RELATÓRIO DE AVALIAÇÃO - e-Aud

RELATÓRIO DE AVALIAÇÃO Petróleo Brasileiro S/A - Petrobras

Exercício 2019

28 de novembro de 2019

Controladoria-Geral da União - CGU

Secretaria Federal de Controle Interno

RELATÓRIO DE AVALIAÇÃO

Órgão: PETROBRAS - HOLDING

Unidade Examinada: Petróleo Brasileiro S/A - Petrobras

Município/UF: Rio de Janeiro/RJ

Ordem de Serviço: 201902225

Missão Promover o aperfeiçoamento e a transparência da Gestão Pública, a prevenção e o combate à corrupção, com participação social, por meio da avaliação e controle das políticas públicas e da qualidade do gasto.

Auditoria Interna Governamental Atividade independente e objetiva de avaliação e de consultoria, desenhada para adicionar valor e melhorar as operações de uma organização; deve buscar auxiliar as organizações públicas a realizarem seus objetivos, a partir da aplicação de uma abordagem sistemática e disciplinada para avaliar e melhorar a eficácia dos processos de governança, de gerenciamento de riscos e de controles internos.

QUAL FOI O TRABALHO REALIZADO PELA CGU?

Trata-se de Relatório de Auditoria Anual de Contas realizada na empresa Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras.

Foram examinados os atos de gestão praticados no exercício de 2018, mais especificamente no que tange a avaliação: dos indicadores de desempenho em Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS) adotados pela Petrobras; dos riscos financeiros decorrentes da autuação em incidentes de SMS no âmbito da Petrobras; das parcerias estratégicas da Petrobras; da implantação do Plano Diretor de Logística (Módulo de Transporte) da Petrobras Distribuidora – BR.

Foram verificados ainda: (i) a aderência das peças componentes do processo de contas anual aos normativos vigentes; (ii) o grau de atendimento às deliberações emitidas pelo Tribunal de Contas da União; e (iii) a evolução do Plano de Providências Permanente, decorrente do atendimento às recomendações emitidas pela Controladoria-Geral da União.

POR QUE A CGU REALIZOU ESSE TRABALHO?

Em atendimento à missão constitucional do Sistema de Controle Interno do Poder Executivo Federal, prevista no artigo 74 da Constituição Federal de 1988, bem como às normas que regem a prestação de contas dos gestores públicos federais, realizou-se a presente auditoria, visando subsidiar o Tribunal de Contas da União no julgamento da prestação de contas anual da Petrobras.

QUAIS AS CONCLUSÕES ALCANÇADAS PELA CGU? QUAIS AS RECOMENDAÇÕES QUE DEVERÃO SER ADOTADAS?

Foram apresentadas todas as peças pertinentes ao processo de contas relativo a 2018 e em conformidade com as orientações do TCU, à exceção do Relatório de Gestão, que não contemplou alguns dos conteúdos exigidos.

A Companhia implementou recomendações da CGU ao longo dos últimos cinco exercícios, resultando em uma sensível redução do estoque.

Foram validados aspectos de qualidade dos indicadores de SMS da empresa; por outro prisma, identificou-se a ausência de padronização dos procedimentos para atribuição do ônus sancionatório a empresas contratadas que sejam responsáveis por incidentes de SMS, com oportunidade de aprimoramento dos normativos.

A análise dos projetos de parceria estratégica Amarílis (concluído) e Lótus (em andamento), identificou: (i) inexistência de rastreabilidade da captação da oportunidade do negócio pela Alta Administração e da formulação do escopo inicial; (ii) necessidade de definição de metas e objetivos intermediários para as parcerias estratégicas e de aperfeiçoamento dos registros de monitoramento e controle, tanto na etapa de projeto quanto na execução da parceria estratégica; e (iii) morosidade no tratamento de denúncia específica em relação ao projeto Amarílis. Foram recomendados aperfeiçoamentos normativos e operacionais, incluindo o estabelecimento e o acompanhamento de metas e objetivos de curto e médio prazo para as parcerias estratégicas.

LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS

AAC 2018 Auditoria Anual de Contas – Exercício de 2018

ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis

A&D Gerência Executiva de Aquisições e Desinvestimentos

bpd barris por dia

BR Petrobras Distribuidora S.A.

CADE Conselho Administrativo de Defesa Econômica

CAPEX Capital Expenditure (Custos de Investimento)

CGU Controladoria-Geral da União

COMPERJ Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro

DAE Diretoria de Auditoria de Estatais

DN Decisão Normativa

E&P Exploração e Produção

EVTE Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica

FID Final Investment Decision

FPSO Floating, Production, Storage and Offloading Unit

FSO Floating, Storage and Offloading Unit

HoA Heads of Agreement

INEA Instituto Estadual do Ambiente

JOA Joint Operation Agreement

JVC Joint Venture Company

LAI Lei de Acesso à Informação

MM Milhões

MODEC Mitsui Ocean Development & Engineering Company Inc.

MoU Memorando de Entendimentos (Memorandum of Understanding)

OPEX Operating Expenditure (Custos Operacionais)

PDL-T Plano Diretor de Logística (Módulo Transporte)

PDET Plano Diretor de Escoamento e Tratamento de Óleo da Bacia de Campos

PETROBRAS Petróleo Brasileiro S.A.

PIB BV Petrobras International Braspetro B.V.

PNBV Petrobras Netherlands B.V.

PNG Plano de Negócios e Gestão

PPP Plano de Providências Permanente

REDUC Refinaria Duque de Caxias

REGAP Refinaria Gabriel Passos

RNEST Refinaria Abreu e Lima

SEA Secretaria de Estado de Ambiente do Estado do Rio de Janeiro

SeinfraPetroleo Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura de Petróleo e Gás Natural

SFC Secretaria Federal de Controle Interno

SIG-T Sistema Integrado de Gestão, módulo transporte

SMS Segurança, Meio Ambiente e Saúde

STAA Strategic Technical Alliance Agreement

TCU Tribunal de Contas da União

TRANSPETRO Petrobras Transporte S. A.

UPC Unidade Prestadora de Contas

SUMÁRIO

INTRODUÇÃO 8

RESULTADOS DOS EXAMES 12

1. PARCERIAS ESTRATÉGICAS NA PETROBRAS. 12

2. PROJETO AMARÍLIS: OBJETO, DIVULGAÇÃO DA PARCERIA E PAGAMENTO. 15

3. PARCERIAS ESTRATÉGICAS SEM RASTREABILIDADE SOBRE: I) A FORMA DE CAPTAÇÃO DA OPORTUNIDADE; II) O REGISTRO DAS RAZÕES PARA A ESCOLHA DO POTENCIAL PARCEIRO PELA ALTA ADMINISTRAÇÃO DA PETROBRAS; E III) AS INTERAÇÕES PARA MODELAGEM DO MEMORANDO DE ENTENDIMENTOS. 17

4. FRAGILIDADE DOS REGISTROS DE ACOMPANHAMENTO E CONTROLE EM PROJETOS DE PARCERIA ESTRATÉGICA, COM CONSEQUENTE COMPROMETIMENTO DA RASTREABILIDADE DAS AÇÕES DE MONITORAMENTO. 19

5. AUSÊNCIA DA APROVAÇÃO DE METAS DE CURTO E MÉDIO PRAZO NA PARCERIA ESTRATÉGICA DECORRENTE DO PROJETO AMARÍLIS, INVIABILIZANDO A ATIVIDADE DE MONITORAMENTO E CONTROLE E A IDENTIFICAÇÃO DE RESULTADOS INTERMEDIÁRIOS DA PARCERIA ESTRATÉGICA. 21

6. MOROSIDADE NA APURAÇÃO DE DENÚNCIA RELATIVA AO PROJETO AMARÍLIS, COM RESPOSTA AO DENUNCIANTE 499 DIAS APÓS O REGISTRO. 24

7. FRAGILIDADES IDENTIFICADAS NO PROJETO DE PARCERIA ESTRATÉGICA DENOMINADO LÓTUS. 26

8. VALIDADE E CONFIABILIDADE DOS INDICADORES CORPORATIVOS DE SMS. 27

9. OS CONTRATOS APRESENTAM CLÁUSULAS QUE ATRIBUEM À CONTRATADA A RESPONSABILIDADE PELO ÔNUS DAS MULTAS DECORRENTES DE INCIDENTES DE SMS QUE AS DERAM CAUSA. 29

10. A PETROBRAS TEM EXERCIDO O SEU DIREITO DE REGRESSO EM SITUAÇÕES EM QUE A CONTRATADA FOI RESPONSÁVEL PELO INCIDENTE DE SMS QUE GEROU O AUTO DE INFRAÇÃO. 30

11. AUSÊNCIA DE PADRONIZAÇÃO DOS PROCEDIMENTOS A SEREM ADOTADOS PARA ATRIBUIÇÃO DO ÔNUS SANCIONATÓRIO A EMPRESAS CONTRATADAS QUE SEJAM RESPONSÁVEIS POR INCIDENTES DE SMS. 31

12. PETROBRAS DISTRIBUIDORA: AVALIAÇÃO DO PLANO DIRETOR DE LOGÍSTICA EM TRANSPORTES E DO SISTEMA INTEGRADO DE GESTÃO DE TRANSPORTE 32

13. AVALIAÇÃO DO CUMPRIMENTO DAS RECOMENDAÇÕES DA CGU. 34

14. AVALIAÇÃO DO CUMPRIMENTO DAS DETERMINAÇÕES DO TCU. 35

15. AVALIAÇÃO DA CONFORMIDADE DAS PEÇAS. 36

RECOMENDAÇÕES 38

CONCLUSÃO 39

ANEXOS 40

I – MANIFESTAÇÃO DA UNIDADE EXAMINADA E ANÁLISE DA EQUIPE DE AUDITORIA 40

Achado nº 3 40 Manifestação da Unidade Examinada 40 Análise da Equipe de Auditoria 41









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INTRODUÇÃO

Em atendimento ao disposto na Instrução Normativa TCU n.º 63, de 01/09/2010, e nas Decisões Normativas TCU n.º´s 170, de 19/09/2018,e 172, de 12/12/2018, bem como ao estabelecido na seção II, capítulo V, da Instrução Normativa CGU/SFC n.º 3, de 09/06/2017, são apresentados os resultados dos exames realizados sobre a gestão da Petrobras, como parte integrante da prestação de contas anual referente ao exercício de 2018.

A Petrobras se constitui como sociedade anônima de capital aberto, que atua de forma integrada e especializada na indústria de petróleo, gás natural e energia. No exercício 2018, a companhia, diretamente ou por meio de subsidiárias e coligadas, estava presente nos segmentos de exploração e produção, refino, comercialização, transporte, petroquímica, distribuição de derivados, gás natural, energia elétrica, gás-química, renováveis, fertilizantes e biocombustíveis.

Por meio da Ata de Reunião realizada em 21/03/2019, entre a Diretoria de Auditoria de Estatais – DAE da CGU/SFC e a Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura de Petróleo e Gás Natural – SeinfraPetroleo do TCU, firmou-se o escopo do presente trabalho de auditoria, consubstanciado nas seguintes questões de auditoria:

Q1) A celebração de parcerias estratégicas no âmbito da Petrobras ocorre em conformidade com os padrões normativos estabelecidos?

Q1.1) A etapa inicial da formação da parceria estratégica permite identificar o responsável pela captação da oportunidade, caracteriza a inexigibilidade e foi aprovada pelos agentes previstos no normativo interno (Diretoria Executiva e Conselho de Administração)?

Q1.2) As atividades de monitoramento e controle são realizadas pela Petrobras, gerando registros e demonstrando a efetividade da atuação?

Q1.3) A celebração da parceria estratégica apresenta benefícios em curto prazo aos parceiros e teve a liquidação dos pagamentos previstos?

Q1.4) A divulgação dos eventos que indicam a celebração e o avanço da parceria estratégica, com o objetivo de conferir publicidade e transparência, resultou em contestação de algum tipo? Em caso afirmativo, a Petrobras prestou esclarecimentos/respostas adequadas?

Q2) Os riscos financeiros decorrentes da autuação em incidentes de SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde) estão adequadamente distribuídos entre a Petrobras e as empresas contratadas?

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Q2.1) Os contratos contêm cláusulas definindo critérios sobre a responsabilização por incidentes de SMS causados por empresas contratadas?

Q2.2) A Petrobras tem exercido tempestivamente o seu direito de regresso nos casos em que se evidencia a responsabilidade (total ou parcial) de empresa contratada pelo fato gerador do incidente?

Q2.3) Há casos em que a empresa contratada não efetuou o ressarcimento devido? Em caso afirmativo, quais os motivos alegados? A Petrobras atuou em defesa de seus direitos?

Q2.4) Há casos em que os valores autuados superam os limites contratuais previstos para assunção do dano, impossibilitando o ressarcimento integral devido à Petrobras?

Q2.5) Os normativos internos da Petrobras disciplinam os procedimentos de ressarcimento a serem adotados nos casos em que a empresa contratada deu causa ao incidente de SMS objeto do auto de infração emitido em face da companhia?

Q3) A Petrobras mantém uma rotina adequada e suficiente para o acompanhamento e atendimento das recomendações emitidas pela CGU?

Q3.1) As informações disponíveis no Relatório de Gestão da Petrobras são adequadas e compatíveis com os registros no Plano de Providências Permanente (Sistema Monitor)?

Q3.2) As recomendações com prazo de atendimento expirado (incluindo prorrogações) foram devidamente implementadas pela Petrobras?

Q3.3) As justificativas apresentadas pela Petrobras quanto à não implementação das recomendações vencidas e pendentes de atendimento são adequadas e/ou suficientes?

Q4) Houve atendimento das recomendações do TCU à Petrobras que contenham determinação específica à CGU para acompanhamento?

Q5) Considerando a natureza jurídica e o negócio da Petrobras, as peças componentes do processo de contas anual encontram-se em conformidade com as normas e orientações aplicáveis ao exercício em referência (2018)?

Q5.1) O rol de responsáveis encontra-se em conformidade com as normas aplicáveis e orientações registradas no Sistema e-Contas?

Q5.2) As demais peças (relatório de gestão, relatórios e pareceres de órgãos, entidades e instâncias que devam se pronunciar sobre as contas) foram inseridas no Sistema e-Contas?

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Q5.3) O conteúdo do relatório de gestão encontra-se em conformidade com as normas aplicáveis e orientações registradas no Sistema e-Contas?

Q6) Os indicadores do macroprocesso SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde) avaliado estão alinhados com o Planejamento Estratégico da empresa?

Q6.1) Todos os indicadores do macroprocesso examinado estão associados a metas?

Q6.2) As metas dos indicadores de SMS foram estabelecidas pela Petrobras de acordo com metodologia corporativa?

Q6.3) Os indicadores são válidos?

Q6.4) Os indicadores são confiáveis?

Q7) O desenvolvimento do Plano Diretor de Logística de Transportes (PDL-T) e a implantação de um Sistema Integrado de Gestão de Transporte (SIG-T) permitiram à Petrobras Distribuidora aprimorar a eficiência da gestão de frota para transporte de combustíveis?

Q7.1) Os indicadores que mensuram os cenários antes e pós SIG-T, evidenciam melhorias nos processos da BR e assim a eficácia do novo sistema?

A metodologia utilizada contemplou testes, entrevistas, análises de documentos e consolidação de informações coletadas ao longo do exercício 2018. As atividades foram executadas em estrita observância às normas de auditoria aplicáveis ao Serviço Público Federal.

Houve limitações às análises no presente trabalho de auditoria, conforme descrito a seguir:

(i) Não observância de prazos indicados nas solicitações de auditoria, com entregas parciais de informação ou pedidos de prorrogação efetuados apenas nas datas de vencimento.

(ii) Apresentação intempestiva de informações sobre contratos celebrados entre Petrobras e Statoil/Equinor. A descrição dos objetos contratados (solicitada inicialmente em 06/08/2019 e reiterada em 14/08/2019) foi disponibilizada em 09/10/2019, já na fase de apresentação dos achados de auditoria, devendo-se destacar que se tratavam de informações de simples extração.

(iii) Apresentação de informações divergentes relacionadas com a atividade de Ouvidoria – em 24/07/2019 foi informada a inexistência de solicitações ou contestações relativas ao Projeto Amarílis e em 05/08/2019 indicou-se a existência de uma denúncia específica formulada junto à Ouvidoria da companhia.

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Como consequência das limitações impostas, destaca-se: (i) diminuição do escopo de análise, excluindo-se a verificação sobre a estruturação e o desenvolvimento do Projeto Amarílis; (ii) prejuízo à visualização da relação entre a Petrobras e a Statoil/Equinor para além da parceria estratégica estabelecida e, consequentemente, à contextualização sobre a sinergia entre as empresas; e (iii) prazo alongado para a obtenção de informações básicas sobre a denúncia apresentada e impossibilidade de conhecimento sobre a apuração realizada pela Petrobras no prazo para execução da presente auditoria.

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RESULTADOS DOS EXAMES

1. Parcerias Estratégicas na Petrobras.

As parcerias estratégicas são caracterizadas como oportunidade de negócio para atuação em conjunto com outras empresas. De acordo com a Petrobras, as parcerias estratégicas ocorrem quando há condições singulares e específicas que aumentam o valor dos ativos por meio de uma atuação conjunta, de forma que os ganhos não fiquem limitados apenas ao que eventualmente está incluído no acordo, mas que possam trazer benefícios mais amplos para as parceiras e melhores perspectivas futuras de negócio. As estratégias de portfólio representam um entre os 15 temas materiais selecionados entre 28 temas relevantes para apresentação pela Petrobras no Relatório Anual 2018 da Petrobras. De acordo com a empresa, a gestão ativa de portfólio aliada à estratégia de atuar em parceria resulta em uma importante fonte de recursos para companhia por meio do estabelecimento de parcerias e desinvestimentos, estando alinhada ao Plano de Negócios e Gestão 2019-2023. A companhia pretende maximizar o valor da empresa através da otimização do portfólio de negócios, saindo integralmente das participações de produção de biodiesel e etanol, distribuição de gás liquefeito de petróleo (GLP) e produção de fertilizantes, preservando competências tecnológicas em áreas com potencial de desenvolvimento. Adicionalmente, a administração da companhia entende que a gestão ativa do portfólio contribui para a redução da alavancagem e para disponibilidade de recursos para futuros investimentos. O processo de realização de parceria estratégica é regido pelo Padrão para Implementação de Parcerias Estratégicas do Sistema Petrobras (Padrão SINPEP PP-1PBR-00377). A norma vigente indica que a realização de parcerias estratégicas visa à obtenção de benefícios para a Petrobras, em especial: (i) sinergia e troca de experiências específicas, aquisição de conhecimentos estratégicos e intercâmbio tecnológico; e (ii) criação de potenciais novas frentes de geração de valor, como oportunidades de negócio, troca de ativos, novos mercados, melhorias operacionais e outros. A parceria estratégica pode apresentar, ainda, os seguintes benefícios: mitigação de riscos; estímulo da eficiência, da produtividade e do planejamento em longo prazo das atividades e dos negócios afetos à Petrobras; fortalecimento do modelo de governança corporativa; antecipação de fluxo de caixa, mantendo participação em potencial valorização futura dos ativos; compartilhamento de CAPEX, desonerando a Petrobras e aumentando a capacidade de investimento em projetos prioritários; acesso a linhas de crédito diferenciadas para a Petrobras; obtenção do maior retorno econômico à Petrobras; e incremento da sustentabilidade econômica e financeira da Petrobras. A figura a seguir sintetiza o trâmite observado por projetos de parceria estratégica para a consolidação da parceria da Petrobras com outras empresas:

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Figura 1. Parcerias Estratégicas – Fluxo Simplificado

Fonte: Padrão SINPEP PP-1PBR-00377, versão D.

