇÃO 27/6/2011 26/6/2019 1.512.966,00

4600417195 ENDICON ENGENHARIA DE INSTALACOES E 05061494000138 MANUTENÇÃO DE REDE DE DISTRIBUIÇÃO 3/10/2013 1/10/2017 479.460,42

4600407570 ENTEC COMERCIAL IMPORTADORA E 04527149000184 LOCAÇÃO DE EQUIPAMENTOS COMPREENDENDO GUINDASTES DE 50 TONELADA COM OPERAÇÃO. 26/4/2013 25/4/2015 80.196,48

4600297885 SP CONSTRUCAO DE POCOS ARTESIANOS 10736420000194 SERVIÇOS DE PERFURAÇÃO, MANUTENÇÃO PREVENTIVA E CORRETIVA DE POÇOS ARTESIANOS. 28/7/2009 26/7/2015 162.123,84

4600332600 COSTA RICA SERVICOS TECNICOS LTDA 01756239000159 SERVIÇO DE MANUTENÇÃO DE CENTRAIS DE AR CONDICIONADOS E SECADORAS DE AR POR REFRIGERAÇÃO. 24/5/2011 22/5/2015 154.269,31

4600324683 COSTA RICA SERVICOS TECNICOS LTDA 01756239000159 SERVIÇOS DE CONTROLE DE ENDEMIAS, A SEREM EXECUTADOS NAS ÁREAS DE ATUAÇÃO DA UO-AM. 8/1/2011 6/1/2015 124.559,07

4600410932 KESTON LOGISTICA LTDA - ME 09653058000109DE LOCAÇÃO DE BENS MÓVEIS COMPREENDENDO CAMINHÕES TANQUES, COM PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE CONDUÇÃO E OPERAÇÃO

26/9/2013 24/9/2017 1.208.494,17

PROCOP - PROGRAMA DE OTIMIZAÇÃO DE CUSTOS OPERACIONAISBENEFÍCIO DESONERAÇÃO DA FOLHA DE PAGAMENTO

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Nº DO CONTRATO

FORNECEDORCNPJ





PROCOP - PROGRAMA DE OTIMIZAÇÃO DE CUSTOS OPERACIONAISBENEFÍCIO DESONERAÇÃO DA FOLHA DE PAGAMENTO

4600358179 ENTEC COMERCIAL IMPORTADORA E 04527149000184 TORRES DE ILUMINAÇÃO 6/3/2012 4/3/2016 12.741,44

4600432458 AGENCIA MARITIMA E TRANSPORTES 05435165000100 LOCAÇÃO DE EMBARCAÇÕES E TRIPULAÇÃO PARA OPERAÇÃO DE EMBARCAÇÃO 2/4/2014 31/3/2018 49.872,46

4600368674 CONNECT SERVICOS DE MONTAGENS 05220514000176 REPARO DE TANQUES LOTE 2 3/7/2012 2/7/2014 548.533,19

4600402275 TECNOLITE CONSTRUCOES E MONTAGENS 03907429000155 SERVIÇOS DE MANUTENÇÃO NOS CASARIOS DAS UNIDADES MARÍTIMAS DA UO-BC 8/5/2013 1/2/2015 253.425,76

4600273597 TECNOLITE CONSTRUCOES E MONTAGENS 03907429000155 LOCAÇÃO DE MTA 18/6/2008 21/6/2015 411.518,53

4600340961 TOTVS S.A. 53113791000122 SERVIÇOS PARA ESTRUTURAR E IMPLANTAR GOVERNANÇA NOS PROCESSOS DE INTERVENÇÕES 1/12/2011 29/11/2015 29.037,23

4600307772 PIPEWAY ENGENHARIA LTDA 02412670000140 SERVIÇOS DE MANUTENÇÃO E PRESERVAÇÃO DE PIGS DE INSPEÇÃO DE DUTOS DA UN-BC. 31/3/2010 28/3/2016 80.733,93

4600432777 AIR COOLING ENGENHARIA E INSTALACAO 72092901000161SERVIÇOS DE MANUTENÇÃO, INSPEÇÃO E DELINEAMENTO DOS SISTEMAS DE AR CONDICIONADO E REFRIGERAÇÃO.

8/5/2014 7/5/2015 178.058,70

4600394882 KAEFER SERVICOS INDUSTRIAIS LTDA. 17285834000789 OBRAS CIVIS OFFSHORE LOTE 02 24/2/2013 23/2/2015 219.510,51

4600429772 KAEFER SERVICOS INDUSTRIAIS LTDA. 17285834000789 OBRAS CIVIS OFFSHORE - TAMPÃO 19/2/2014 17/5/2015 1.471.409,54

4600429430 PIPEWAY ENGENHARIA LTDA 02412670000140 INSPEÇÃO DE DUTOS RIGIDOS SUBMARINOS 25/2/2014 24/2/2018 166.377,75

4600425120 CCT - CONCEITUAL CONSTRUCOES LTDA 64338171000108 CARREGAMENTO DE CAMINHÕES TANQUE PARA TRANSPORTE RODOVIÁRIO DE C5+ E GLP 26/2/2014 25/2/2016 180.339,28

4600297734 TEC-SUB TECNOLOGIA SUBAQUATICA 57728206000150 SERVIÇOS DE MERGULHO RASO EM APOIO ÀS OPERAÇÕES NO ÂMBITO DA UN-RNCE. 16/9/2009 30/8/2015 444.738,54

4600410990 ROSENBRA ENGENHARIA BRASIL LTDA 05617589000195 INSPEÇÃO COM PIG GEOMÉTRICO, MAGNÉTICO E FERRAMENTAS INERCIAIS 2/9/2013 31/8/2016 2.334,25

4600411778 ALFREDO A. POSSEBON FILHO & CIA 01851342000188SERVS OPERAÇÃO, MANUTENÇÃO ÁREAS CONTAMINADAS P/VAZAMENTO DE JULHO/2000, REABILITAÇÃO DO ARROIO SALDANHA E TRANSPORTE, MOVIMENTAÇÃO,

26/8/2013 29/9/2014 57.845,75

17.589.672,93Fonte: PETROBRAS

TOTAL GERAL

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Nº DO CONTRATO

FORNECEDORCNPJ





4600317675 0010008990 - ACCENTURE DO BRASIL LTDA 96534094000239PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE DESENVOLVIMENTO, MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE SOLUÇÕES BASEADAS EM VÁRIAS PLATAFORMAS DE BUSINESS INTELLIGENCE

14/09/2010 13/09/2013 3.036.832,08

46002962160010041312 - POLITEC TECNOLOGIA DA INFORMACAOS/A

01645738000179PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE DESENVOLVIMENTO, MANUTENÇÃO, IMPLANTAÇÃO, SUPORTE, INSPEÇÃO DE QUALIDADE E GERENCIAMENTO DE PROJETOS RELACI

12/06/2009 10/06/2015 321.668,05

4600312499 0010137054 - SS - IT CONSULTING LTDA 10573068000113 SERVIÇOS DE GERENCIA E COORDENAÇÃO DE PROJETOS E DESENVOLVIMENTO 04/06/2007 01/06/2013 31.201,06

4600317712 0010005929 - BRQ SOLUCOES EM INFORMATICA S.A 36542025000164CONTRATAÇÃO DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE COORDENAÇÃO DE PROJETOS, PARAMETRIZAÇÃO E MANUTENÇÃO DE SISTEMAS DE INFORMAÇÃO, SERVIÇOS DE

30/09/2010 28/09/2014 219.694,57

4600239593 0010025243 - BL INFORMATICA LTDA 31662737000101 PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE GERÊNCIA E COORDENAÇÃO DE PROJETOS E DESENVOLVIMENTO 04/06/2007 01/06/2013 53.826,19


01645738000179 SERVIÇOS DE GESTÃO DA MUDANÇA 20/07/2011 09/01/2013 853.073,39

4600338878 0010001044 - NEORIS DO BRASIL LTDA. 01383328000105SERVIÇOS DE DOCUMENTAÇÃO E ELABORAÇÃO DE MATERIAL TÉCNICO PARA USUÁRIOS MATERIAL DIDÁTICO PARA CAPACITAÇÃO E TREINAMENTO, MANUAIS

29/08/2011 27/08/2013 172.674,06

46002866450010025453 - STEFANINI CONSULTORIA E ASSESSORIAEM INFORMATICA S.A.