Até o final de 2018 havia apenas duas parcerias estratégicas celebradas pela Petrobras (projetos Amarílis e Tulipa1), com outras cinco em andamento e uma cancelada, cabendo ressaltar que a assinatura de Memorando de Entendimentos (MoU) não cria a obrigação de concluir quaisquer negócios jurídicos entre as partes. Para análise na presente AAC 2018, no que tange ao Projeto Amarílis, foi priorizada a avaliação sobre os eventos anteriores ao portão 0 e os que ocorrem após o portão 3 (pagamentos), além de verificação da atividade de monitoramento e controle das atividades pela própria Petrobras, envolvendo a captação da oportunidade, a verificação da atividade de monitoramento e controle, a existência de metas e benefícios em curto e médio prazo e a verificação da divulgação e do tratamento de eventuais demandas apresentadas à Petrobras. Acerca do projeto de parceria estratégica denominado Lótus, também analisado, a avaliação concentrou-se nas etapas de seleção de oportunidades e de planejamento do projeto (Fase 1), já que ainda se encontra no início da Fase 2. Efetuou-se análise quanto à obediência às etapas e respectivas documentações previstas no padrão específico da Petrobras sobre o tema, qual seja, padrão SINPEP PP-1PBR-00377, bem como avaliação acerca da existência de fundamentação legal que sustente a inaplicabilidade de licitação aos propósitos previstos para o projeto. Não há histórico de ações ou análises da Auditoria Interna da Petrobras sobre projetos de parcerias estratégicas, embora haja registro de sua atuação em processos de desinvestimento.

1 O Projeto Tulipa, não selecionado para análise, corresponde à parceria estratégica com a empresa francesa Total anunciada em Fato Relevante de 01/03/2017.

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2. Projeto Amarílis: objeto, divulgação da parceria e pagamento.

O Projeto Amarílis corresponde à celebração de parceria estratégica entre Petrobras e Equinor (ex Statoil) com o objetivo de melhoria do fator de recuperação de campos maduros, envolvendo o desinvestimento parcial de 25% do Campo de Roncador, que era exclusivamente explorado pela Petrobras. A parceria teve como marco inicial a proposta vinculante apresentada pela Equinor no âmbito do Projeto Caruaru, destinado à alienação da totalidade da participação detida pela Petrobras (66%) no bloco exploratório BM-S-8 (Carcará), em 30/05/2016, quando a empresa declarou o interesse em ampliar o relacionamento com a Petrobras, com a assinatura de Memorando de Entendimentos (MoU) em 30/08/2016, para o estabelecimento dos termos gerais de uma parceria estratégica. Em relação ao envolvimento da Alta Administração, o projeto foi objeto de análise e aprovação pela Diretoria Executiva a cada portão previsto no Padrão para Implementação de Parcerias Estratégicas, não obstante o projeto tenha iniciado antes da primeira edição desta norma, sendo então regido por outros normativos existentes à época, mais especificamente a Lei 9.478/97 e o Decreto nº 2.745/98, que aprovou o Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petrobras, posteriormente substituído pela Lei 13.303/16 e o Decreto nº 8.945/16. A cada portão há a emissão de Documento Interno (DIP) para avaliação pela Diretoria Executiva, contendo informações sobre a evolução do projeto até aquele estágio, uma vez que a transação efetivamente obtém a estrutura após diversas interações entre as empresas, sendo a inexigibilidade objeto de análise e emissão de pareceres jurídicos a cada etapa de avaliação. O valor total da transação foi de US$ 2,9 bilhões, sendo: (i) US$ 850 milhões referente à parcela do ativo no Brasil; (ii) US$ 1,5 bilhão referente à participação na empresa espelho na Holanda (Roncador BV), detentora das plataformas e equipamentos de subsea; e (iii) US$ 550 milhões sob a forma de pagamento condicionados a investimentos realizados em projetos no âmbito da parceria estratégica, conhecida como carrego, de forma que a Equinor pagará, além dos investimentos correspondentes à sua participação, mais 25% dos investimentos, sendo estes limitados ao valor de US$ 550 milhões. A estruturação da transação com a utilização do mecanismo do carrego resulta em postergação, pela empresa compradora, do desembolso referente a esses pagamentos contingentes, uma vez que é necessária a aprovação e a execução de projetos para que aconteça o pagamento. Dos US$ 550 milhões de carrego na transação, foi desembolsado pela Equinor o valor de US$ 26,1 milhões até setembro/2019, conforme informado pela Petrobras, resultando em US$ 523,9 milhões a realizar. Na prática, a utilização de carrego no valor da transação altera a estrutura de desembolso para os investimentos. O desembolso de 75% da Petrobras e 25% da

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Equinor, proporcional às participações societárias no Campo de Roncador, é alterado para 50% da Petrobras, 25% da Equinor e mais 25% pela Equinor a título de carrego, até o limite de US$ 550 milhões. A negociação resultou na celebração de 34 contratos, assinados entre 18/12/2017 e 14/06/2018. Os documentos tratam da venda de 25% do Campo de Roncador, compra de óleo e gás da participação da Equinor pela Petrobras, por tempo definido, termo para garantia de opção da Equinor para contratação de capacidade de processamento de gás natural no TECAB e uso da infraestrutura do Plano Diretor de Escoamento e Tratamento de Óleo da Bacia de Campos (PDET) para escoamento do óleo da parcela da Equinor no Campo de Roncador, entre outras atividades. Em relação à divulgação, verificou-se que o avanço da parceria estratégica foi objeto de publicações pela Petrobras em sua página institucional, que informaram: (i) a assinatura de Memorando de Entendimentos (30/08/2016); (ii) a assinatura de Acordo Preliminar (29/09/2017): (iii) a assinatura de contratos relacionados aos ativos da parceria estratégica (18/12/2017): e (iv) a conclusão do negócio, inclusive quanto à venda de 25% do Campo de Roncador (20/06/2018). A parceria estratégica foi aprovada pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) e pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE). De acordo com informações da Petrobras, os efeitos da desoneração de Capex decorrentes da conclusão da parceria estratégica denominada “Amarílis” no âmbito do PNG 2018-2022 foi de US$ 708,4 Milhões, enquanto a efetiva entrada de recursos para a Petrobras, após os devidos ajustes, foi de R$ 2.099.908.013,24 para a Petróleo Brasileiro S.A. (holding) e de US$ 1.460.808.569,88 para a Petrobras Netherlands B.V. No âmbito da análise realizada, a partir das questões propostas, foram identificadas falhas em relação a: (i) registro de captação da oportunidade pela Petrobras; (ii) realização de monitoramento/controle na fase de projeto e de execução da parceria estratégica, envolvendo a definição de metas intermediárias, e (iii) tratamento de denúncia apresentada à Petrobras, conforme itens a seguir.

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3. Parcerias Estratégicas sem rastreabilidade sobre: i) a forma de captação da oportunidade; ii) o registro das razões para a escolha do potencial parceiro pela Alta Administração da Petrobras; e iii) as interações para modelagem do Memorando de Entendimentos.

O Padrão para Implementação de Parcerias Estratégicas estabelece que compete aos Diretores Executivos da Petrobras a identificação de oportunidades de negócios para a formação de Parcerias Estratégicas, indicando que o processo se inicia com a participação da Alta Administração, podendo existir interações de alto nível com representantes do potencial parceiro para buscar soluções para temas complexos, impasses negociais, questões estratégicas ou institucionais. A partir da verificação dos projetos Amarílis e Lótus, verificou-se que os registros formais são elaborados a partir da atuação da área de Portfólio, sendo as informações iniciais voltadas para celebração de Memorando de Entendimentos (MoU) e já considerando o potencial parceiro identificado pela Alta Administração. Não foram identificados documentos, relato ou encaminhamento pela Alta Administração que indique a captação da oportunidade de negócio e a apresentação do potencial (parceiro) para a Gerência Executiva de Gestão de Portfólio, responsável pela condução do projeto em suas diversas fases. No caso do projeto Amarílis, especificamente, a proposta para celebração de Parceria Estratégica tem como formalização inicial a apresentação do desejo de ampliação de parcerias apresentada pelo parceiro na proposta apresentada para o desinvestimento do Projeto Caruaru. Como é responsabilidade dos Diretores Executivos a captação de oportunidade, entende-se que a área de Portfólio não realiza uma seleção entre possíveis parceiros e sim formaliza processo para potencial celebração de parceria, a partir da identificação de potencial parceiro por Diretores Executivos. Assim, tem-se a realização de captação de oportunidades de negócio para parcerias estratégicas pela Alta Administração da Petrobras sem registro dos fatores para a escolha do potencial parceiro e apresentação da oportunidade para viabilizar o início de atuação da área técnica, como consequência de normatização interna de forma insuficiente por não prever o registro das atividades iniciais de forma a ter o histórico da captação da oportunidade de negócio e identificação dos responsáveis pela escolha do potencial parceiro. Em manifestações apresentadas pela Petrobras, foi exposto que os Diretores Executivos da Petrobras possuem a competência para identificação de oportunidades de negócios para a formação de parcerias estratégicas, que “podem ocorrer de diversas formas, especialmente em razão de participação em eventos nacionais e internacionais da indústria de petróleo e gás, que contam com a presença de diversos representantes de empresas conceituadas nesse segmento de mercado”. Além de destacar que o padrão para implementação de parcerias estratégicas não requer

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qualquer tipo de formalização anterior ao Portão 0 (MOU), “até mesmo porque as interações anteriores a esse momento ocorrem de diversas formas, inclusive em eventos públicos e reuniões, não sendo exigível ou alinhado às práticas empresariais mundiais exigir dos diretores executivos a realização de relatos formais sobre as interações que, eventualmente, possam dar origem a uma potencial parceria estratégica”. A empresa ressaltou o fato de o Memorando de Entendimentos (MOU) não possuir caráter vinculante para qualquer das partes, apenas formalizando a intenção conjunta de estudar a potencialidade de uma eventual parceria estratégica. Os esclarecimentos apresentados pela empresa corroboram a ausência de apresentação do potencial parceiro estratégico pela Alta Administração para a área de Portfólio, de forma que os registros formais somente iniciam a partir da atuação da área técnica. Como consequência, o histórico da seleção do potencial parceiro é prejudicado, não obstante haja apresentação de informações por Portfólio de atos anteriores à sua atuação no projeto. Como consequência, perde-se a rastreabilidade em relação aos atos iniciais para a composição de parcerias estratégicas, em especial no que se refere à escolha do potencial parceiro, contrastando com o Padrão, que estabeleceu, entre seus objetivos, proporcionar uniformidade de procedimento e governança, transparência e rastreabilidade aos Projetos de Parceria Estratégica. Tal situação contrasta com a boa prática esperada de descrição pelo responsável dos atos iniciais para a formação de parceria estratégica, de forma a indicar como ocorreu a identificação da oportunidade e os agentes responsáveis pela escolha do potencial parceiro, seja de forma isolada ou em colegiado, sendo a rastreabilidade uma característica essencial à governança e à integridade do processo de formação de parcerias estratégicas. Outro aspecto que releva apontar, com relação ao Projeto Amarílis, é a ausência de documentação básica que explique, antes do Portão 0, como a proposta não solicitada recebida pela Petrobras, apontada como origem da negociação de parceria estratégica, foi reformulada, ao longo de possíveis negociações com a empresa Equinor. Verifica-se que o escopo de parceria abordado no Memorando de Entendimentos é significativamente mais amplo do que aquele apontado na proposta não solicitada; ainda, que a parte do escopo do MoU diretamente associada com a proposta não solicitada não foi acatada, como conteúdo final da parceria celebrada. De forma similar, tampouco há registro (atas/agendas das principais reuniões, incluindo membros da DE; documentos compartilhados entre as empresas; entre outros) que expliquem como o MoU foi estruturado no Projeto Lótus, após o contato inicial (reunião da Petrobras com executivo da CNPC).

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4. Fragilidade dos registros de acompanhamento e controle em projetos de parceria estratégica, com consequente comprometimento da rastreabilidade das ações de monitoramento.

As parcerias estratégicas possuem dois momentos de acompanhamento: (i) na fase de negociação e estruturação, enquanto ainda se trata de projeto de parceria estratégica, com atuação do grupo de projeto; e (ii) após a assinatura de contratos, correspondendo à efetiva implementação da parceria estratégica, sob responsabilidade da área finalística, por meio de comitês e subcomitês instituídos para cada parceria estratégica. Em relação à fase de projeto, há a elaboração de cronograma para o acompanhamento do andamento da negociação e da estruturação da potencial parceria estratégica, com registro de atualização das informações e apresentação da evolução do projeto periodicamente aos Diretores Executivos responsáveis em Reuniões de Análise Crítica (RACs). As reuniões são registradas em atas que listam os presentes e indicam que foram apresentadas atualizações sobre desinvestimentos e parcerias, porém sem indicar os projetos apresentados a cada reunião ou do seu estágio de evolução, de forma que é necessário verificar as informações nos arquivos das apresentações realizadas. Não há relatório destinado ao registro da evolução do andamento da parceria estratégica, embora existam informações sobre a evolução do projeto nos DIPs apresentados a cada portão para aprovação pela Diretoria Executiva. A verificação do cronograma, das atas das RACs e dos arquivos de apresentação, disponibilizados pela Petrobras relativos ao acompanhamento do Projeto Amarílis, demonstrou a existência de cronogramas intermediários e final, corroborando a efetiva utilização de cronogramas como mecanismo de acompanhamento ao longo da etapa de projeto. Nas apresentações foi possível verificar que há sinalização de marcos do projeto com prazos definidos. No entanto, foi identificada inconsistência ao confrontar as atas e os arquivos de apresentação: não foram identificadas apresentações para as Reuniões de Análise Crítica dos dias 11/08/2016, 03/10/2016 e 23/10/2017, datas que tiveram a disponibilização de atas. Em contrapartida, não foi identificada ata para a apresentação realizada em 08/05/2017. Em resposta, a Petrobras disponibilizou a apresentação referente à Reunião de Análise Crítica realizada no dia 23/10/2017 e informou que não foram localizadas apresentações específicas sobre o Projeto Amarílis nas RACs realizadas nos dias 11/08/2016 e 03/10/2016. Por fim, informou que não foi possível localizar registro em ata para a Reunião de Análise Crítica realizada no dia 08/05/2017. Considera-se que a verificação da adequação das informações de monitoramento e controle na análise das peças do projeto por pessoas não componentes do grupo de

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trabalho constituiria etapa de controle e evitaria a não conformidade de informações. A atividade de monitoramento e controle deve ter o adequado registro e arquivamento, em conjunto com a documentação do projeto além de identificar, a cada reunião, os projetos objeto de análise, aperfeiçoando a rastreabilidade da informação. Em resposta ao achado, a Petrobras apresentou manifestação indicando o aperfeiçoamento do processo de registro das Reuniões da Análise Críticas (RACs), com evidências demonstrando a melhoria do processo de registro da atividade de monitoramento e controle de parcerias estratégicas. Nesse sentido, as atas disponibilizadas, de reuniões recentes, descrevem os projetos tratados na reunião e a apresentação é anexada ao documento, o que corrige as falhas identificadas na análise histórica do projeto Amarílis.

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5. Ausência da aprovação de metas de curto e médio prazo na parceria estratégica decorrente do Projeto Amarílis, inviabilizando a atividade de monitoramento e controle e a identificação de resultados intermediários da parceria estratégica.

" Informações suprimidas por solicitação da Unidade Examinada, em função de sigilo, na forma dos Artigos 8º, § 3º, inciso III, art. 11, inciso III, e 17 da Resolução-TCU nº 294/2018, 85, § 2º, 86, §§ 4º e 5º, da Lei nº 13.303/2016, 46 do Decreto nº 8.945/2016, 5º, §§ 1º e 2º, do Decreto 7.724/2012 e 170 da Constituição Federal.” Conforme informações apresentadas pela Petrobras, a implantação e o acompanhamento do STAA são realizados por um subcomitê subordinado ao Comitê Operacional da própria parceria de Roncador. Este subcomitê elaborou um Plano Integrado de Atividades para o Campo de Roncador (STAA Sub-Comitee Recommendation), recomendando metas específicas, de curto e médio prazo, para os seguintes temas: (i) segurança (taxa de incidentes); (ii) fator de recuperação (indica quantidade); (iii) redução percentual de custos operacionais (OPEX); (iv) aumento de “efficiency from the current” para 2019 e 2020; e (v) diminuição da emissão de carbono, além de meta de aumento do prazo de concessão e para o cumprimento de compromissos assumidos com IBAMA. O Plano foi apresentado pelo subcomitê do STAA em maio de 2019, com previsão normativa de 20 dias para votação pelos membros do consórcio, mas não havia decisão em relação ao documento quando da manifestação da Petrobras no âmbito da presente auditoria, em 02/09/2019. Apesar de solicitado pela equipe de auditoria, não houve a disponibilização de relatórios ou outros documentos produzidos pelo subcomitê ou outro registro formal de acompanhamento da parceria estratégica. A situação descrita demonstra a ausência de metas e, por consequência, de acompanhamento de resultados intermediários da parceria estratégica, não obstante previsão normativa para a prestação de contas periódicas para a Diretoria Executiva (itens 9.3.10.f e 12.4 do Padrão SINPEP PP-1PBR-00377). " Informações suprimidas por solicitação da Unidade Examinada, em função de sigilo, na forma dos Artigos 8º, § 3º, inciso III, art. 11, inciso III, e 17 da Resolução-TCU nº 294/2018, 85, § 2º, 86, §§ 4º e 5º, da Lei nº 13.303/2016, 46 do Decreto nº 8.945/2016, 5º, §§ 1º e 2º, do Decreto 7.724/2012 e 170 da Constituição Federal.”

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Em manifestação complementar, apresentada pela área de E&P da empresa, foi informado que, após o closing (etapa de encerramento do projeto, com a aprovação por entidades externas e celebração dos contratos), em junho de 2018, as duas empresas organizaram um Workshop Técnico no Rio de Janeiro, em outubro de 2018, com participação de especialistas das duas companhias além de Diretores das áreas de Exploração & Produção (E&P) e de Desenvolvimento da Produção & Tecnologia (DP&T) da Petrobras e dos vice-presidentes de E&P Brasil e DP&T da Equinor. O closing ocorre na 3ª etapa de um projeto de parceria estratégica, correspondente ao encerramento do projeto, em que há materialização do fechamento da negociação. O passo seguinte foi o detalhamento dos projetos considerados prioritários. A participação de funcionários da Equinor na rotina da operação do Ativo Roncador (denominados “secondees”) é peça chave para o sucesso destes projetos, bem como a vinculação desta nova filosofia de trabalho ao modelo de gestão da unidade de operações onde o Ativo estava vinculado. Em janeiro de 2019, foi criado o Plano Integrado de Roncador que permitiria o acompanhamento das primeiras atividades desenvolvidas no STAA, bem como dos demais projetos e iniciativas em execução no campo. No entanto, conforme a companhia, o modelo está sendo otimizado após a migração da gestão do campo para outra unidade de operações dentro do E&P, que ocorreu simultaneamente à chegada dos primeiros secondees da Equinor, já tendo sido realizadas reuniões técnicas em diferentes áreas. Por fim, a Petrobras destacou que na indústria de petróleo e gás os projetos possuem longo prazo de maturação, sendo seus resultados efetivamente observáveis ao longo dos anos. A Petrobras informou ainda que será realizada uma nova reunião do Comitê Estratégico da Parceria e, na sequência, uma apresentação para a Diretoria Executiva da Petrobras até dezembro de 2019, atendendo o padrão e o Contrato de Compra e Venda (SPA). Na prática, tem-se o indicativo pela Petrobras de frutos na celebração da parceria, representado pelo aperfeiçoamento de atividades no Campo já decorrentes da atuação em conjunto, porém não traduzidas em monitoramento e acompanhamento formal, com metas indicadas e resultados alcançados, além de reporte periódico à Diretoria Executiva. A responsabilidade pelo reporte é da gerência indicada para o acompanhamento pela Diretoria Executiva: a Gerência do Ativo de Produção Roncador (UO-ES/ATP-RO). Assim, entende-se que não foi implementada atividade de monitoramento e controle na parceria estratégica decorrente do projeto Amarílis, apesar de previsão no Padrão para Implementação de Parcerias Estratégicas e a existência de norma interna para a atividade de reporte para acompanhamento pela Diretoria Executiva (Padrão SINPEP

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PP-1PBR-00593, vigente desde 07/03/2019). Compete destacar, ainda, a ausência de atividade de verificação por áreas externas às responsáveis pela realização das atividades de monitoramento e controle que, se existente, resultaria na identificação de ausência de monitoramento da execução do projeto. Diante do exposto, conclui-se que, embora o principal objetivo da parceria estratégica seja a melhora no fator de recuperação de campo maduro, há possibilidade do estabelecimento de metas para o curto e o médio prazos em projetos no âmbito da parceria, o que permitiria a identificação dos objetivos intermediários, além de realização de monitoramento e controle. Ressalta-se que a ausência de metas e objetivos intermediários prejudica a análise sobre a geração de resultados e a visualização de benefícios para as partes envolvidas, em função da falta de parâmetros a serem alcançados e do consequente registro de resultados observados.

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6. Morosidade na apuração de denúncia relativa ao Projeto Amarílis, com resposta ao denunciante 499 dias após o registro.

Houve registro de denúncia envolvendo o Projeto Amarílis, por meio do Canal de Denúncias da Petrobras, para a qual considera-se não ter ocorrido o tratamento adequado pela Petrobras, em relação ao tempo para resposta para o denunciante e à falta de tempestividade para o início da apuração. A denúncia foi apresentada em 16/11/2017. Embora classificada como de risco alto, somente teve parecer favorável à investigação em 19/03/2018 (123 dias após a denúncia). O parecer de análise foi emitido em 08/02/2018, com primeiro nível de revisão em 09/03/2019 e segundo nível de revisão em 19/03/2018. A movimentação seguinte ocorreu em 29/06/2018, com a informação sobre a disponibilidade de protocolos para a Área de Assuntos Corporativos, mencionando dois outros protocolos de 2017, além do Protocolo nº 8963/2017. A etapa de planejamento teve início em 03/07/2018, 229 dias após o registro da denúncia, e foi impactada por mais de 30 dias entre a elaboração e as revisões (03/07/2018 a 06/08/2018). A apuração teve início em 08/08/2018, 265 dias após o registro da denúncia, e o relatório de apuração foi emitido em 28/03/2019, tendo concluído pela improcedência. Para o denunciante, a resposta foi encaminhada em 30/03/2019, 499 dias após o registro da denúncia. O protocolo foi encerrado em 02/04/2019, tendo em vista o término da apuração, resultando em 502 dias entre a denúncia, tratamento do protocolo, encaminhamentos internos, resposta ao denunciante e encerramento. As ações de apuração implementadas pela Petrobras não foram objeto de análise, apenas os atos iniciais de encaminhamento entre as áreas, o planejamento, a autorização de início da apuração e o relatório ao final. Diante do fato identificado, solicitamos que a Petrobras apresentasse manifestação sobre o dilatado trâmite observado, com a disponibilização dos documentos comprobatórios. Em resposta, a empresa descreveu o trâmite interno do processo e informou que, neste caso concreto, não havia disponibilidade de equipe para a imediata apuração e análise da denúncia. O atraso no planejamento foi justificado pela dinâmica operacional de empregados alocados às investigações conduzirem, simultaneamente, vários casos, de forma que, em 29/06/2018, houve a transferência do protocolo da denúncia para outra gerência, a fim de prosseguir com o procedimento investigativo, estratégia adotada para alinhar contingencialmente a quantidade de protocolos/investigações simultaneamente abertas ao efetivo de equipe mobilizada nas gerências da Área de Integridade Corporativa. De acordo com a companhia, a indisponibilidade de equipe seria

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decorrente da vacância nas posições de empregados próprios, que foram posteriormente ocupadas por meio de Processo Seletivo Público. A área de Governança e Conformidade da Petrobras informou, ainda, que foram 221 dias efetivos de apuração, com 11 dias de expurgo enquanto a equipe aguardava a área investigada encaminhar a documentação solicitada. Além disso, sinalizou a complexidade do tema, que demandou análises em cerca de 620 MB de dados que perfazem um total de 41 pastas com 179 arquivos a título de evidências documentadas. Considerando o fato descrito e a manifestação da empresa, atribui-se o tempo alongado para apuração à estrutura insuficiente para o tratamento de denúncias (uma vez que outros protocolos estavam pendentes de análise na mesma época) ou a falhas no processo de priorização das denúncias para apuração. Como consequência, a apuração intempestiva da denúncia implicou em um risco de informação inadequada ou incompleta para celebração da parceria, bem como à integridade do processo decisório, uma vez que embora o seu registro tenha ocorrido ainda na fase de projeto da parceria estratégica, os resultados da apuração só foram disponibilizados após a assinatura dos contratos. Entende-se que a prática adequada seria o estabelecimento de prazos para as etapas necessárias ao tratamento de denúncias e a resposta tempestiva ao denunciante, de forma a evitar a exposição da Petrobras a riscos passíveis de identificação ainda nas fases iniciais da parceria estratégica.

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7. Fragilidades identificadas no projeto de parceria estratégica denominado Lótus.

Efetuou-se avaliação acerca do projeto de parceria estratégica em curso na Petrobras, denominado Lótus, englobando a verificação quanto à obediência às etapas e respectivas documentações previstas em padrão específico da Petrobras sobre o tema, bem como quanto à existência de fundamentação legal que sustente a inaplicabilidade de licitação aos propósitos previstos para o projeto, e sua aderência àquele normativo. Cabe registrar que o Projeto Lótus já alcançou os portões 0 e 1 do Padrão SINPEP PP-1PBR-00377 e encontra-se (posição de outubro/2019) na primeira etapa da fase 2. O Projeto Lótus, cuja potencial parceira vem a ser a empresa estatal chinesa China National Petroleum Corporation – CNPC, engloba duas iniciativas, de upstream e downstream, sendo que a primeira abarca a cessão, pela Petrobras, de 20% dos direitos de concessão dos campos de petróleo do Cluster de Marlim, na Bacia de Campos, englobando Voador, Marlim, Marlim Sul e Marlim Leste, bem como a revitalização desse mesmo cluster para otimização/ampliação de sua produção, enquanto que a segunda compreende a conclusão da Refinaria Trem 1 do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - COMPERJ e sua subsequente partida e operação. Quanto à iniciativa de upstream, o projeto de parceria prevê que, após a cessão de 20% dos direitos de concessão dos quatro campos de petróleo, será formado um consórcio para cada um deles, englobando Petrobras e CNPC de acordo com suas respectivas participações, quais sejam, 80% e 20%. A participação da CNPC nos consórcios será oficializada por meio de contrato de consórcio, a ser submetido à aprovação da Agência Nacional do Petróleo - ANP, e por um JOA (Joint Operation Agreement). A iniciativa de downstream, por sua vez, encontra-se na fase de elaboração do seu estudo de viabilidade técnica e econômica – EVTE. O resultado desse estudo será utilizado para ambas as empresas decidirem se prosseguem ou não com o projeto, e, caso Petrobras e CNPC o aprovem, será constituída uma nova empresa, por ora denominada como Joint Venture Company – JVC, na qual a Petrobras terá 80% de participação e a CNPC 20%. Serão então negociados o Acordo de Acionistas e o Estatuto Social, além de um aporte financeiro para os custos do aprofundamento da avaliação do negócio, tendo por objetivo o FID - Final Investment Decision, que inclui, dentre outras, as condições dos contratos de suprimento e contratação da construção, bem como do comissionamento e partida da operação da refinaria. Prevê-se que a CNPC seja a gestora da construção e montagem da refinaria, e, com o início da sua operação, a gestão da JVC será conduzida na forma de seu estatuto social, respeitando-se a participação societária de Petrobras e CNPC. Identificaram-se duas fragilidades pertinentes às etapas já cumpridas pelo projeto, a partir das análises efetuadas, conforme relatado em sequência:

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a) Inexistência de diretrizes provenientes da Alta Administração para estruturação do projeto de parceria estratégica Analisou-se o Padrão SINPEP PP-1PBR-00377 em sua versão original e em sua revisão “A”, vigente à época da chegada do projeto ao portão 1, de forma a se poder verificar a existência dos documentos previstos até o estágio em que se encontra o projeto (primeira etapa da fase 2). Sob esse particular, identificaram-se algumas lacunas importantes, cabendo destacar a ausência da proposta de estruturação do projeto de parceria estratégica, indicando as finalidades e negócios pretendidos, a ser submetida à Diretoria Executiva da Petrobras por parte dos Diretores da(s) Área(s) de Negócios Vinculada(s) e o Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, conforme previsto no item 3.4.1 da referida norma em sua versão original. Adicionalmente, o item 2.2 da versão original do padrão previa a competência dos Diretores Executivos da Petrobras para a identificação de oportunidades de negócios para a formação de parcerias estratégicas. Sob esse prisma, a submissão da proposta em comento provindo de diretores da Companhia, para a sua Diretoria Executiva, viria ao encontro da premissa de a matéria ter início na Alta Administração. b) Inexistência de documentos previstos no Padrão SINPEP PP-1PBR-00377 Não foram identificados alguns documentos cuja elaboração/apresentação encontrava-se prevista até o estágio atual do projeto, quais sejam: - Proposta de estruturação do projeto de parceria estratégica, já abordada no subitem “a”; c) Não conformidades na organização documental associadas aos anexos do Relatório de Estruturação: Os seguintes documentos, embora tenham sido elaborados pela companhia, não foram inseridos como anexo ao Relatório de Estruturação para aprovação no Portão 1:

• Comunicado de Decisão de Diretoria Executiva que aprovou a celebração do MoU;

• DIP de constituição do Grupo do Projeto e da Comissão de Negociação de Parceria;

• Termo de Confidencialidade, assinado por todos os empregados envolvidos; e

• Análise da Carta de Confirmação de Interesse. Registre-se que, não obstante os referidos documentos terem sido encaminhados à Diretoria Executiva para aprovação do Relatório no Portão 1, sua não inserção como anexo traz o risco de que os documentos não sejam analisados pelos decisores, em atos posteriores, caso o Relatório seja enviado isoladamente. Não foi avaliado, no presente relatório de auditoria, o impacto de eventual omissão dos documentos em submissões posteriores.

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8. Validade e confiabilidade dos indicadores corporativos de SMS.

Os indicadores de performance do macroprocesso “Gerir SMS” (sigla para Segurança, Meio Ambiente e Saúde) foram objeto de avaliação no escopo da Ordem de Serviço n.º 201802066 (Auditoria de Resultados da Gestão). Além da Petrobras (holding), a avaliação incluiu as subsidiárias Petrobras Distribuidora (BR) e Petrobras Transporte S.A. (Transpetro) e compreendeu o triênio 2016-2018, período no qual foram aplicados no macroprocesso entre R$ 5 bilhões e R$ 6 bilhões. O macroprocesso “Gerir SMS” visa a consolidação das dimensões de segurança, meio ambiente e saúde como valor em todas as atividades e processos realizados por empregados próprios ou terceirizados. Os indicadores de SMS foram avaliados segundo os critérios de validade e confiabilidade, tendo sido alcançados os seguintes resultados e conclusões:

• Os indicadores de SMS utilizados se encontram alinhados ao planejamento estratégico das companhias.

• Apenas uma parcela dos indicadores de segurança se encontra associada a metas, com base em metodologia que considera séries históricas internas e benchmarking externo, e sua apuração indica resultados comparáveis com os divulgados por outros operadores do setor petrolífero. Já os indicadores de meio ambiente não contemplam metas, segundo a Petrobras, pelo fato de serem sensíveis à fatores externos à operação, como o ritmo de investimentos e desinvestimentos.

• Os indicadores de SMS afiguram-se como válidos, uma vez que sua metodologia de elaboração reproduz modelos utilizados em normas nacionais e internacionais. Contudo, identifica-se uma oportunidade de melhoria, que seria a desagregação por vínculo da força de trabalho, ou seja, uma mensuração de indicadores dos grupos de empregados próprios ou de empresas contratadas (terceirizados), de forma a permitir a visualização de particularidades ou padrões específicos de cada categoria.

• No que concerne ao parâmetro de confiabilidade, os exames identificaram um baixo percentual de lacunas de dados, o que demonstra a fidedignidade das informações utilizadas.

• Como boa prática, verificou-se que a Petrobras divulga um indicador de segurança (Taxa de Acidentados Registráveis – TAR) como uma de suas três “métricas de topo” em seu Plano de Negócios e Gestão, o que confere algum balanceamento entre as metas financeiras de resultado e os padrões de segurança da produção.

Registre-se ainda que as oportunidades de melhoria identificadas já foram apontadas à companhia por meio do relatório nº 201802066, razão pela qual não são apresentadas recomendações específicas na seção RECOMENDAÇÕES do presente relatório.

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9. Os contratos apresentam cláusulas que atribuem à contratada a responsabilidade pelo ônus das multas decorrentes de incidentes de SMS que as deram causa.

Encontra-se presente na minuta padrão de contratos de prestação de serviços a cláusula intitulada “Forma de Pagamento”, na qual consta o direito da Petrobras em deduzir do pagamento devido à contratada todos os débitos a que tiver dado causa, notadamente multas de qualquer espécie e os débitos decorrentes de obrigações tributárias, previdenciárias e trabalhistas, acrescidos de consectários. A referida minuta padrão também apresente uma cláusula denominada "Das responsabilidades das Partes", na qual são descritas as situações em que cabe imputação de responsabilidades à contratada por danos diretos que essas deram causa. Há, também, previsão de limites contratuais de responsabilização. A minuta padrão define que em contratos de prestação de serviços, com ou sem risco ambiental, a responsabilidade da contratada por danos diretos não excederá 10% do valor contatual reajustado. Todavia, não há limite do valor indenizável em casos de descumprimentos legais. E em contratos com risco ambiental a minuta padrão estabelece que não haverá limite da responsabilidade da contratada nos casos em que houver descumprimento da legislação ambiental ou de obrigações contratuais. Já para os contratos de afretamento e de operações a estes vinculados há dispositivo na minuta padrão que ampara o ressarcimentos e indenizações por danos, nos seguintes termos:

17.2.1 - A CONTRATADA se obriga a isentar de responsabilidade e indenizar o Grupo da PETROBRAS de todo e qualquer Dano envolvendo: (i) Pessoal do Grupo da CONTRATADA; (ii) bens ou instalações na posse ou de propriedade do Grupo da CONTRATADA; (iii) bens ou instalações disponibilizadas pelo Grupo PETROBRAS enquanto sob cuidado, custódia, operação, uso ou controle do Grupo da CONTRATADA, incluindo aqueles em relação aos quais o Contrato determine que o Grupo da CONTRATADA arcará com o risco de perda.

Cabe registrar que a minuta padrão informa que a definição de dano abrange também as multas eventualmente aplicadas por agentes públicos externos em função de atos praticados e/ou ocasionados pela contratada.

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10. A Petrobras tem exercido o seu direito de regresso em situações em que a contratada foi responsável pelo incidente de SMS que gerou o auto de infração.