58069360000120SERVIÇOS DE APOIO AO PLANEJAMENTO E GESTÃO PARA A GERÊNCIADE PLANEJAMENTO E GESTÃO DA TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO E TELECOMUNICAÇÕES D

10/11/2008 08/11/2014 135.013,35

4600316675 0010005929 - BRQ SOLUCOES EM INFORMATICA S.A 36542025000164SERVIÇOS DE APOIO AO SISTEMA DE GESTÃO A PROGRAMAS E PROCEDIMENTOS REFERENTES A ESTRUTURA E NORMAS ORGANIZACIONAIS, MODELO DE GESTÃO

30/09/2010 28/09/2013 227.848,46

46002873790010001972 - ATOS SERVIÇOS DE TECNOLOGIA DAINFORMAÇÃO DO BRASIL LTDA

02804955000127 SERVIÇOS DE CONSULTORIA EM SEGURANÇA DA INFORMAÇÃO 17/10/2008 15/10/2014 105.671,22

4600317912 0010024883 - CPM BRAXIS OUTSOURCING S.A. 00717511000129PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE GERENCIAMENTO E SUPORTE AOS SERVIDORES, SISTEMAS E APLICAÇÕES SOB RESPONSABILIDADE DA TIC, APARTIR DO CORS

11/10/2010 09/10/2013 67.534,26

46002485750010052219 - ARCON CONSULTORIA EM INFORMATICALTDA

00417120000199 SERVIÇOS DE GERÊNCIA DE PROJETOS, ADMINISTRAÇÃO DE DADOS, INSPEÇÃO 15/10/2007 12/10/2013 166.533,26

4600305915 0010025243 - BL INFORMATICA LTDA 31662737000101 PRESTACAO DE SERVIÇOS TECNICOS ESPECIALIZADOS PARA TESTE DE SOFTWARE 04/01/2010 02/01/2014 89.344,94

46003292740010025740 - DECATRON AUTOMACAO E TECNOLOGIA DEINFORMACAO LTDA

00205354000172CONTRATAÇÃO DE SERVIÇOS DE MENTORING E DESENVOLVIMENTO DE SOLUÇÕES DE AUTOMAÇÃO DE PROCESSOS BPMS UTILIZANDO FERRAMENTAS DA FAMI

18/04/2011 16/04/2013 348.880,02

4600292478 0010025427 - SPREAD TELEINFORMATICA LTDA 52845203000182PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE DESENVOLVIMENTO, MANUTENÇÃO, IMPLANTAÇÃO, SUPORTE, INSPEÇÃO DE QUALIDADE E GERENCIAMENTO DE PROJETOS RELACI

06/02/2009 04/02/2015 124.470,31

4600326103 0010008990 - ACCENTURE DO BRASIL LTDA 96534094000239PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE DESENVOLVIMENTO, MANUTENÇÃO, TESTES, IMPLANTAÇÃO, SUPORTE, TREINAMENTO E APOIO DE SISTEMAS EM AMBIENTE LOTU

08/02/2011 07/02/2013 1.531.085,30


01645738000179SERVIÇOS DE APOIO AOS GESTORES DE PROCESSO, S COMISSÕES E S COORDENAÇÕES SAP NAS ÁREAS DA COMPANHIA, SUPORTADOS PELA SOLUÇÃO SAP

16/08/2011 14/08/2013 3.399.907,83

46003002290010001489 - SOFTTEK TECNOLOGIA DAINFORMAÇÃO LTDA

02068632000112PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE MANUTENÇÃO E DESENVOLVIMENTO DE NOVAS FUNCIONALIDADES DO CANAL CLIENTE, SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE CONTRAT