Os contratos celebrados pela Petrobras na área de exploração e produção contemplam dispositivos que asseguram à companhia o direito de indenização integral de multas cujo incidente gerador foi ocasionado por atuação das empresas prestadoras de serviços. Um destes dispositivos consiste na cláusula padrão denominada “FORMA DE PAGAMENTO”, que assegura à Petrobras o direito de deduzir do pagamento devido à contratada todos os débitos a que esta tiver dado causa, dentre eles as multas de qualquer espécie. Há cláusula que limita a responsabilidade das partes que celebraram o contrato por danos diretos a 10% do valor contratual reajustado. Todavia, este limite não se aplica em diversas situações, dentre as quais qualquer penalidade ou sanção aplicada por autoridade governamental decorrente de descumprimentos legais. Foram objetos de análise oito contratos e um convênio, todos com o objeto de prestação de serviços na área de exploração e produção. Em comum, ao longo da vigência desses instrumentos houve a lavratura de autos de infração motivados por incidentes de SMS em que, na avaliação da Petrobras, as respectivas contratadas teriam dado causa as multas aplicadas e recolhidas pela companhia aos órgãos sancionadores. Em seis dos oito contratos analisados houve o efetivo e tempestivo ressarcimento efetuado pela contratada da multa paga pela Petrobras. Nos dois remanescentes o ressarcimento ainda não havia ocorrido até a conclusão do presente relatório, mas por motivos alheios à atuação da Petrobras, conforme relatado a seguir: i) No caso do auto de infração n.º 766-000-1633-480208, a contratada que deu causa ao incidente (Schahin Engenharia S/A) se encontrava com falência decretada no momento de notificação da multa pela ANP. Diante da impossibilidade de requerer diretamente o ressarcimento da multa (no valor de R$ 935.672,50, paga pela Petrobras em 27/08/2018) à empresa em processo falimentar, a Petrobras formulou em 03/09/2018 o pedido de habilitação administrativa de crédito para inscrição na relação de credores da massa falida. ii) Em relação ao auto de infração n.º 806-000-1633-458871, houve divergência entre a Petrobras e a MODEC, afretadora do FSO Macaé, acerca da efetiva responsabilidade pelo ônus da multa lavrada, não tendo sido, por esta razão, efetuado o ressarcimento pleiteado. Em 12/09/2018 a ANP comunicou à Petrobras a aplicação de multa no valor de R$ 2,56 milhões em razão de reincidências de não Conformidades em auditorias de SGSO (Sistemas de Gerenciamento da Segurança Operacional), realizadas nos exercícios 2013 e 2015. O pagamento da multa pela Petrobras ocorreu em 26/09/2018, dentro do prazo previsto pela legislação. Até o momento de conclusão do presente relatório a Petrobras está impedida, por força da antecipação de tutela

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deferida no processo nº 0102098-02.2016.8.19.0001, de repassar, de forma automática, o valor da multa aplicada pela ANP por meio de retenção de recebíveis da MODEC. Apesar desse impedimento, a Petrobras solicitou formalmente à contratada um posicionamento acerca do ressarcimento da multa paga. Em resposta, a Modec registrou seu posicionamento contrário ao pleito do ressarcimento. Em 24/05/2019, a Área Jurídica da Petrobras apresentou posicionamento no sentido de que a MODEC deu causa a sanção aplicada pela ANP e, de acordo com as disposições contratuais, possui a obrigação de ressarcir o valor pago pela Petrobras. Até a conclusão do presente relatório a Modec ainda não havia se posicionado a respeito do parecer técnico, estando, contudo, ainda no prazo para contestação. iii) No caso do convênio n.º 6000.0074452.12.4, celebrado com o Estado do Rio de Janeiro, através da Secretaria de Estado de Ambiente – SEA e do Instituto estadual do Ambiente – INEA, com a participação da Fundação BIO-RIO, para atendimento de condicionantes do Licenciamento Ambiental do COMPERJ, foi aplicada uma multa de R$ 25 milhões, contestada pela Petrobras por meio de defesa administrativa protocolada em 30/11/2018, requerendo a nulidade do processo e dos autos que o instruiu. Até o momento de conclusão deste relatório, a defesa encontrava-se em análise pelo órgão autuador e o processo administrativo pendente de decisão. Cabe registrar que, no convênio em tela, a Petrobras adotou tempestivamente as ações cabíveis em defesa de seus direitos.

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11. Ausência de padronização dos procedimentos a serem adotados para atribuição do ônus sancionatório a empresas contratadas que sejam responsáveis por incidentes de SMS.

O padrão diretriz DI-E17-00117-A - “ORIENTAÇÕES PARA O TRATAMENTO DE MULTAS ADMINISTRATIVAS E DE ENCARGOS TRIBUTÁRIOS E ADUANEIROS” estabelece orientações corporativas para o tratamento de multas. No contexto deste normativo não há orientações que disciplinem a conduta a ser adotada quando couber por parte da Petrobras a cobrança à contratada por multa a ela aplicada e que tenha sido a prestadora de serviço a responsável por dar causa ao incidente de SMS. Além do padrão diretriz, o processo de normatização é disciplinado por meio de procedimentos de processo (PP) e procedimentos de execução (PE), que podem ter abrangência corporativa ou serem aplicados a determinados segmentos da empresa. A análise deste conjunto normativo revela uma ausência de padronização que fragiliza a gestão dos procedimentos de imputação de responsabilidade por incidentes de SMS às empresas contratadas. Há diversos normativos elaborados sob a gestão de diferentes unidades de operações, sem indicação de uma coordenação integradora. Por consequência, observa-se a mesma matéria (p. ex.: tratamento de anomalias; autos de infração lavrados pela ANP) disciplinada com diferentes graus de detalhamento e procedimentos diversos, inclusive na área recursal, com risco de afetação da isonomia.

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12. Petrobras Distribuidora: Avaliação do Plano Diretor de Logística em Transportes e do Sistema Integrado de Gestão de Transporte.

Por meio das auditorias da CGU nº 201405543 e nº 201601944, a CGU avaliou a evolução de indicadores de desempenho e de eficiência da logística de transportes rodoviários da subsidiária Petrobras Distribuidora (BR) entre 2015 e 2018, considerando os impactos decorrentes da implantação do Sistema Integrado de Gestão de Transporte (SIG-T) e das diretrizes definidas no Plano Diretor de Logística – Módulo de Transportes (PDL-T). Informa-se que a BR não possui frota própria de caminhões para suas operações. A Companhia contrata empresas especializadas em transporte de combustíveis e derivados de petróleo para realizar as operações de coleta (junto aos produtores de biocombustíveis), transferência (entre refinarias e bases de distribuição) e distribuição (entregas aos postos e grandes clientes). O Plano Diretor de Logística – Módulo Transporte (PDL-T), aprovado pela Diretoria Executiva da BR em 2011, é o documento que, a partir do diagnóstico então formulado, relacionou uma série de oportunidades de melhoria a serem implementadas no âmbito da empresa para maior eficácia e eficiência na gestão da logística de transporte de combustíveis, tais como:

i. Incremento das contratações de transporte de longo prazo de 15% para 80% a 90%, reduzindo as contratações spot (contrato envolvendo compra pontual) e eliminando os contratos tácitos, estes caracterizados pela continuidade dos serviços prestados apesar do término das vigências contratuais;

ii. Desenvolvimento de Sistema Integrado de Gestão de Transporte (SIG-T), visando eliminar o retrabalho e as chances de erro, tornar a gestão dos contratos mais eficiente e permitir a consolidação e a análise de informações gerenciais;

iii. Aumento da segurança do transporte, com exigência para os frotistas de incremento nos investimentos de equipamentos: tecnologia embarcada para gestão de dados por telemetria; sistema de monitoramento e rastreamento eletrônico; sistema de freio com ABS; sistema de proteção das bocas de visita de tanques; proteções laterais do tanque; climatizador; etc.

iv. Exigência de redução do número de agregados (motorista autônomo proprietário de veículo sem vínculo empregatício com a transportadora) e de adesão ao Programa de Gerenciamento de Risco no Transporte, programa pelo qual os motoristas receberiam treinamento, avaliação psicológica, acompanhamento de sua jornada de trabalho, controle de velocidade, bem como avaliação dos riscos das principais rotas; e

v. Implantação de uma central de controle de frota, que monitoraria em tempo real as condições de atendimento da frota aos requisitos de logística, gerenciamento de risco e de segurança patrimonial.

O sistema informatizado SIG-T funciona de forma integrada com diversos outros sistemas da BR, incluído o sistema de gestão SAP ECC e SRM; sistema de e-

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procurement Petronect e de roteirização, além de subsistemas de rastreamento e monitoramento da frota, dentre outros. A avaliação qualitativa e quantitativa do PDL-T e SIG-T indica que após, a implantação do Plano e do SIG-T, ocorreram melhorias progressivas dos indicadores de desempenho e de SMS, apesar da ocorrência de externalidades, tais como maior competitividade do mercado de distribuição de combustíveis; greves de caminhoneiros em 2018; maior concorrência dos agentes distribuidores de combustíveis importados, além da retração do mercado consumidor nacional. A seguir apresentamos os principais destaques:

• Os relatórios nº 201405543 e 201601944 apontaram uma ocorrência relevante dos chamados “contratos tácitos”, que era a continuidade informal da prestação de serviços de transportes de terceiros à BR, mesmo após a expiração do contrato regular. Tal situação foi revertida no exercício de 2018, com todos os contratos regularizados;

• Em outra fragilidade encontrada, apontou-se que os contratos emergenciais e spot também ocorriam em participação expressiva no volume de contratações, contrariando uma das metas do PDL-T que previa a redução da participação destes contratos a cerca de 10% do total de contratações. Tais formatos de contratação são considerados de menor eficiência e mais caros do que os contratos de longo prazo. Em função de diversas medidas gerenciais, os contratos emergenciais e spots foram reduzidos de 3.034 em 2017 (participação de 81% das contratações) para 598 em 2018 (48% dos contratos firmados no mesmo período). A BR apontou que externalidades que afetaram o mercado consumidor (como a redução ou extinção de linhas de distribuição e criação de outras; greves no transporte; crescimento das distribuidoras de combustíveis importados) acabaram por afetar este indicador, impedindo o alcance da meta do PDL-T;

• Foi identificada alta frequência de modificação da Tabela de Limite de Competências (TLC), que define limites financeiros para alçadas decisórias na subsidiária, poderia dar causa a erros formais tais como a incorreta atribuição de responsabilidade nas operações comerciais e gerenciais. Esta fragilidade foi sanada com a formalização da critérios e periodicidade de revisão da TLC e da Matriz de Limites de Atuação (MLA), através do Padrão de Procedimentos PP-0BR-00335.

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13. Avaliação do Cumprimento das Recomendações da CGU. Procedeu-se à análise acerca da implementação, pela Petrobras, das 108 recomendações emitidas pela CGU nos relatórios de auditoria encaminhados até 31/12/2018 e que ainda não se encontravam atendidas até aquela data, além de uma recomendação adicional desdobrada em 2019 do Relatório de Auditoria n.º 201700994. O resultado da análise encontra-se consolidado no Quadro 1: Quadro 1 – Situação relativa às recomendações pendentes de atendimento em 31/12/2018 – posição em 25/10/2019

Situação Quantidade de Recomendações

% sobre total

Atendidas pela Petrobras 55 50,4

Ainda não atendidas pela Petrobras, com prazo inicial não expirado

01 0,9

Ainda não atendidas pela Petrobras, com prazo inicial já expirado (*)

40 36,7

Em análise pela CGU 13 12,0

Total 109 100,0

Fonte: Sistema Monitor. (*) Totalização inclui recomendações para as quais houve atendimento parcial.

Verifica-se, portanto, uma redução significativa (na ordem de 50%) do passivo de recomendações pendentes de atendimento ao longo do exercício de 2019. O Quadro 2 consolida e informa a distribuição dos motivos em relação ao grupo de recomendações ainda pendentes de atendimento pela Petrobras (37,6%): Quadro 2 – Motivações das pendências de atendimento – posição em 25/10/2019

Situação Quantidade de Recomendações

% sobre total

Prorrogação por necessidade de complemento de informações/providências

13 31,7

Prorrogação de prazo por solicitação da Companhia 21 51,2

Ausência de manifestação por parte da Companhia, porém ainda dentro do prazo estabelecido

01 2,4

Ausência de manifestação por parte da Companhia, apesar do prazo já vencido

06 14,7

Total 41 100,0

Fonte: Sistema Monitor.

As recomendações ainda pendentes de atendimento, parcial ou integral, bem como aquelas cujas providências informadas ainda se encontram sob análise da CGU, continuarão a ser monitoradas por meio do Plano de Providências Permanente – PPP, que passará a ser operacionalizado no Sistema e-Aud.

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14. Avaliação do Cumprimento das Determinações do TCU.

Conforme acordado no anexo da ata da reunião realizada em 21/03/2019 entre a Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura de Petróleo e Gás Natural – SeinfraPetroleo do Tribunal de Contas da União - TCU e a Diretoria de Auditoria de Estatais - DAE da Controladoria-Geral da União, procedeu-se a verificação do atendimento pela Petrobras de deliberações (determinações, recomendações e alertas) emitidas pelo TCU ao longo do período compreendido entre os exercícios de 2015 e 2018 (38 acórdãos neste exercício), desde que houvesse determinação expressa para manifestação do Controle Interno no relatório da auditoria anual de contas. De acordo com tal critério, não foram identificadas deliberações à Petrobras ao longo do referido período, com exceção do Acórdão n.º 2.746/2015 – Plenário, cujo desdobramento (instauração, conclusão e encaminhamento à CGU/SFC de tomada de contas especial acerca de evento nas obras de modernização da Refinaria Getúlio Vargas) já foi abordado e concluído na auditoria anual de contas referente ao exercício de 2017.

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15. Avaliação da Conformidade das Peças.

Procedeu-se à análise dos itens que compuseram o relatório de gestão e as demais peças do processo de contas da Petrobras, inseridos no sistema e-Contas, a partir da qual se verificou que a Companhia elaborou todas as peças demandadas conforme os normativos/orientações do TCU pertinentes ao exercício de 2018. Além disso, as referidas peças contemplaram os formatos e conteúdos obrigatórios estabelecidos, nos termos da Instrução Normativa TCU nº 63/2010, Decisão Normativa TCU nº 170/2018, Portaria TCU nº 369/2018 e orientações contidas no próprio sistema e-Contas, à exceção do relatório de gestão, que deixou de apresentar alguns conteúdos exigidos, dentre os quais destacamos: a) Informações sobre os resultados dos serviços da Ouvidoria e da Lei de Acesso a Informação - LAI (Lei 12.527/2011), bem como explicação sobre como a cultura, ética e valores refletem nos recursos e relações com partes interessadas; b) Informações sobre atuação da unidade de auditoria interna e mecanismos de transparência das informações relevantes sobre a atuação da unidade; c) Estrutura de gestão e controle de demandas judiciais; d) Informações no que tange a objetivos/metas/resultados, englobando o que segue:

• Avaliação equilibrada dos objetivos alcançados e do desempenho em relação às metas;

• Análise sobre até que ponto a UPC já alcançou seus objetivos estratégicos para o período e quais as expectativas para os próximos exercícios;

• Principais resultados, progresso em relação à meta estabelecida e impacto observado, com uso de indicadores (indicadores de desempenho quantificados e alinhados aos objetivos estratégicos);

• Causas/impedimentos para o alcance dos objetivos e medidas tomadas para enfrentamento (justificativas para o resultado e monitoramento de metas não alcançadas); e

• Relatório de análise de atendimento das metas e resultados para fins de atendimento ao disposto no art. 23, da Lei 13.303/2016.

e) Informações parciais ou integrais sobre a estratégia para alcance dos principais objetivos da UPC e planos de alocação de recursos para implementação dessa estratégia no exercício, assim como principais desafios e ações futuras, especificamente no que tange à:

• Gestão de Licitação e Contratos;

• Gestão Patrimonial e Infraestrutura;

• Gestão da Tecnologia da Informação; e

• Gestão de Custos.

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f) Informações de caráter geral:

• Atividades relacionadas à pesquisa e desenvolvimento;

• Depósitos judiciais e extrajudiciais;

• Indenizações a clientes no âmbito administrativo e judicial;

• Política de participação de empregados e administradores nos resultados da entidade;

• Contratos de publicidade e propaganda; e

• Avaliação dos reflexos da desoneração da folha de pagamento nos contratos com a Administração Pública Federal, conforme determinação constante nos itens 9.2 e 9.3 do Acordão 2.859/2013-TCU-Plenário (item 9.3 do Acórdão 671/2018 - TCU - Plenário, TC 013.515/2013-6).

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RECOMENDAÇÕES

1 – Adotar as medidas necessárias para o registro de informações e documentos que

demonstrem a integridade e transparência da captação de oportunidade que origina o

projeto de parceria estratégica, com destaque para os seguintes aspectos: i)

Apresentação do potencial parceiro pela Alta Administração à área técnica responsável

pela estruturação e condução do processo de parceria; ii) Indicação das razões de

escolha do potencial parceiro; e iii) Registro das principais interações para formulação

do MoU.

Achados nº 3 e 7

2 – Estabelecer metas e objetivos claros de curto e médio prazo no âmbito de

parcerias estratégicas, não se restringindo ao objetivo de longo prazo das atividades

conjuntas.

Achado n° 5

3 – Efetuar o acompanhamento das metas e objetivos, com registro estruturado e

prestação de contas periodicamente à Diretoria Executiva, no âmbito da atividade de

monitoramento e controle da execução dos contratos de parceria estratégica.

Achado n° 5

4 – Aprimorar o processo de priorização para apuração de denúncias, considerando,

como possível fator de risco, a vinculação da denúncia a processo decisório material

em curso.

Achado n° 6

5 – Incorporar, ao processo para justificativa de prorrogações de apuração de

denúncias de risco alto ou muito alto, a verificação sobre a existência de processo

decisório em curso na companhia que esteja relacionado à denúncia (explicitação de

riscos da prorrogação).

Achado n° 6

6 - Realizar um processo coordenado de revisão dos normativos que disciplinam os

procedimentos atinentes à gestão de incidentes de SMS, em especial no que concerne

aos aspectos de responsabilização de empresas contratadas.

Achado n° 11

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CONCLUSÃO

Com base nas análises realizadas, observa-se que algumas situações merecem uma especial atenção do gestor com o objetivo de que se implementem melhorias com base nas recomendações e apontamentos formulados no presente relatório e anexos.

Acerca das parcerias estratégicas, verificou-se que a etapa inicial dos projetos (denominada “Seleção de Oportunidades”) não permite identificar o responsável pela captação da oportunidade, conforme descrito nos Achados nº´s 3 e 7. Além disso, verificou-se que não há registro, na documentação do projeto, das principais interações realizadas com o possível parceiro até a celebração do Memorando de Entendimentos.

Em termos das parcerias estratégicas específicas, foi possível verificar no âmbito do Projeto Amarílis a necessidade de aprimoramento das atividades de monitoramento e controle, de forma a viabilizar o acompanhamento dos resultados da execução da parceria estratégica, conforme consta no Achado nº 5. Ademais, embora tenha ocorrido divulgação dos eventos que indicam a celebração e o avanço desta parceria estratégica, a identificação de uma denúncia referente ao projeto resultou na verificação de morosidade na apuração e consequente risco de indisponibilidade de informação útil ao processo decisório, conforme consta do Achado nº 6, demonstrando a necessidade de avaliação e aprimoramento da estrutura para o tratamento deste tipo de demanda. Já no Projeto Lótus, identificou-se a ausência da sua proposta de estruturação, bem como a ausência de alguns documentos previstos no padrão para implementação de parcerias estratégicas do Sistema Petrobras.

Com relação aos indicadores corporativos, verificou-se que aqueles associados à área de Segurança, Meio Ambiente e Saúde – SMS possuem atributos de validade e confiabilidade, associados ao processo de coleta e à comparabilidade com padrões da indústria, conforme registro no Achado nº 8.

Em relação às multas de SMS aplicadas à Petrobras, verifica-se a necessidade de uma maior padronização de procedimentos, mediante um processo de uniformização e consolidação das rotinas existentes, conforme relatado no Achado nº 11.

Quanto ao cumprimento das recomendações da CGU, o acompanhamento da evolução do Plano de Providências Permanente nos últimos 18 meses evidencia uma sensível redução no passivo de atendimentos, conforme relatado no Achado nº 13.

No que tange ao relatório de gestão, identificou-se a inexistência, conforme descrito no Achado nº 15, de diversos conteúdos previstos na normatização aplicável ao exercício de referência (2018).

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ANEXOS

I – MANIFESTAÇÃO DA UNIDADE EXAMINADA E ANÁLISE DA EQUIPE DE AUDITORIA

Achado nº 3

Parcerias Estratégicas sem rastreabilidade sobre: i) a forma de captação da oportunidade; ii) o registro das razões para a escolha do potencial parceiro pela Alta Administração da Petrobras; e iii) as interações para modelagem do Memorando de Entendimentos.

Manifestação da Unidade Examinada

A Unidade PORTFOLIO/CADROE da Petrobras apresentou a manifestação a seguir, encaminhada por meio da Carta AUDITORIA/PAE 0043/2019, de 08/10/2019:

Conforme já esclarecido à CGU, anteriormente, a escolha inicial de potencial parceiro estratégico para a Companhia, nos termos do item 2.2 do Padrão para Implementação de Parcerias Estratégicas do Sistema Petrobras (Padrão), se dá através da identificação de oportunidades de negócios pelos Diretores Executivos da Petrobras, os quais possuem a competência para tanto.

A identificação de potencial parceiro estratégico pode ocorrer de diversas formas, especialmente em razão dos Diretores representarem a Companhia em eventos nacionais e internacionais da indústria de petróleo e gás, nos quais se verifica a presença dos mais diversos representantes de empresas conceituadas nesse segmento de mercado. Assim, nesses tipos de eventos, é natural que surjam discussões em busca de oportunidades para o desenvolvimento de negócios.

A forma de governança utilizada pela Companhia para tomada de decisão se dá, em regra, com o suporte das áreas de negócios para que a alta administração defina as estratégias a seguir. Portanto, no caso das parcerias estratégicas, após identificado um potencial parceiro estratégico para a Petrobras, por um de seus Diretores, as áreas internas iniciam estudos para verificar a viabilidade da parceria, através da análise dos documentos pertinentes que compõem os DIPs relativos a cada projeto, a partir da proposição de celebração de MOU, conforme item 3.4.1 do citado Padrão.

A celebração do MOU representa o marco zero (Portão 0) do projeto de parceria estratégica e, reitera-se que os MOUs celebrados no âmbito de parcerias estratégicas não criam obrigação de celebrar quaisquer negócios jurídicos entre as partes, mas tão somente estabelecem a intenção de estudar potenciais negócios futuros. Somente se confirmados os fatores incialmente determinantes para a parceria estratégica, firma-se o contrato de parceria.

Portanto, reforçamos que todas as fases da potencial parceria estratégica que resultam em tomada de decisão são documentadas e aprovadas

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conforme previsto no Padrão. Inverter essa lógica de tomada de decisão que é adotada pela Companhia, pode vir a subverter a própria governança utilizada pela Petrobras em seus negócios.

Neste sentido, e visando tornar o Padrão mais claro quanto à essa lógica de governança, a Petrobras sugere que sejam realizados ajustes no citado normativo, excluindo-se, por exemplo, a palavra 'seleção', constante do item 2.2.1 do Padrão, já que pode denotar que é realizado um processo seletivo de potenciais parceiros. O que não ocorre, nem faz sentido que ocorra. Sugere-se que passe a constar a palavra 'verificação'.

Uma segunda sugestão se refere ao item 2.2.3 do Padrão, substituindo-se a expressão "antes da Fase 1" por "antes do Portão 1 ", de forma consentânea com a lógica do próprio padrão, que reflete o fato de que o MOU é sempre um documento preliminar, só sendo possível mapear as informações mencionadas no item 2.2.3 do padrão após a celebração do MOU, momento no qual inicia-se a Fase 1, destinada à estruturação do Projeto.

Por meio da Carta AUDITORIA/PAE 0046/2019, a Petrobras apresentou suas manifestações finais em relação ao conteúdo deste achado no relatório preliminar:

i) Apresentação do potencial parceiro pela Alta Administração à área técnica responsável pela estruturação e condução do processo de parceria;

Resposta das Unidades PORTFOLIO/CADROE e ESTRATEGIA/EMN:

As gerências ESTRATÉGIA e PORTFÓLIO estão avaliando mecanismos para o registro das interações a avaliações implementadas para a definição de um potencial parceiro estratégico, de forma aderente às estratégias da Companhia. A previsão é que tais mecanismos sejam complementares e aderentes ao atual Padrão para Implementação de Parcerias Estratégicas, e que estejam aprovados e publicados no primeiro semestre de 2020.

ii) Indicação das razões de escolha do potencial parceiro;

Resposta das Unidades PORTFÓLIO e ESTRATÉGIA: A indicação de potenciais parceiros seguirá uma metodologia, descrita nos mecanismos em avaliação, e será lastreada nas iniciativas estratégicas para garantir aderência ao Plano Estratégico da Companhia.

iii) Registro das principais interações para formulação do MoU:


Está sendo avaliada a melhor forma de documentar a fase de Prospecção. Os requisitos de documentação serão previstos na metodologia complementar mencionada no item (i) acima.

Análise da Equipe de Auditoria

Entende-se a captação da oportunidade como o marco inicial de uma potencial parceria estratégica, pois a celebração do Memorando de Entendimentos (MoU) materializa a intenção de avaliar, conjuntamente, possíveis projetos e atividades que possam ser realizados com sinergia pelas empresas, mas nesse estágio já houve a

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escolha da empresa a ser avaliada pela área técnica, restringindo o universo de empresas a um elemento.

Uma vez que a identificação é atribuição da alta administração e pode ser realizada por um ou mais diretores, a rastreabilidade do processo requer que seja possível visualizar quem captou a oportunidade de negócios, ao passo que o registro dos atos iniciais para a parceria estratégica pela alta administração apenas formalizará o ato de identificação do potencial parceiro, não se constituindo em decisão de contratação.

Apenas a partir da indicação de uma empresa que inicia a avaliação pela equipe técnica em relação às possibilidades de negócio e à situação de inexigibilidade, que se materializará ao longo do projeto. Dessa forma, a equipe técnica atua focada em uma empresa e nas possibilidades de sinergia e não observando um amplo cenário com diversidade de potenciais parceiros.

Então, como aprimoramento do processo de celebração de parceiras estratégicas, faz-se necessária a formalização do responsável pela captação de oportunidades de negócio para apresentar uma empresa como potencial parceira estratégica, com um breve histórico sobre o surgimento da oportunidade e a informação sobre as características que se configuram como fatores potencialmente determinantes para a atuação conjunta.

Tal formalização não requer manifestação da potencial parceira e permite a rastreabilidade dos eventos iniciais, além de constituir o ato inicial para demandar a atuação da equipe técnica, que fará os estudos e avaliações necessários para instrumentalizar a tomada de decisão no portão 0, que é a aprovação para a celebração de Memorando de Entendimentos (MoU).

Por fim, entende-se que a formalização pela alta administração dos atos iniciais para a captação da oportunidade de negócio não se configura como inversão da lógica de tomada de decisão adotada pela Companhia, uma vez que, na prática, já ocorre a escolha de uma empresa como potencial parceira pela alta administração, no entanto, este ato não é devidamente formalizado, com prejuízo à rastreabilidade do processo.

As manifestações finais encaminhadas em função do conteúdo do relatório preliminar para este achado são no sentido de concordância e indicam as providências que serão adotadas para o atendimento da recomendação emitida.

Achado nº 4

Fragilidade dos registros de acompanhamento e controle em projetos de parceria estratégica prejudicando a rastreabilidade das ações de monitoramento.


A Unidade PORTFOLIO/CADROE da Petrobras apresentou a manifestação a seguir, encaminhada por meio da Carta AUDITORIA/PAE 0043/2019, de 08/10/2019:

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A Petrobras informa que já realizou as devidas correções necessárias de forma que todas as Reuniões de Análise Crítica (RAC's) possuem suas atas devidamente elaboradas e registradas, bem como, em anexo às atas constam as apresentações realizadas para a alta administração da companhia.

Nesse ponto cabe ressaltar que nas atas de RAC's constam as orientações da alta administração que são repassadas às páreas de negócios, constando nas apresentações anexas todas as informações relativas aos projetos de parceria estratégica.

Especificamente sobre as RACs que trataram de projetos de parceria estratégica, disponibilizamos no sistema iDeals os extratos de duas atas das reuniões e os extratos das apresentações realizadas, os quais demonstram o atendimento da companhia das questões levantadas pela CGU.

No documento intitulado "Ata de Reunião. RAC de Aquisições e Desinvestimentos de RGN_", observa-se no item 1 (fls. 3) a menção expressa de que a apresentação anexa é parte integrante da respectiva ata, bem como, da leitura dos slides da apresentação verifica-se que os projetos são reportados de forma individualizada e detalhada.

A título de exemplo, destacamos o detalhamento das parcerias estratégicas do Projeto Lotus (às fls 15) e do Projeto Amarílis (às fls 17), no qual é exposta a situação atual e os próximos passos de cada um dos projetos.

No documento intitulado "Ata de reunião. Reunião de Análise Crítica - Projetos de Parcerias e Desinvestimentos de EP _ ': também destacamos que em seu item 1 (fls 3) há a menção expressa de que a apresentação anexa é parte integrante da respectiva ata, bem como, da leitura dos slides da apresentação também se verifica que os projetos são reportados de forma individualizada e detalhada.

Desta forma, como pode ser observado das Atas de RAC anexadas, os projetos de desinvestimento são devidamente reportados detalhadamente aos respectivos Diretores de RGN e E&P, entendendo a Petrobras estar agindo de acordo com as práticas orientadas pela CGU, no presente Registro 2.


A partir da manifestação apresentada e dos documentos encaminhados, foi possível verificar que a Petrobras avançou no registro das atas, com maior detalhamento em relação aos projetos tratados a cada reunião e tendo a apresentação sobre cada projeto como peça integrante da ata, de forma que a evolução dos projetos esteja registrada em documento único.

Achado nº 5

Ausência da aprovação de metas de curto e médio prazo na parceria estratégica decorrente do Projeto Amarílis, inviabilizando a atividade de monitoramento e controle e a identificação de resultados intermediários da parceria estratégica.

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" Informações suprimidas por solicitação da Unidade Examinada, em função de sigilo, na forma dos Artigos 8º, § 3º, inciso III, art. 11, inciso III, e 17 da Resolução-TCU nº 294/2018, 85, § 2º, 86, §§ 4º e 5º, da Lei nº 13.303/2016, 46 do Decreto nº 8.945/2016, 5º, §§ 1º e 2º, do Decreto 7.724/2012 e 170 da Constituição Federal.”







45

" Informações suprimidas por solicitação da Unidade Examinada, em função de sigilo, na forma dos Artigos 8º, § 3º, inciso III, art. 11, inciso III, e 17 da Resolução-TCU nº 294/2018, 85, § 2º, 86, §§ 4º e 5º, da Lei nº 13.303/2016, 46 do Decreto nº 8.945/2016, 5º, §§ 1º e 2º, do Decreto 7.724/2012 e 170 da Constituição Federal.” " Informações suprimidas por solicitação da Unidade Examinada, em função de sigilo, na forma dos Artigos 8º, § 3º, inciso III, art. 11, inciso III, e 17 da Resolução-TCU nº 294/2018, 85, § 2º, 86, §§ 4º e 5º, da Lei nº 13.303/2016, 46 do Decreto nº 8.945/2016, 5º, §§ 1º e 2º, do Decreto 7.724/2012 e 170 da Constituição Federal.” " Informações suprimidas por solicitação da Unidade Examinada, em função de sigilo, na forma dos Artigos 8º, § 3º, inciso III, art. 11, inciso III, e 17 da Resolução-TCU nº 294/2018, 85, § 2º, 86, §§ 4º e 5º, da Lei nº 13.303/2016, 46 do Decreto nº 8.945/2016, 5º, §§ 1º e 2º, do Decreto 7.724/2012 e 170 da Constituição Federal.” " Informações suprimidas por solicitação da Unidade Examinada, em função de sigilo, na forma dos Artigos 8º, § 3º, inciso III, art. 11, inciso III, e 17 da Resolução-TCU nº 294/2018, 85, § 2º, 86, §§ 4º e 5º, da Lei nº 13.303/2016, 46 do Decreto nº 8.945/2016, 5º, §§ 1º e 2º, do Decreto 7.724/2012 e 170 da Constituição Federal.” " Informações suprimidas por solicitação da Unidade Examinada, em função de sigilo, na forma dos Artigos 8º, § 3º, inciso III, art. 11, inciso III, e 17 da Resolução-TCU nº 294/2018, 85, § 2º, 86, §§ 4º e 5º, da Lei nº 13.303/2016, 46 do Decreto nº 8.945/2016, 5º, §§ 1º e 2º, do Decreto 7.724/2012 e 170 da Constituição Federal.” " Informações suprimidas por solicitação da Unidade Examinada, em função de sigilo, na forma dos Artigos 8º, § 3º, inciso III, art. 11, inciso III, e 17 da Resolução-TCU nº 294/2018, 85, § 2º, 86, §§ 4º e 5º, da Lei nº 13.303/2016, 46 do Decreto nº 8.945/2016, 5º, §§ 1º e 2º, do Decreto 7.724/2012 e 170 da Constituição Federal.”



A partir de 2020 está prevista a estruturação de uma gerência de Gestão Estratégica de Parcerias na Estratégia que terá como uma das suas atribuições o estabelecimento de metas e objetivos claros para cada uma das parcerias com acompanhamento periódico e o mesmo estará previsto no bojo da iniciativa estratégica de parcerias prevista no Plano Estratégico 2020-24. Propõe-se que o atual Padrão de Implementação de Parcerias Estratégicas preveja, onde couber, que dos já denominados "Acordos Estratégicos" deverão constar previsões que estabeleçam planejamento e cronograma visando a sua implementação.

Resposta da Área de Exploração e Produção: Encaminhamos a apresentação feita no dia 13/11/2019, no arquivo "ParceriaEstrategicaRoncador_Recomendacao3.pptx", realizada pela Unidade UO-ES, contendo o plano de ação. Conforme acordado na reunião

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de Busca Conjunta de Soluções, seguem, no arquivo "Evidencias - Recomendação 3.zip" as evidências das reuniões de acompanhamento do STAA que foram apresentadas, bem como o planejamento de ações para os próximos 180 dias.

1) Subcomitê do STAA de 26 de Setembro de 2019;

2) Reunião do Nível Tático com o Gerentes Executivos em 09 de Outubro de 2019;

3) Subcomitê do STAA de 30 de Outubro de 2019;

4) Calendário de Reuniões ( 2019 e 2020).


A manifestação apresentada pela área de E&P da Petrobras indica medidas em implementação para a definição de metas intermediárias, voltadas para o atingimento do objetivo principal de aumento do fator de recuperação, além de informar sobre a participação da Diretoria de E&P e do compromisso em realizar apresentação para a Diretoria Executiva da empresa até dezembro/2019.

Assim, tem-se que as medidas para o estabelecimento de metas intermediárias e, consequentemente, o efetivo implemento da atividade de monitoramento e controle está em estruturação, ao passo que a parceria caminha.

Ressalta-se a importância de parâmetros objetivos, não obstante a possibilidade de revisão ou justificativa para desempenhos diferentes do planejado.

Dessa forma, entende-se ser cabível o registro formal de metas e informações sobre o desempenho correspondente, de forma a permitir a observação dos resultados intermediários e a validação da implementação de esforços voltados para o atingimento do objetivo principal a cada parceria estratégica.


Achado nº 6

Morosidade na apuração de denúncia relativa ao Projeto Amarílis, com resposta ao denunciante 499 dias após o registro.


A INC/ACORP da Petrobras apresentou a manifestação a seguir, encaminhada por meio da Carta AUDITORIA/PAE 0043/2019, de 08/10/2019:

Registramos que a apuração ocorreu em tempo compatível com a complexidade do caso, considerando 221 dias entre o início e término dos

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procedimentos de admissibilidade, planejamento, coleta de dados, exame, entrevistas e conclusão por meio da emissão de relatório final.

De fato, houve período de espera que antecedeu à apuração, decorrente do elevado número de investigações concomitantes, sobretudo em decorrência do acúmulo de denúncias recebidas pela empresa em período que sucedeu a operação lava jato, o que vem ocorrendo até a presente data com sucessivas fases que envolvem a Petrobras.

Enfatizamos que as ações de adequação da estrutura já foram adotadas, conforme a seguir:

a) Aumento das vagas para a área de apuração

b) Realização de Concurso público com admissão de 58 empregados para atuar na área de apuração.

c) Treinamento da equipe de novos empregados para atuar na atividade.

Cumpre esclarecer que as mencionadas ações resultaram exitosas, quanto ao elevado número de pendências de investigação, que passou de 1.764 em 30/06/17 para 445, em 30/09/2019, conforme figura 1.

Figura 1: Evolução do estoque de denúncias

A mencionada redução permitiu, inclusive, sensível melhora na qualidade desse estoque, sobretudo no tocante a investigações de alto e muito alto risco, atualmente em quantidade já aceitável, sem novas ocorrências de espera de equipe, conforme figura 2.

Figura 2: Estoque de denúncias detalhado por Status e Risco

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Esclarecemos que as ações corretivas não são sentidas, no presente caso, imediatamente após sua adoção. A exemplo da investigação objeto desses comentários, o tempo dispendido nos exames de dados, que não são poucos, é elevado, o que não permite solucionar de pronto todo o conjunto de investigações pendentes. Isso ocorre ao longo do tempo, a medida que as investigações vão encerrando e em volume menor às novas demandas, como demonstrou o gráfico acima.