28/09/2009 26/09/2014 656.113,08

4600304282 0010125539 - SONDA PROCWORK INFORMATICA LTDA 08733698000166SERVIÇOS DE ELABORAÇÃO,IMPLANTAÇÃO DE ARQUIT TECNOLÓGICA, DESENV E MANUT DE FRAMEWORK JAVA, ADM DE PROCESSOS MENTORING EM ADM DADOS

08/12/2009 06/12/2013 141.626,94

4600331654 0010025427 - SPREAD TELEINFORMATICA LTDA 52845203000182 SERVIÇOS PARA ATENDIMENTO PRESENCIAL E LOCAL, SUPORTE TÉCNICO ESPECIALIZADO 02/05/2011 30/04/2014 1.552.912,07

4600332589 0010025338 - SPASSU TECNOLOGIA E SERVIÇOS LTDA 39273768000174 SERVIÇOS DE ATENDIMENTO PRESENCIAL E LOCAL AOS USUÁRIOS DERECURSOS DE TIC 02/06/2011 31/05/2014 1.071.980,76

4600298084 0010001226 - CTIS TECNOLOGIA S.A 01644731000132 SERVIÇOS DE HELP DESCK PARA TIC-BC 15/07/2009 13/07/2013 3.810.163,98

4600325950 0010025377 - M. I. MONTREAL INFORMATICA LTDA 42563692000126PREST SERV APOIO GESTÃO INFRAESTRUTURA DE TI SUP PROJETOS INFRAESTRUTURA ADMIN PERFIS DE ACESSO PARA USUÁRIOS EM SISTEMAS SAP

15/02/2011 13/02/2013 367.876,38


58069360000120 SERVIÇOS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO DA PLATAFORMA IBM TIVOLI 01/02/2011 30/01/2013 110.069,20

4600350174 0010025733 - CPM BRAXIS S.A. 65599953000163SERVIÇOS DE GERENCIAMENTO, CONFIGURAÇÃO E MONITORAÇÃO DO AMBIENTE CITRIX PARA TODO O SISTEMA PETROBRAS EM ÂMBITO NACIONAL

20/12/2011 18/12/2013 449.092,38

4600259175 0010025243 - BL INFORMATICA LTDA 31662737000101SERVIÇOS DE DESENVOLVIMENTO, MANUTENÇÃO, IMPLANTAÇÃO E SUPORTE ESPECIALIZADO DE SISTEMAS DE INFORMAÇÃO NA TI-BAN

25/02/2008 22/02/2014 624.990,90

4600304316 0010125539 - SONDA PROCWORK INFORMATICA LTDA 08733698000166SERVIÇOS DE DESENVOLVIMENTO E MANUTENÇÃO DE SISTEMAS DE GERÊNCIA ELETRÔNICA DE DOCUMENTAÇÃO - GED PELA ÁREA DA TIC DAPETROBRAS, DA

04/01/2010 02/01/2013 202.666,50


02804955000127 SUPORTE TÉCNICO AOS AMBIENTES DE BANCO DE DADOS ADMINISTRATIVOS 14/10/2011 12/10/2013 77.581,46

4600375587 0010005929 - BRQ SOLUCOES EM INFORMATICA S.A 36542025000164SERVIÇOS DE OPERAÇÃO, SUPORTE E APOIO GESTÃO DOS AMBIENTES DE COMPUTAÇÃO DISTRIBUÍDA PELA TIC-BA

06/08/2012 05/08/2014 89.542,79

BENEFÍCIO DESONERAÇÃO DA FOLHA DE PAGAMENTO

Página 1 de 3

Nº DO CONTRATO

FORNECEDORCNPJ







02804955000127 PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS TÉCNICOS DE ATENDIMENTO LOCAL - TIC - BA 20/09/2011 18/09/2014 906.325,69

4600330301 0010025243 - BL INFORMATICA LTDA 31662737000101SERVIÇO DE GESTÃO DA QUALIDADE, GESTÃO DE SEGURANÇA, MEIO AMBIENTE E SAÚDE SMS , GESTÃO DE SEGURANÇA DA INFORMAÇÃO, GESTÃO DE PROJE