Portanto, entendemos que todas as ações necessárias para eliminar o estoque de investigações foram adotadas. No tocante ao prazo de atendimento, este voltará, até dezembro de 2019, ao ideal, sem que ocorra a indesejável espera por indisponibilidade imediata de equipe, causa raiz dos apontamentos desse órgão fiscalizador.


A Petrobras informa que providenciará, em articulação com a Ouvidoria-Geral, a alteração no padrão corporativo que trata do tema, de forma a atender ao acordado na Reunião de Busca Conjunta de Soluções.


Em relação à estrutura para tratamento e apuração de denúncias, a manifestação da equipe da INC/ACORP da Petrobras apresenta informações indicando a redução do estoque de protocolos pendentes de apuração, com um estoque de 445 pendências de investigação em outubro/2019, além da sinalização de que o prazo de atendimento voltará ao ideal em dezembro/2019, porém sem indicar qual seria o prazo ideal.

Considera-se que a quantidade de pendências de apuração teve uma significativa redução, não obstante o estoque de 445 protocolos permanecer como um número elevado.

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Deve-se registrar que as informações apresentadas pela Petrobras não permitem visualizar o tempo envolvido para o completo tratamento de denúncias, com parâmetros relacionados à complexidade e à classificação de risco. Assim, não foi possível visualizar se a redução no estoque também refletiu em melhora no tempo de atendimento.

Especificamente no caso indicado, objeto do protocolo nº 8963/2017, a manifestação apresentada pela equipe da INC/ACORP da Petrobras indicou o prazo de 221 dias para apuração como adequado, considerando-se a complexidade da investigação. Sobre tal aspecto, não foi possível a avaliação de compatibilidade do tempo, uma vez que não a documentação referente à apuração não foi disponibilizada. Ressalta-se como excessivo o prazo de 449 dias para resposta ao denunciante, uma vez que o tempo envolve todo o processo de tratamento da demanda.

Tendo em vista a manifestação apresentada e o fato identificado na presente atividade de auditoria, convém destacar a ausência de normativos, rotinas ou análise gerencial que indique parâmetros de prazo para as diversas etapas envolvidas no procedimento de registro de denúncia, classificação de risco, planejamento, apuração e resposta ao demandante, o que indica uma fragilidade no procedimento de tratamento de demandas.

Dessa forma, entende-se que a estruturação do procedimento de análise e apuração de denúncias requer, ainda, aprimoramento normativo com o estabelecimento de prazos para as etapas do procedimento de tratamento de demandas, além de acompanhamento gerencial da observância desses prazos e reporte periódico à alta administração da empresa, considerando envolver a gestão de riscos, a governança e o relacionamento com partes interessadas da Petrobras.

Em relação às manifestações finais, a Petrobras concorda com o conteúdo este achado de auditoria e adotará as alterações normativas necessárias ao atendimento das Recomendações n.º´s 4 e 5 do presente relatório.

Achado nº 7

Fragilidades identificadas no projeto de parceria estratégica denominado Lótus.


Mediante a Carta AUDITORIA/PAE 0041/2019, de 30/09/2019, foram apresentadas as manifestações da Petrobras acerca das fragilidades identificadas no que tange ao Projeto Lótus, conforme registrado em sequência:

Fazemos referência à Solicitação de Auditoria nº 201902225/15, no âmbito da auditoria anual de contas - exercício 2018, por meio da qual a CGU encaminha registro elaborado pela equipe de auditoria e solicita a manifestação da Petrobras para cada item apontado no citado registro.

Nesse sentido, apresentamos resposta para as questões atinentes à Gerência Executiva de Gestão de Portfólio.

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a) Inexistência de diretrizes provenientes da Alta Administração para estruturação do projeto de parceria estratégica: Analisou-se o Padrão SINPEP PP-1 PBR-00377 em sua versão original e em sua revisão "A", vigente à época da chegada do projeto ao portão 1, de forma a se poder verificar a existência dos documentos previstos até o estágio em que se encontra o projeto. Sob esse particular, identificamos algumas lacunas importantes, cabendo destacar a ausência da proposta de estruturação do projeto de parceria estratégica, indicando as finalidades e negócios pretendidos, a ser submetida à Diretoria Executiva da Petrobras por parte dos Diretores da(s) Área(s) de Negócios Vinculada(s) e o Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, conforme previsto no item 3.4.1 da referida norma em sua versão original. Adicionalmente, previa o item 2.2 da versão original, a competência dos Diretores Executivos da Petrobras para a identificação de oportunidades de negócios para a formação de parcerias estratégicas. Sob esse prisma, a submissão da proposta em comento provindo de diretores da Companhia, para a sua Diretoria Executiva, viria ao encontro da premissa de a matéria ter início na Alta Administração. Não foi apresentada justificativa para essa lacuna, por parte da Petrobras, apesar de a referida proposta de estruturação não ter sido encaminhada, em resposta ao subitem "b" do item 8 da Solicitação de Auditoria nº 201902225/07.

Resposta: Esclarecemos que, conforme mencionado no documento "Comunicado de Decisão da Diretoria Executiva'', elaborado pela Secretaria-Geral da Petrobras e encaminhado à CGU em atendimento ao item 8 da Solicitação de Auditoria nº 201902225/07, a Diretoria Executiva decidiu pela aprovação da proposição formulada no DIP A&D 229/2017, o qual solicitou a autorização para assinatura de memorando de entendimentos - MoU. Já no que diz respeito à suposta "ausência da proposta de estruturação do projeto de parceria estratégica, indicando as finalidades e negócios pretendidos", temos a informar que essa proposta não constitui um documento apartado, mas corresponde ao texto do próprio DIP A&D 229/2017, o qual: (i) aponta como motivação para celebração do MoU, dentre outros aspectos, o próprio plano de negócios da Petrobras 2017-21, que tem como um dos seus pilares "reduzir o risco da Petrobras na atuação em E&P, Refino, Transporte, Logística, Distribuição e comercialização por meio de parcerias e desinvestimentos."; (ii) descreve as razões técnicas que levaram à escolha da CNPC como potencial parceria estratégica, sublinhado suas qualificações; (iii) identifica a intenção da companhia de buscar parceiros para os projetos de refino, em especial RNEST e COMPERJ; (iv) assinala a intenção da companhia em concentrar suas atividades de E&P em águas profundas e ultraprofundas por meio de parcerias estratégicas como forma de aumentar o potencial de produção na Bacia de Campos; (v) esclarece que o MoU não obriga as companhias concluir quaisquer projetos; (vi) apresenta a ilustração das fases de um projeto de parceria estratégica e (vii) destaca que o escopo do MoU é, então, intencionalmente abrangente. Nesse sentido, vale destacar, em especial, os itens 12 e 12.1 do mencionado DIP:

"12. O escopo do MoU abrange estudos, avaliação, identificação e desenvolvimento de oportunidades de negócio envolvendo ativos no Brasil e/ou no exterior, que possam necessitar de investimentos materiais, podendo ainda envolver a cooperação nos segmentos de upstream e downstream, fabricação de equipamentos, serviços tecnológicos do petróleo, serviços de engenharia e construção e potencial estruturação de financiamento, em que a CNPC possua expertise ou vantagem, no âmbito de uma parceria estratégica construtiva. 12.1. Cabe destacar que além dos projetos principais destacados no PNG 2017-2021 da Petrobras, há outras oportunidades de parceria que podem atender ao interesse das duas

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companhias e, portanto, o MoU foi negociado de maneira abrangente." (grifei)

Dessa forma, ao ser aprovada a celebração do MoU, a Diretoria Executiva demonstra que está de acordo com a proposta de estruturação que, reitera-se, dispõe sobre as “finalidades do negócio pretendido” como determina o padrão, optando intencionalmente por um escopo abrangente, conforme disposto no próprio corpo do DIP A&D 229/2017 e seus anexos, submetido à decisão do colegiado. Outrossim, registramos que a estruturação propriamente dita ocorre somente na fase seguinte, ou seja, no Portão 1, momento em que alguns estudos já foram desenvolvidos e as potenciais parceiras dispõem de mais informações para o desenvolvimento do projeto.

b) Não apresentação de documentos previstos no Padrão SINPEP PP-1PBR-00377 em sua versão A: Conforme já registrado no item "a", não foram identificados alguns documentos cuja elaboração/apresentação encontrava-se prevista até o estágio atual do projeto, quais sejam:

i) Proposta de estruturação do projeto de parceria estratégica, já mencionada no item "b".

Resposta: Fazemos referência à resposta do item acima, no sentido de que a proposta de estruturação é o próprio DIP A&D 229/2017 e seus anexos, apreciado pela Diretoria Executiva na aprovação de assinatura do MoU.

Outrossim, considerando que o Relatório de Estruturação é submetido à Diretoria Executiva no momento da aprovação do Portão 1, interpretamos, inicialmente, que a disponibilização desse relatório e seus anexos seria o documento adequado ao atendimento do item 8.b da Solicitação de Auditoria 201902225/07. De toda forma, o DIP A&D 229/2017 e seus anexos foram disponibilizados para atendimento ao item 8.a da citada solicitação, no Comunicado de Decisão da Diretoria Executiva.

ii) DIPs encaminhados por A&D à(s) Área(s) de Negócios Vinculadas(s) e à Controladoria, comunicando a aprovação da assinatura do MoU, conforme disposto no item 2.6 da versão A do padrão em comento. Tais DIPs são mencionados nos itens 8.2, 8.4 e 8.8 da versão A, como ponto de partida para, respectivamente, designação do Grupo do Projeto, constituição da Comissão de Negociação de Parceria, e início do planejamento e da preparação da empresa/ativo para a parceria estratégica. Também não foi apresentada justificativa para a inexistência desses documentos, por parte da Petrobras.

Resposta: Esclarecemos que a comunicação de aprovação da assinatura do MoU ocorreu por meio do Comunicado de Decisão da Diretoria Executiva e dos DIPs de Constituição do grupo do projeto (anexo 07 do DIP A&D 245/2018, encaminhado à CGU em atendimento ao "item d" do Ofício nº 10498/2019), sendo certo que o objetivo de comunicação, prevista no item 2.6 da versão A do padrão, foi plenamente atingido.

iii) Carta de Solicitação de Confirmação de Interesse e Carta de Confirmação de Interesse, previstas nos itens 8.16 a 8.18 da versão A do padrão.

A esse respeito, emitiu a Companhia os seguintes esclarecimentos:

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"A demonstração de interesse ocorreu por meio da assinatura do HoA, em junho de 2018. Esclarecemos que, após a assinatura do MoU, em julho de 2017, e avançando nas tratativas com a CNPC, ainda de modo não vinculante, com objetivo de formalizar a definição dos ativos e detalhar o escopo da parceria, assim como aprofundar o detalhamento do modelo de Downstream e continuar discutindo a estruturação da parceria estratégica, os potenciais acordos estratégicos, a preparação dos ativos/empresas para a parceria e a potencial estruturação de financiamento para o término da construção da Refinaria Trem 1 do COMPERJ, as empresas assinaram o Heads of Agreement (HoA) em 29/06/2018, com prazo de 12 meses.

Considerando que o HoA demonstrou o interesse tanto da CNPC quanto da Petrobras em prosseguir com as discussões no âmbito do Projeto Lotus, esse documento substituiu a Carta de Solicitação de Confirmação de Interesse e a Carta de Confirmação de Interesse, ambas previstas nos itens 8.16 e seguintes do Padrão."

Apesar da argumentação de fungibilidade entre as referidas cartas e o documento HoA, não há evidências de que este último tenha sido submetido à apreciação da área jurídica da Companhia, conforme seria exigido para a Carta de Solicitação de Confirmação de Interesse, de acordo com o item 8.16.1 do Padrão SINPEP PP1 PBR-00377-A.

Resposta: Para atendimento do presente item, disponibilizamos no sistema iDeals as análises jurídicas sobre o HoA, evidenciando a apreciação pelo Jurídico da Petrobras. Cabe salientar que as análises jurídicas foram citadas no DIP A&D 154/2018, encaminhado à CGU como anexo 04 do DIP A&D 245/2018, em atendimento ao "item d" do Ofício nº 10498/2019.

iv) Anexos ao Relatório de Estruturação:

- Comunicado de Decisão de Diretoria Executiva que aprovou a celebração do MoU;

- DIP de constituição do Grupo do Projeto e da Comissão de Negociação de Parceria;

- Termo de Confidencialidade, assinado por todos os empregados envolvidos; e

- Análise da Carta de Confirmação de Interesse.

Resposta: De fato os documentos relacionados acima não constam como anexos do Relatório de Estruturação, porém, entendemos importante frisar a existência de tais documentos e análises, conforme demonstrado a seguir:

- Comunicado de Decisão de Diretoria Executiva que aprovou a celebração do MoU; encaminhado à CGU em atendimento ao item 8 da Solicitação de Auditoria nº 201902225/07.

- DIP de constituição do Grupo do Projeto e da Comissão de Negociação de Parceria: os referidos DIPS constam como anexos 07 e 08 do DIP A&D 245/2018, encaminhado à CGU em atendimento ao "item d" do Ofício nº 10498/2019. O DIP A&D 245/2018 submeteu proposta de aprovação da estruturação do projeto, conforme o relatório de estruturação (Portão 1 ),

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de autorização para assinatura do lntegrated Project Business Model Agrement - IPBMA e da necessidade de realização de estudos para o encaminhamento do Portão 2.

- Termo de Confidencialidade, assinado por todos os empregados envolvidos: o Termo de Confidencialidade consta como anexo 09 do DIP A&D 245/2018, encaminhado à CGU em atendimento ao "item d" do Ofício nº 10498/2019.

- Análise da Carta de Confirmação de Interesse: A análise do HoA, que substituiu a Carta de Confirmação de Interesse foi realizada no DIP A&D 154/2018, o qual contém tópicos específicos, a partir do item 18 do DIP, sobre "Motivações para a assinatura do HoA" e "Negociação".


i) Apresentação do potencial parceiro pela Alta Administração à área técnica responsável pela estruturação e condução do processo de parceria;


As gerências ESTRATÉGIA e PORTFÓLIO estão avaliando mecanismos para o registro das interações a avaliações implementadas para a definição de um potencial parceiro estratégico, de forma aderente às estratégias da Companhia. A previsão é que tais mecanismos sejam complementares e aderentes ao atual Padrão para Implementação de Parcerias Estratégicas, e que estejam aprovados e publicados no primeiro semestre de 2020.

ii) Indicação das razões de escolha do potencial parceiro;

Resposta das Unidades PORTFÓLIO e ESTRATÉGIA: A indicação de potenciais parceiros seguirá uma metodologia, descrita nos mecanismos em avaliação, e será lastreada nas iniciativas estratégicas para garantir aderência ao Plano Estratégico da Companhia.

iii) Registro das principais interações para formulação do MoU:


Está sendo avaliada a melhor forma de documentar a fase de Prospecção. Os requisitos de documentação serão previstos na metodologia complementar mencionada no item (i) acima.


A presente análise é apresentada remetendo aos itens/subitens da manifestação da Petrobras:

a) O fato mencionado neste subitem, repisando, diz respeito à inexistência da proposta de estruturação do projeto de parceria estratégica, indicando as finalidades e negócios pretendidos, proveniente dos Diretores da(s) Área(s) de Negócios Vinculada(s) e do Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, a ser submetida à Diretoria

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Executiva da Petrobras, conforme previsto no item 3.4.1 do Padrão SINPEP PP-1 PBR-00377, em sua versão original.

A manifestação apresentada retrucou com menção ao DIP A&D 229/2017, o qual, encaminhado a três diretores da Companhia, solicitou a autorização para assinatura do memorando de entendimentos – MoU. Tal DIP proveio da Gerente Executiva de Aquisições e Desinvestimentos, do Gerente Geral de Gestão Integrada de Ativos de Exploração e Produção e do Gerente Geral de Programa de Reestruturação de Negócios de RTC, ou seja, não se originou no âmbito da Diretoria Executiva.

Ademais, o MoU não se trata de um documento inicial, pois sua aprovação ocorre já ao final da etapa de seleção de oportunidades, mais precisamente no denominado “portão 0”, que constitui a passagem para a Fase 1 – Estruturação, de planejamento do projeto.

Dessa forma, o aludido DIP não deve ser confundido com a proposta requerida no item 3.4.1 do padrão mencionado, pois caracteriza um documento dirigido à Diretoria Executiva e não dela proveniente, e, segundo, já objetiva a autorização para assinatura do MoU, apresentando as características gerais do projeto, como se o mesmo ainda não houvesse sido tratado no âmbito da mesma diretoria.

b.I) Cabem as mesmas considerações do subitem “a”.

b.II) A resposta encaminhada não contempla os DIPs requeridos por meio do item 2.6 da versão do Padrão SINPEP PP-1 PBR-00377 vigente à época. Não obstante a falha formal, registre-se, em aquiescência à manifestação da companhia, que os referidos DIPs apenas encaminhariam o próprio Comunicado de Decisão da Diretoria Executiva (sobre aprovação do MOU). Note-se, ainda, que o Comunicado inclui a cientificação das áreas de negócio (DRGN e DE&P), conforme requeria o item 8.8 do padrão; e que os itens 8.2 e 8.4, que também fazem referência ao item 2.6, abordam tratativas da própria A&D. O único encaminhamento não explicitamente realizado no Comunicado foi para a Controladoria, conforme previsão do item 7.1 do padrão, contudo houve encaminhamento para a DFINRI, diretoria a que a Controladoria é vinculada. Aponte-se, finalmente, que em consequência do encaminhamento a Controladoria elaborou a Estimativa Preliminar de Valor como peça do Relatório de Estruturação, como prevê o item 7.1 do padrão.

b.III) As ponderações da Petrobras foram acatadas.

b.IV) Em que pese a manifestação apresentada, o apontamento da auditoria foi no sentido dos documentos não terem sido, explicitamente, inseridos como anexos previstos do Relatório de Estruturação. Dessa forma, a mera existência desses documentos não supriria a falha registrada, ainda que tenham sido apresentados no Portão 1 em conjunto com o Relatório de Estruturação. Registre-se que a não inclusão dos documentos como anexos traz o risco de que estes não sejam analisados pelos decisores, em atos posteriores, caso o Relatório seja enviado isoladamente. O Achado foi modificado para explicitar este risco, cujo impacto, destaque-se, não foi avaliado no presente relatório.