26/05/2011 24/05/2013 336.654,90

4600303070 0010083021 - CAST INFORMÁTICA S.A. 03143181000101CONTRATAÇÃO DE SERVIÇOS DE GERENCIAMENTO DE PROJETOS DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO E TELECOMUNICAÇÕES, ADMINISTRAÇÃO DEDADOS DE EXPLO

30/11/2009 28/11/2013 730.925,91

4600357353 0010001226 - CTIS TECNOLOGIA S.A 01644731000132 ATENDIMENTO LOCAL AOS USUÁRIOS DE RECURSOS DE TIC NA BC 27/02/2012 25/02/2015 590.326,93

4600332307 0010025338 - SPASSU TECNOLOGIA E SERVIÇOS LTDA 39273768000174CONTRATAÇÃO DE SERVIÇOS TÉCNICOS DE ATENDIMENTO LOCAL AOS USUÁRIOS DE RECURSOS DE TIC PARA A REGIONAL ES

27/06/2011 25/06/2013 606.537,29

4600309867 0010025427 - SPREAD TELEINFORMATICA LTDA 52845203000182CONTRATAÇÃO DE SERV DE DESENVOLV , MANUTENÇÃO E SUPORTE TÉC AO SISTEMA BDEMQ 3 0, UTIL PELO ABAST , TRANSPETRO E ÁREA INTERN

10/05/2010 08/05/2013 1.721.949,80

4600330995 0010125539 - SONDA PROCWORK INFORMATICA LTDA 08733698000166PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE ANÁLISE E DESIGN PARA DESENVOLVIMENTO E MANUTENÇÃO DE SISTEMAS DE INFORMAÇÃO, SOB RESPONSABILIDADE DA REGIO

02/06/2011 31/05/2013 244.875,89


58069360000120PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS TÉCNICOS DE ATENDIMENTO AOS USUÁRIOSDE RECURSOS DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO E TELECOMUNICAÇÕES, ATENDIDOS PEL

13/11/2008 12/05/2013 1.542.519,51

4600320996 0010125539 - SONDA PROCWORK INFORMATICA LTDA 08733698000166 SERVIÇOS TECNICOS ESPECIALIZADOS DE MANUTENÇÃO DA SOLUÇÃO,OPERAÇÃO DE ROLLOUT 21/11/2010 20/11/2013 6.658.307,54

4600318277 0010025243 - BL INFORMATICA LTDA 31662737000101 SERVIÇOS TÉCNICOS DE APOIO ESPECIALIZADO A ATIVIDADES DE TELECOMUNICAÇÕES 29/09/2010 27/09/2013 2.806.277,21


58069360000120SERVIÇOS ESPECIALIZADOS DE OPERAÇÃO, MANUT, CONFIG, GERÊNCIA DE REDES DE TELECOM E LEGALIZAÇÃO DE ESTAÇÕES DE TELECOMDA PETROBRAS

26/10/2009 24/10/2013 149.453,14

4600332324 0010025338 - SPASSU TECNOLOGIA E SERVIÇOS LTDA 39273768000174CONT SERVIÇOS DE SUPORTE TÉCNICO PARA AS ATIVIDADES DE TELECOMUNICAÇÕES PARA A GERÊNCIA DE INFRAESTRUTURA DE TIC DA REGIONAL BAHIA

27/06/2011 25/06/2013 143.925,65

4600340740 0010025427 - SPREAD TELEINFORMATICA LTDA 52845203000182SERVIÇOS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO DE TELECOMUNICAÇÕES, PARA A REGIONAL DE TIC RIO DA PETROBRAS

06/09/2011 05/09/2013 618.620,46

4600324960 0010005929 - BRQ SOLUCOES EM INFORMATICA S.A 36542025000164PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS TÉCNICOS DE ATENDIMENTO AOS USUÁRIOSDE RECURSOS DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO E TELECOMUNICAÇÕES, ATENDIDOS PEL

01/03/2011 27/02/2013 318.751,45

4600317320 0010025338 - SPASSU TECNOLOGIA E SERVIÇOS LTDA 39273768000174CONTRATAÇÃO DE SERVIÇOS DE APOIO E SUPORTE PARA SOLUÇÕES ESPECIALIZADAS DE E&P PARA A BACIA DE CAMPOS

22/09/2010 20/09/2013 317.857,78

4600321477 0010137054 - SS - IT CONSULTING LTDA 10573068000113 SERVIÇO DE GESTÃO DO RELACIONAMENTO PARA PETROBRAS A BIOCOMBUSTÍVEL 09/12/2010 07/12/2012 177.344,05

4600299564 0010025243 - BL INFORMATICA LTDA 31662737000101 SERVIÇOS DE GERENCIAMENTO DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO E TELECOMUNICAÇÕES 14/09/2009 12/09/2013 993.531,67

4600341184 0010025377 - M. I. MONTREAL INFORMATICA LTDA 42563692000126SERVIÇOS DE SUPORTE AO GERENCIAMENTO DE PROJETOS DE TI E DE TELECOMUNICAÇÕES, ANÁLISE E SUPORTE A SISTEMAS PARA OS NOVOS EMPREENDIME

10/10/2011 08/10/2013 191.257,59

4600341235 0010005929 - BRQ SOLUCOES EM INFORMATICA S.A 36542025000164SERVIÇOS DE DESENVOLVIMENTO E MANUTENÇÃO DE SOFTWARES, SUPORTE AO USUÁRIO, ANÁLISE DO NEGÓCIO, CONSULTORIA E SERVIÇOSESPECIALIZADOS

19/10/2011 17/10/2014 1.078.045,85

4600343273 0010125539 - SONDA PROCWORK INFORMATICA LTDA 08733698000166SERVIÇOS DE DESENVOLVIMENTO, MANUTENÇÃO, SUPORTE A SISTEMAS, CONSULTORIA E SERVIÇOS ESPECIALIZADOS PARA A TI/TI-E&P/SNEP

10/09/2007 07/09/2015 168.801,84

4600306474 0010025377 - M. I. MONTREAL INFORMATICA LTDA 42563692000126 SERVIÇOS DE INTELIGENCIA DE NEGOCIO E GESTÃO DE INFORMAÇÃOES DO E&P 08/02/2010 06/02/2014 1.663.616,97

4600344472 0010025338 - SPASSU TECNOLOGIA E SERVIÇOS LTDA 39273768000174SERVIÇOS TÉCNICOS DE GESTÃO DE DEMANDAS DE PROJETOS, COMUNICAÇÃO PARA PROJETOS INTERNOS DE TIC, IDENTIFICAÇÃO E TRATAMENTO DAS DEMA

22/11/2011 10/11/2013 357.882,86


01645738000330SERV CONSULTORIA, ANÁL DE NEGÓCIO, DESENV E SUPORTE EM TI PARA O GÁS NATURAL, ENERGIA E TELECOMUNICAÇÕES DA PETROBRAS

29/09/2010 27/09/2013 674.780,76

4600346794 0010025243 - BL INFORMATICA LTDA 31662737000101CONTRATAÇÃO DE SERVIÇOS DE SUPORTE A SISTEMAS E SERVIDORESPARA CLIENTES DA TIC SERVIÇOS

30/11/2011 28/11/2013 119.016,79

4600317918 0010137054 - SS - IT CONSULTING LTDA 10573068000113 SERVIÇOS DE DESENVOLVIMENTO DE SISTEMAS ESPECÍFICOS DE ENGENHARIA 23/09/2010 21/09/2014 567.556,13

4600327691 0010025243 - BL INFORMATICA LTDA 31662737000101SERVIÇOS DE DESENVOLVIMENTO, SUPORTE AO NVC E AUTOMAÇÃO INDUSTRIAL E PREDIAL PARA CLIENTES DA TIC-SERV