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Achado nº 11

Ausência de padronização dos procedimentos a serem adotados para atribuição do ônus sancionatório a empresas contratadas que sejam responsáveis por incidentes de SMS.


Por meio da Carta AUDITORIA/PAE 0042/2019, de 03/10/19, a Petrobras apresentou a seguinte manifestação:

Conforme posicionado nas Cartas AUDITORIA/PAE 0009, 0014, 0017 e 0019/2019 encaminhadas à CGU, elaboradas com base em informações obtidas em diversas áreas da Companhia, ratificamos que qualquer ressarcimento por eventual pagamento de multa com fato gerador imputado à contratada tem respaldo em cláusula contratual.


Em atenção ao plano de ação, anexamos informações sobre posicionamento do SMS para a demanda da CGU.


A manifestação apresentada ao longo dos trabalhos de campo não aborda a ausência de padronização relatada. Desta forma, permanece inalterada a análise então registrada.

Já as manifestações finais concordam com o conteúdo do achado de auditoria e apresentam um plano de ação para o atendimento da recomendação emitida (Recomendação n.º 7).

Achado nº 13

Avaliação do Cumprimento das Recomendações da CGU


Por meio da Carta AUDITORIA/PAE 0046/2019, de 23/11/2019, a Petrobras apresentou suas manifestações em relação ao conteúdo deste achado presente no Relatório Preliminar n.º 201902225:

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No que concerne ao Quadro 2 – Motivações das pendências de atendimento – posição em 25/10/2019, ressaltamos que na data base 25/10/2019, em relação às 6 (seis) recomendações com ausência de manifestação por parte da companhia, apesar do prazo já vencido, a companhia havia apresentado as seguintes manifestações:

1. Quanto à ID 140272 (MONITOR) / 791848 (e-Aud): em 25/09/2019, via sistema MONITOR, atualização da situação das providências adotadas, com consequente solicitação de prazo adicional para 31/12/2019;

2. Quanto à ID 175025 (MONITOR) / 791874 (e-Aud): em 16/10/2019, via sistema MONITOR, encaminhamento de providências com a inclusão de evidência de atendimento pela área de Governança e Conformidade;

3. Quanto à ID 176719 (MONITOR) / 791884 (e-Aud): em 25/10/2019, via sistema e-Aud, encaminhamento de providências com a inclusão de evidências de atendimento pela OUVIDORIA;

4. Quanto à ID 177580 (MONITOR) / 791896 (e-Aud): em 28/10/2019, via sistema e-Aud, encaminhamento de esclarecimentos e solicitação de prazo adicional porrepresentante do JURÍDICO para 24/01/2020;

5. Quanto à ID 178915 (MONITOR) / 791895 (e-Aud): em 18/10/2019, via sistema MONITOR, atualização da situação das providências adotadas, com conseqüente solicitação de prazo adicional para 01/06/2020, por representante do JURÍDICO; e

6. Quanto à ID 182820 (MONITOR) / 791898 (e-Aud): em 03/10/2019, via sistema MONITOR, atualização da situação das providências adotadas, com conseqüente solicitação de prazo adicional para 10/01/2020, por representante da Unidade Responsabilidade Social.

Por outro lado, quanto às demais informações contidas no item 13 “Avaliação do Cumprimento das Recomendações da CGU", informamos que não há manifestações a serem registradas por esta AUDITORIA.


As manifestações finais encaminhadas apenas atualizam o posicionamento do atendimento de recomendações citadas no corpo do relatório de auditoria e não modificam o cerne da análise.

Achado nº 14

Avaliação do Cumprimento das Determinações do TCU


Por meio da Carta AUDITORIA/PAE 0046/2019, de 23/11/2019, a Petrobras apresentou suas manifestações em relação ao conteúdo deste achado presente no Relatório Preliminar n.º 201902225:

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Por outro lado, quanto às demais informações contidas no item 14 (Avaliação do Cumprimento das Determinações do TCU), informamos que não há manifestações a serem registradas por esta AUDITORIA.


As manifestações finais encaminhadas não modificam a análise apresentada.

Achado nº 15

Análise da Conformidade das Peças


Mediante as cartas AUDITORIA/PAE 0039/2019, de 19/09/2019, e AUDITORIA/PAE 0046/2019, de 23/11/2019, foram apresentadas as manifestações da Petrobras acerca das pendências de conteúdos requeridos pelo TCU, identificadas no Relatório de Gestão, conforme registrado em sequência:

Em atendimento ao solicitado, seguem as justificativas e/ou esclarecimentos relativos ao Processo CGU nº 00190.106487/2019-61 SA nº 201902225/12 Registro 1 - AAC 2019 - Auditoria Anual de Contas do Exercício 2018 - Petróleo Brasileiro S.A. quanto aos conteúdos não identificados no relatório de gestão exercício 2018 da Petrobras.

I) Elementos pré-textuais:

I.a) Análise CGU: Verificou-se que um grupo representativo de siglas não se encontra relacionado no glossário.

Resposta da UPC: Os termos que não foram listados buscamos definir ao longo do texto do relatório. No entanto, para o exercício de 2019, incluiremos todas as siglas no glossário a fim de atender a integralidade da informação.

II) Planejamento estratégico e governança:

II.a) Análise CGU: Ausência das informações sobre os resultados dos serviços da Ouvidoria e da LAI, bem como explicação sobre como a cultura, ética e valores refletem nos recursos e relações com partes interessadas.

Resposta da UPC: As informações sobre os resultados dos serviços da Ouvidoria e da LAI estão divulgadas no Balanço Anual da Ouvidoria - 2018 (anexo 1), conforme mencionado na página 51 do relatório de gestão. Demais informações sobre cultura e ética e seus reflexos no ambiente externo estão apresentadas nas páginas 43 a 50 do Relatório de Sustentabilidade - capítulo "pessoas" - sobre Ética e Transparência (anexo 2).

De acordo com o previsto no item 7 das "Orientações gerais para a elaboração dos relatórios de gestão de 2018" (disponível no sistema e-contas), a informação adicional poderá ser disponibilizada, por exemplo, por meio de hiperlinks no relatório, referenciando outro documento publicado

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no site da organização ou por meio da indicação de locais de acesso para dados mais detalhados sobre a gestão.

Nesse contexto, conforme mencionado na página 4 do relatório de gestão, adotamos como critério para fins de elaboração do referido relatório, apresentar os conteúdos contemplados no relatório anual da Companhia, divulgado em 27 de fevereiro de 2019 e adicionando informações complementares, seja ela, através de referências para outros relatórios, com objetivo de atender a todos os itens requeridos mencionados na DN TCU 170/2018.

No entanto, para o exercício de 2019, destacaremos esses conteúdos no próprio relatório de gestão e faremos referência para outros relatórios divulgados pela Companhia, a fim de apresentar maior detalhamento sobre o tema.

II.b) Análise CGU: Ausência das informações sobre atuação da unidade de auditoria interna e mecanismos de transparência das informações relevantes sobre a atuação da unidade.

Resposta da UPC: Apesar de não constar no relatório de gestão, justificada anteriormente pela Companhia, por interpretarmos que esses itens eram facultativos de abordagem no referido relatório, em função da classificação "no que couber (diretriz materialidade)", as informações foram prestadas no Formulário de Referência - exercício 2018 - capítulos 12.1, 21.1 e 21.2, respectivamente.

No entanto, para o exercício de 2019, após esclarecimentos apresentados pelo CGU de que a abordagem sobre o tema deve ser relatada, destacaremos esses conteúdos no próprio relatório de gestão e faremos referência para demais relatórios divulgados pela Companhia, a fim de apresentar maior detalhamento sobre o tema, quando aplicável.

Ademais, a Auditoria Interna é uma unidade organizacional vinculada ao Conselho de Administração, responsável por conduzir atividades de planejar, executar e avaliar as atividades de auditoria interna e assessorar o Conselho de Administração, Comitê de Auditoria Estatutário, Diretoria Executiva e Administração Superior no exercício do controle das atividades do Sistema Petrobras, no Brasil e no Exterior, visando agregar e preservar o valor organizacional, fornecendo avaliação e consultoria, de forma independente e objetiva, baseadas em análises de riscos, além de atender às demandas do Conselho Fiscal e dos órgãos de controle governamental.

O Regulamento da Auditoria Interna da Petrobras foi revisado e aprovado pelo Conselho de Administração em 29 de janeiro de 2018.

III) Gestão de riscos e controles internos:

III.a) Análise CGU: Ausência das informações sobre estrutura de gestão e controle de demandas judiciais.

Resposta da UPC: Conteúdo não apresentado no relatório de gestão, justificada anteriormente pela Companhia, por interpretarmos que esses itens eram facultativos de abordagem no referido relatório, em função da classificação "no que couber (diretriz materialidade)".

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No entanto, para o exercício de 2019, após esclarecimentos apresentados pelo CGU de que a abordagem sobre o tema deve ser relatada, destacaremos esses conteúdos no relatório de gestão.

IV) Resultados da Gestão:

IV.a) Análise CGU: Ausência das informações sobre monitoramento das metas não alcançadas.

Resposta da UPC: Conforme relatado na página 29 do relatório de gestão, nossas estratégias e métricas definidas no Plano de Negócios e Gestão (PNG) são desdobradas em metas individuais e compõem o scorecard das áreas da companhia. Toda liderança se envolve, tanto na definição das metas quanto no seu acompanhamento periódico.

Por meio de uma governança corporativa, acompanhamos mensalmente os resultados e definimos ações de recuperação, caso sejam identificados desvios. Dessa forma, as áreas passam a ter clareza sobre a sua contribuição para o alcance dos nossos resultados, e os gestores são avaliados de forma meritocrática, conforme seu desempenho no cumprimento das metas definidas para as unidades organizacionais sob sua gestão.

IV.b) Análise CGU: Ausência das informações sobre potenciais implicações para o seu modelo de negócios e desempenho futuro (no que tange a desafios e incertezas que a Unidade Prestadora de Contas provavelmente enfrentará ao perseguir o seu planejamento estratégico).

Resposta da UPC: Conforme relatado nas páginas 54 a 57 do relatório de gestão, potenciais implicações estão voltadas para os riscos diversos em que a companhia está exposta. Dessa forma, a gestão integrada e proativa de riscos é fundamental para a entrega de resultados de maneira segura e sustentável. Temos um Comitê Executivo de Riscos com a finalidade de assessorar a Diretoria Executiva na análise das matérias específicas de gestão de riscos. Assim, cada unidade organizacional deve identificar, priorizar, monitorar e, em conjunto com a área de Riscos Empresariais, comunicar periodicamente ao Comitê Executivo de Riscos, os principais riscos e as ações mitigatórias planejadas. Os riscos aos quais estamos expostos (riscos empresariais) são classificados nos seguintes agrupamentos: Negócios, Financeiro, Conformidade e Operacional. Dentre esses riscos, os mais relevantes são classificados como Riscos Estratégicos e foram monitorados no âmbito do Plano de Negócios e Gestão (PNG) e do Plano Estratégico (PE).

Nossa Política de Gestão de Riscos Empresariais considera não apenas antecipar-se às ameaças que podem afetar negativamente nossos objetivos estratégicos, econômicos -financeiros, operacionais ou de conformidade, mas também aproveitar os aspectos positivos dos riscos, identificando e potencializando novas oportunidades de negócios, processos e produtos, ou ainda aperfeiçoando os existentes, resultando em ações e projetos que são continuamente capturados em nosso planejamento estratégico.

Adicionalmente, conforme relatado na página 23 do relatório de gestão, inovações tecnológicas, avanço das regulações e a adoção de novas estratégias pelas empresas apontam para um período de transição energética em direção a uma economia baseada em baixo carbono. A abrangência e o ritmo dessas transformações ainda são incertos. Da mesma

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forma, não está evidente quais serão os modelos de negócios predominantes neste novo ambiente. Essas questões não apenas tornam o planejamento estratégico de longo prazo ainda mais complexo, como reforçam sua importância para resiliência das empresas nesse contexto de grandes desafios. E para melhor lidar com este elevado grau de incerteza, estamos constantemente aprimorando nossa metodologia e monitorando nossos cenários.

Durante o ano de 2018 realizamos um processo intenso de atualização dos nossos cenários, bem como estendemos nosso horizonte de análise até 2040. Agora, nossas visões de futuro estão mais adequadas para avaliar projetos de longo prazo de maturação.

IV.c) Análise CGU: Ausência das informações a seguir:

IV.c.1 - Avaliação equilibrada dos objetivos alcançados e do desempenho em relação às metas;

IV.c.2 - Análise sobre até que ponto a UPC já alcançou seus objetivos estratégicos para o período e quais as expectativas para os próximos exercícios;

IV.c.3 - Principais resultados, progresso em relação à meta estabelecida e impacto observado, com uso de indicadores (indicadores de desempenho quantificados e alinhados aos objetivos estratégicos);

IV.c.4 - Causas/impedimentos para o alcance dos objetivos e medidas tomadas para enfrentamento (justificativas para o resultado e monitoramento de metas não alcançadas); e

IV.c.5 - Relatório de análise de atendimento das metas e resultados para fins de atendimento ao disposto no art.23, da Lei 13.303/2016.

Resposta da UPC quanto ao item IV.c.1, sobre a avaliação do resultado alcançado e do desempenho em relação às principais métricas, as informações foram mencionadas na parte inicial da Mensagem do Presidente, nas páginas 8 e 9, bem como nas páginas 12 e 93 do relatório de gestão.

A taxa de acidentes registráveis alcançou 1,01 acidentes/milhão de homens-hora, com decréscimo de 6,5% em relação a 2017, porém ligeiramente superior ao limite de alerta para 2018, de 1,0, conforme quadro apresentado na página 12 do relatório de gestão. A despeito do progresso nesse indicador, houve a ocorrência de seis fatalidades em 2018.

Nossa meta permanente é zero fatalidade e estabelecemos um Limite de Alerta para TAR de 0,99 para o ano de 2019, porém, o objetivo de maximização de valor para os acionistas não pode, sob qualquer hipótese, prescindir da atenção à segurança das pessoas e operações e à preservação do meio ambiente, nem resultar em subestimação de riscos para que as metas sejam atendidas.

Quanto a métrica de performance - financeira, apresentada na página 93 do relatório de gestão, o endividamento líquido diminuiu de US$ 84,9 bilhões, em 2017, para US$ 69,4 bilhões no fim de 2018 e o resultado da métrica

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alcançou 2,34 (calculada em reais), ficando mais favorável do que a meta de 2,5 para o ano 2018 do PNG 2018-2022, conforme quadro apresentado na página 12 do relatório de gestão.

O objetivo é que o indicador seja declinante e convergente com a média mundial das principais empresas do setor. A meta é atingir o índice abaixo de 1,5, ao final de 2020.

Resposta da UPC quanto ao item IV.c.2 [atualizada conforme Carta AUDITORIA/PAE 0046/2019]:

Para acompanhar nossa geração de valor temos três principais objetivos estratégicos, os quais denominamos métricas de topo, além dos demais indicadores encontrados ao longo do relatório. Estes objetivos estão representados na página 12 do relatório de gestão e mostram o resultado de 2018 em comparação com a meta proposta, apresentando ainda as metas estipuladas para os próximos exercícios.

Adicionalmente, nas páginas 24, 25, 58 e 65 do relatório de gestão, relatamos sobre a avaliação das estratégias, principais realizações e perspectivas para os próximos exercícios.

Resposta da UPC quanto ao item IV.c.3, entendemos que os principais resultados com respectivos indicadores, cadeia de valor por segmento alinhados aos objetivos estratégicos da companhia foram relatados ao longo das páginas 58 a 84 do relatório de relatório de gestão.

Resposta da UPC quanto ao item IV.c.4, entendemos que a justificativa da meta não alcançada, as medidas tomadas para alcance das métricas de performance da Companhia para o exercício de 2019, bem como o monitoramento dessas métricas, foram relatadas nas páginas 8, 9 e 29 do relatório de gestão, conforme já mencionadas anteriormente para atendimento aos itens IV.a e IV.c.1.

Resposta da UPC quanto ao item IV.c.5 [atualizada conforme Carta AUDITORIA/PAE 0046/2019]:

Para o cumprimento do disposto na Lei 13.303/16, art. 23, §2°, de que o Conselho de Administração da Petrobras - Petróleo Brasileiro S.A. realizou a análise de atendimento das metas e resultados na execução do plano de negócios e da estratégia de longo prazo da companhia, o CA promoveu as devidas análises, conforme Ata n° 1588, de 27/02/2019, e aprovou o Relatório Anual 2018, conforme divulgado no site da Petrobras em "http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/relatorios-anuais/relato-integrado "- página 90 do Relatório de Gestão.

As métricas de performance - Financeira (Endividamento Líquido sobre EBITDA) e de Segurança (Taxa de Acidentados Registráveis) já são mencionadas na parte inicial da Mensagem do Presidente (páginas 8 e 9 do Relatório de Gestão), e relevam-se as páginas 12, 84, 93, 94 e 95 do mesmo relatório.

Em relação às estratégias dos segmentos Exploração & Produção e Refino e Gás Natural, foi feita uma avaliação das suas principais realizações no PNG 2018-2022. Além disso, o processo de Monitoramento Estratégico, que

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consiste na avaliação permanente do ambiente de negócios e da implementação do plano, permitiu ajustes nas estratégias da companhia, definindo o foco das ações por segmento de negócio, resultando em dezembro de 2018 num conjunto de 10 estratégias, aprovadas pelo Conselho de Administração da Petrobras para o Plano Estratégico 2040 (PE 2040) e o Plano de Negócios e Gestão 2019-2023 (PNG 2019-2023) - páginas 24, 58 e 65 do Relatório de Gestão. Ressalta-se também que abordamos os resultados dos segmentos de negócios em todo o capítulo 5 - Resultados da gestão (páginas 58 a 90), que colaboram de forma direta para o alcance das metas estabelecidas na métrica de topo.

Item IV.d) Análise CGU: Ausência das informações sobre projetos e programas financiados com recursos externos (Exterior).

Resposta da UPC: Conteúdo não apresentado no relatório de gestão, justificada anteriormente pela Companhia, por interpretarmos que esses itens eram facultativos de abordagem no referido relatório, em função da classificação "no que couber (diretriz materialidade)".

No entanto, para o exercício de 2019, após esclarecimentos apresentados pelo CGU de que a abordagem sobre o tema deve ser relatada, destacaremos esses conteúdos no relatório de gestão, caso aplicável.