06/04/2011 04/04/2013 237.920,75

4600330813 0010025243 - BL INFORMATICA LTDA 31662737000101PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE GESTÃO DE DEMANDA E DESENVOLVIMENTO PARA REALIDADE VIRTUAL, 3D E GIS PARA CLIENTE DA TIC-SERV

30/05/2011 28/05/2013 78.950,72


58069360000120 SERVIÇOS TÉCNICOS 16/06/2011 06/12/2012 37.305,17


58069360000120 SERVIÇOS DE OPERAÇÃO DE RECURSOS DE DATACENTER 03/11/2010 01/11/2012 743,44

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Nº DO CONTRATO

FORNECEDORCNPJ







58069360000120 SERV GERENCIAMENTO DE TI, METODOLOGIA PMBOK, REGIONAL TIC-SP-SUL 15/08/2010 13/08/2014 130.398,16


58069360000120PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE IMPRESSÃO, NAS UNIDADES DA PETROBRAS, NO ÂMBITO DE ATUAÇÃO DA REGIONAL DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO

25/01/2010 23/01/2014 242.220,30

4600350093 0010025243 - BL INFORMATICA LTDA 31662737000101 SERVIÇOS DE GERENCIAMENTO, DESENVOLVIMENTO E SUPORTE DE SOLUÇÕES 23/12/2011 21/12/2012 146.810,71

4600351289 0010005929 - BRQ SOLUCOES EM INFORMATICA S.A 36542025000164 DOS SERVIÇOS DE GERENCIAMENTO E SUPORTE DE SOLUÇÕES DE INFRAESTRUTURA DE TIC 23/01/2012 21/01/2013 123.522,90

4600327802 0010001792 - AVANTI PRIMA ENGENHARIA LTDA. 02531670000160SERVIÇOS DE INFORMÁTICA DOS MÓDULOS DE ADMINISTRAÇÃO, EMPREENDIMENTO E ESTIMATIVA DE CUSTOS DO SMEC WEB E DO PROGRAMA CSP PELA ECP

01/04/2011 20/3/2013 317.734,94

4600321780 MAGNA SISTEMAS CONSULTORIA S.A. 1165671000175 SERVS SUP DE INFRA PARA OS AMBIENTES WEB/JEE, NET E BCO D 17/12/2010 15/12/2013 569.197,94

4600343215 BSI TECNOLOGIA LTDA. 59948570000150 SERVIÇOS DE SUPORTE, ANÁLISE DE SISTEMAS E ANÁLISE DE PROCE 9/12/2011 7/12/2013 43.898,15

4600427895 CONSÓRCIO RIG 18.931.216/0001-36 CONSTRUÇÕES DOS MÓDULOS E INTEGRAÇÃO DAS PLATAFORMAS P75 E P77 16.09.2013 04.12.2017 11.902.800,00

4600403830 CONSÓRCIO TECHNIP-TECHINT 17.865.240/0001-51 CONSTRUÇÃO DOS MÓDULOS E INTEGRAÇÃO DA PLATAFORMA 76 11.04.2013 17.06.2017 46.732.173,26

4600403881 EBR - ESTALEIROS DO BRASIL 09.628.613/0001-42 CONSTRUÇÃO DOS MÓDULOS E INTEGRAÇÃO DA PLATAFORMA P74 11.04.2013 21.09.2016 9.363.561,45

113.652.256,34Fonte: PETROBRAS

TOTAL GERAL

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ANEXO X

Informações sobre comissões Internas de Apuração (CIA) constituídas.

Informações sobre comissões para analisar a aplicação de sanções contra os fornecedores e empreiteiras (CAASE).

A divulgação das informações acima estão inseridas neste ANEXO e podem gerar riscos à competitividade da Petrobras. Desse modo, conforme artigos 6º, inciso III, 22, 25 da Lei nº 12.527/2011, e, artigos 5º, § 1º, e 6º, inciso I, do Decreto nº 7.724/2012, é requerido o tratamento sigiloso a tais informações e seu não acesso por terceiros.

Documents

Relatório de Gestão da Petrobras – 2014