V) Alocação de recursos e áreas especiais da gestão:

Análise CGU: Ausência parcial ou integral das informações sobre a Estratégia para alcançar os principais objetivos da UPC e planos de alocação de recursos para implementar essa estratégia no exercício, assim como principais desafios e ações futuras, especificamente no que tange à:

v.1) Gestão de licitação e contratos

v.2) Gestão patrimonial e infraestrutura

v.3) Gestão da tecnologia da informação (pendente abordagem acerca de alocação de recursos)

v.4) Gestão de custos (efetuada abordagem bastante sucinta, apenas com relação a custos operacionais)

Resposta da UPC [quanto ao item V, atualizada conforme Carta AUDITORIA/PAE 0046/2019]:

Em nosso modelo de negócios, página 13 do relatório de gestão, demonstramos como utilizamos recursos e processos para gerar valor para nossos públicos de interesse. Os recursos utilizados em nosso processo produtivo, apresentados em nosso modelo de negócios, foram classificados em seis categorias seguindo o modelo de capitais apresentado pelo International Integrated Reporting Council. Assim, nossos capitais representam os insumos e são impactados pelas nossas atividades no processo de geração de valor, conforme mencionado na página 12 do relatório de gestão.

Adicionalmente, para cada estratégia estruturamos um conjunto de iniciativas estratégicas que não são objeto de divulgação e que são utilizadas

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para desdobramento das estratégias propostas por meio de planos de ações, marcos críticos e metas que compõe os scorecards. O acompanhamento das iniciativas se dá por meio do Sistema de Gestão Evolução apresentado na página 29 do relatório de gestão. Na página 24 do relatório de gestão, relatamos as estratégias da companhia e destacamos a estratégia de "Preparar a Petrobras para um ambiente mais competitivo apoiando-se na eficiência de custos, escala e transformação digital" que possui uma iniciativa ligada à gestão de licitação e contratos, à tecnologia e à gestão de custos, aos quais destacamos as seguintes iniciativas:

- "Integrar as áreas envolvidas no processo de suprimento de bens e serviços da Petrobras com foco na eficiência e agilidade". Tal iniciativa contempla ações e metas para melhoria da Gestão de Licitação e contratos.

- "Aplicar novas tecnologias disruptivas e de transformação digital como ferramenta para ganho de eficiência e segurança". Tal iniciativa contempla ações e metas para promover a transformação digital e tecnológica na Petrobras. Com destaque para criação da nova diretoria da Petrobras dedicada à transformação digital e inovação, que é consistente com a ênfase dada à tecnologia da informação no processo de mudança transformacional da Companhia para a maximização da geração de valor para os acionistas e o Brasil.

- "Aumentar a eficiência de custos por meio da otimização continua de processos buscando igualar e superar os referenciais interno e externo". Tal iniciativa contempla as principais ações e metas para uma gestão de custos eficiente. Destaca-se a aprovação em março/2019 pela Diretoria Executiva da Petrobras do Plano de Resiliência, cujo objetivo era contribuir para a maximização de valor, consistindo em pilares estratégicos, tais como: (a) maximização do retorno sobre o capital empregado; (b) redução do custo do capital; (c) busca incessante por custos baixos.

Quanto à Gestão Patrimonial e Infraestrutura, o plano não contemplava nenhuma estratégia ou iniciativa estratégica específica por entender que tais assuntos não representavam desafios estratégicos para a companhia. No entanto, apesar do tema não ser considerado um desafio estratégico, as suas ações podem ser relevantes no gerenciamento da companhia. Cabe destacar como operacionalização dessas ações gerenciais, a aprovação em março/2019 pela Diretoria Executiva da Petrobras do Plano de Resiliência, cujo objetivo é contribuir para a maximização de valor para os acionistas e para o Brasil, adotando, dentre várias medidas, ações de otimização no uso e ocupação de imóveis contratados pela Petrobras.

Resposta da Petrobras quanto ao item V.1: na página 34 do relatório de gestão abordamos somente o novo regulamento de licitações e contratos da Petrobras, em decorrência da Lei n° 13.303/2016 e referenciamos para o Relatório de Sustentabilidade, onde podem ser encontrados, nas páginas 79 a 81, informações detalhadas sobre gestão de Fornecedores, inclusive quantidade de contratos celebrados em 2018. De acordo com o previsto no item 7 das "Orientações gerais para a elaboração dos relatórios de gestão de 2018" (disponível no sistema e-contas), a informação adicional poderá ser disponibilizada, por exemplo, por meio de hiperlinks no relatório, referenciando outro documento publicado no site da organização ou por meio da indicação de locais de acesso para dados mais detalhados sobre a gestão. No entanto, para o exercício de 2019, realizaremos um breve resumo acerca das contratações anuais da Companhia no próprio relatório

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de gestão e faremos referência para outros relatórios divulgados pela Companhia, a fim de apresentar maior detalhamento sobre o tema, caso necessário.

Resposta da Petrobras quanto ao item V.2: nas páginas 85 e 86 do relatório de gestão apresentamos quadro com os principais ativos patrimoniais da Petrobras, discriminados por área de atuação. Nosso capital produtivo é composto pelas unidades industriais e por toda infraestrutura que utilizamos em nossa atividade produtiva, com destaque para plataformas, refinarias e ativos logísticos. A movimentação do imobilizado com as adições ocorridas no exercício de 2018 foram divulgadas na nota 12 das Demonstrações Financeiras, conforme quadro a seguir, disponível em nosso site, e também podem ser obtidas na página 118, através do relatório de gestão por meio de hiperlink.

[...]

No entanto, para o exercício de 2019, realizaremos um breve resumo acerca das principais aquisições ocorridas no exercício e seus respectivos valores, de acordo com a estratégia planejada pela Companhia, no próprio relatório de gestão.

Resposta da Petrobras quanto ao item V.3: conforme relatado na página 117 do relatório de gestão, as ações estratégias de gestão da tecnologia da informação se concentram em três grandes programas, com focos específicos: (i) transformação/modernização da função TIC, (ii) transformação da forma de atuação da Diretoria de Assuntos Corporativos e (iii) Desdobramento do Plano de Negócios e Gestão (PNG) da Petrobras. Em essência, as iniciativas buscam ampliar e acelerar a entrega de valor para companhia, empoderar nossos usuários e promover incentivos à inovação e ao intraempreendedorismo: sempre de forma alinhada ao PNG e com práticas e benchmarks de mercado. A partir dos focos tecnológicos, que representam as nossas escolhas estratégicas na vertente tecnologia, é constituída a carteira de projetos de Pesquisa, Desenvolvimento &Inovação. Algumas das principais soluções tecnológicas e resultados em 2018, fruto de nossos investimentos em pessoas, processos e tecnologia, estão apresentadas na página 29 do Relatório Anual da Companhia - Capital Intelectual (anexo 3).

No entanto, para o exercício de 2019, realizaremos um breve resumo acerca das principais soluções tecnológicas e seus resultados/impactos no exercício, alinhadas com a estratégia planejada pela Companhia, no próprio relatório de gestão.

Resposta da Petrobras quanto ao item V.4: conforme mencionado nas páginas 59 e 66 do relatório de gestão, relatamos os custos operacionais de extração e de refino, nas páginas 93 e 94 relatamos como temos trabalhado no gerenciamento da nossa dívida de financiamento com objetivo de reduzir e melhorar seu perfil, redistribuindo as amortizações ao longo do tempo e reduzindo seu custo a fim de manter um perfil de endividamento adequado aos prazos de maturação dos nossos investimentos e na página 101, através da implementação de um novo modelo de gestão e atuação com a reestruturação da área de Recursos Humanos, provendo serviços e soluções em gestão de pessoas que agregam valor aos resultados da companhia, realizamos a adequação de efetivo através de ações de vários programas, dentre eles o programa de incentivo ao desligamento voluntário (PIDV 2014

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e 2016), que até 31 de dezembro de 2018 alcançou 16.500 desligamentos, com total de indenizações pagas no montante de R$ 5,5 bilhões, resultando no retorno financeiro de R$ 19,5 bilhões em custos evitados, alinhada ao plano de resiliência da companhia. Adicionalmente, na página 28 do relatório de gestão, relatamos os nossos esforços para identificar oportunidades de otimização. Pretendemos perenizar uma cultura de otimização de custos com objetivo de obter maior eficiência e racionalidade no uso dos recursos. Através da disciplina de custos, redução da dívida e compromisso com a rentabilidade, a companhia estima uma geração de fluxo de caixa livre no período do PNG.

VI) Análise CGU: Ausência de abordagem no relatório de gestão sobre as informações a seguir:

VI.1) Informações sobre as atividades relacionadas à pesquisa e desenvolvimento; VI.2) Informações sobre depósitos judiciais e extrajudiciais; VI.3) Informações sobre indenizações a clientes no âmbito administrativo e judicial; VI.4) Política de participação de empregados e administradores nos resultados da entidade; VI.5) Contratos de publicidade e propaganda; e VI.6) Avaliação dos reflexos da desoneração da folha de pagamento nos contratos com a Administração Pública Federal, conforme determinação constante nos itens 9.2 e 9.3 do Acordão 2.859/2013-TCU-Plenário (item 9.3 do Acórdão 671/2018 - TCU - Plenário, TC 013.515/2013-6).

Resposta da UPC quanto ao item VI.1 - conteúdo não apresentado no relatório de gestão, justificada anteriormente pela Companhia, por interpretarmos que esses itens eram facultativos de abordagem no referido relatório, em função da classificação "no que couber (diretriz materialidade)". Entretanto, as informações foram relatadas nas páginas 27 a 29 do relatório anual da companhia (anexo 3).

No entanto, para o exercício de 2019, após esclarecimentos apresentados pelo CGU de que a abordagem sobre o tema deve ser relatada, destacaremos esses conteúdos no relatório de gestão, quando aplicável.

Resposta da UPC quanto aos itens VI.2 e VI.3 - conteúdos não apresentados no relatório de gestão, justificada anteriormente pela Companhia, por interpretarmos que esses itens eram facultativos de abordagem no referido relatório, em função da classificação "no que couber (diretriz materialidade)".


Resposta da UPC quanto ao item VI.4 - conteúdo apresentado na página 115 do relatório de gestão.

Resposta da UPC quanto ao item VI.5 - conteúdo não apresentado no relatório de gestão, justificada anteriormente pela Companhia, por interpretarmos que esses itens eram facultativos de abordagem no referido relatório, em função da classificação "no que couber (diretriz materialidade)". Entretanto, as informações foram relatadas nas páginas 41 e 42 do relatório anual da companhia (anexo 3).

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Resposta da UPC quanto ao item VI.6 - conteúdo enviado através de carta externa, emitida pelo Gabinete da Presidência. Entretanto, para o exercício de 2019, após esclarecimentos apresentados pelo CGU, de que o conteúdo deveria ter constado no relatório, destacaremos o relato do conteúdo no relatório de gestão.

VII) Anexos e apêndices:

Análise CGU: Ausência da declaração de integridade do relato integrado pelos responsáveis pela governança ou manifestação da companhia quanto às medidas em andamento para a composição da declaração de integridade nos relatórios futuros, conforme estabelece a Estrutura Internacional para Relato Integrado.

Resposta da UPC: A declaração de integridade ou a informação sobre as medidas em andamento para a composição da declaração de integridade, constará no relatório de gestão do exercício de 2019.

Por fim, gostaríamos de ressaltar que considerando as inovações trazidas pela DN TCU 170/2018, implementadas a partir do exercício de 2018, quanto à nova estrutura do relatório de gestão de forma integrada, buscaremos as melhorias necessárias para aprimorar ainda mais o processo de prestação de contas para os próximos exercícios.

De forma complementar, por meio da Carta AUDITORIA/PAE 0046/2019, de 23/11/2019, a Petrobras apresentou suas manifestações finais em relação ao conteúdo deste achado presente no Relatório Preliminar n.º 201902225:

Resposta da Área Financeira e de Relacionamento com Investidores:

Seguem os ajustes efetuados relacionados aos itens IV.C.2, IV.C.5 e V (destacados de azul) sobre as manifestações da Petrobras relativos aos seguintes apontamentos da CGU contidos no relatório preliminar de auditoria.

Para os demais itens do relatório, as manifestações e/ou esclarecimentos não sofreram alterações.

Por fim, gostaríamos de ressaltar que considerando as inovações trazidas pela DN TCU 170/2018 implementadas a partir do exercício de 2018, quanto à nova estrutura do relatório de gestão de forma integrada, buscaremos as melhorias necessárias para aprimorar ainda mais o processo de prestação de contas para os próximos exercícios.

Registre-se que as manifestações sobre os itens IV.C.2, IV.C.5 e V já foram transcritas acima, em substituição às manifestações apresentadas inicialmente, por meio da Carta AUDITORIA/PAE 0039/2019, de 19/09/2019.

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A presente análise é apresentada remetendo aos itens/subitens da manifestação da Petrobras encaminhada por meio das cartas AUDITORIA/PAE 0039/2019 e AUDITORIA/PAE 0046/2019:

I), II.b), III.a), IV.d), VI.1), VI.2), VI.3), VI.5), VI.6) e VII): acerca desses itens, houve aquiescência às ponderações da CGU.

II.a) Reitera-se que os “resultados dos serviços da Ouvidoria e da LAI, explicação sobre como a cultura, ética e valores refletem nos recursos e relações com partes interessadas” tratavam de conteúdo obrigatório para o relatório de gestão, não caracterizando, portanto, “informação adicional”, não sendo aplicável, consequentemente, o item 7 das “Orientações Gerais para Elaboração dos Relatórios de Gestão 2018”.

Adicionalmente, reforça-se o que já havia sido registrado na Solicitação de Auditoria nº 201902225/12, no sentido de que “o item 1 das orientações adicionais a serem incluídas no sistema e-Contas para as estatais, constante na linha pertinente aos elementos pré-textuais da Estrutura Geral do Relatório de Gestão – Anexo II da DN 170/2018, portaria TCU e sistema e-Contas, facultou às estatais o encaminhamento do seu relatório anual como relatório de gestão, caso contemplasse o conteúdo dos anexos II e III da Decisão Normativa 170/2018. A Petrobras, contudo, não exerceu esta faculdade e optou pela elaboração do Relatório de Gestão na estrutura normatizada pelo TCU.” (original sem grifo)

Logo, a metodologia utilizada pela Petrobras, qual seja, apresentar os conteúdos contemplados em seu relatório anual e adicionar informações complementares, não foi prevista pelo Tribunal.

IV.a) O “monitoramento de metas não alcançadas” consta no quadro pertinente à “Estrutura Geral do Relatório de Gestão”, como subtópico da seguinte questão proposta para “Resultados da gestão”: “Até que ponto a UPC já alcançou seus objetivos estratégicos para o período e quais as expectativas para os próximos exercícios?”

Adicionalmente, a abordagem sobre tal monitoramento constou como conteúdo obrigatório, a partir do item 4 do mesmo tópico ”Resultados da gestão”, no qual foram demandadas informações acerca das causas/impedimentos para o alcance dos objetivos e medidas tomadas para enfrentamento (justificativas para o resultado e monitoramento de metas não alcançadas).

A aludida página 29 do relatório de gestão, a que fez menção a manifestação da Petrobras, apenas mencionou a existência de acompanhamento mensal dos resultados do PNG e de definição de ações de recuperação, caso sejam identificados desvios, sem maiores detalhes.

IV.b) As ponderações da Petrobras foram acatadas.

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IV.c)

IV.c.1) As páginas elencadas do relatório de gestão, quais sejam, 8, 9, 12 e 13, registraram apenas duas metas e respectivos resultados, quais sejam, TAR e dívida líquida/EBITDA ajustado. Sugere-se avaliar a pertinência de apresentar, no relatório de gestão, metas associadas a outros indicadores estratégicos da companhia.

IV.c.2) A página 24 do relatório de gestão apresenta as estratégias da Companhia no horizonte do PE 2040, e, a página 25, as métricas no âmbito do PNG 2019-2023.

As páginas 58 e 65, por sua vez, registram, respectivamente, realizações recentes na área de E&P e de Refino e Gás Natural.

Nada, portanto, referente à “análise sobre até que ponto a UPC já alcançou seus objetivos estratégicos para o período e quais as expectativas para os próximos exercícios”, conforme requerido pelo TCU.

IV.c.3) O intervalo de páginas mencionado, 58 a 84, não apresentou os progressos em relação às metas estabelecidas para 2018 com uso de indicadores, conforme demandado pelo TCU, mas apenas resultados da gestão não atrelados a metas, tais como “indicadores de performance”.

IV.c.4) Relativamente a este subitem, ressalta-se que não foram identificadas, nas aludidas páginas 8, 9 e 29 do relatório de gestão, as “causas/impedimentos para o alcance dos objetivos”, tampouco “as medidas tomadas para enfrentamento (justificativas para o resultado e monitoramento de metas não alcançadas)”.

IV.c.5) A análise de atendimento das metas e resultados na execução do plano de negócios, não foi incluída no tópico “Resultados da gestão”, conforme preconizado pelo TCU, mas feita tão-somente remissão à Ata nº 1.588, de 27/02/2019. Destaca-se que, não obstante a menção, no Relatório de Gestão, às métricas de performance, ao processo de monitoramento estratégico e aos planejamentos de médio e longo prazos aprovados pelo Conselho de Administração, o art. 23, §2° da Lei 13.303/16 preconiza a realização de análise anual específica do CA da empresa estatal e registro próprio das conclusões do conselho, para informação ao Tribunal de Contas da União e ao Congresso Nacional.

V) O modelo de relato integrado permite que a alocação de recursos para o cumprimento da missão e dos principais objetivos da UPC seja descrita de forma a enfatizar as áreas relevantes da gestão para o alcance dos resultados da unidade. Não obstante, para tanto todas as áreas listadas na orientação do TCU devem ser abordadas (pessoal, tecnologia da informação, licitação e contratos, infraestrutura e gestão patrimonial, sustentabilidade ambiental), com destaque, dentro de cada área, para os aspectos que contribuam de forma decisiva para os alcances dos resultados.

Especificamente acerca dos itens identificados pela equipe da CGU como passíveis de melhor descrição, destaca-se:

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V.1) Entende-se que, no Relatório de Gestão, uma avaliação da gestão de licitações e contratos pertinente a 2018, ainda que breve, não deveria se limitar ao novo Regulamento de Licitações e Contratos da Petrobras, devendo trazer, por exemplo, aspectos de sua vinculação aos principais objetivos da gestão. Não obstante, ratifica-se a possibilidade de que o Relatório de Gestão faça remissão, para detalhamento, a documentos complementares, a exemplo do relatório de Sustentabilidade 2018.

V.2) Reitera-se que uma avaliação da gestão patrimonial e infraestrutura não deveria se limitar à apresentação da relação/descrição dos principais ativos tangíveis da Companhia. Nesta área em especial (mas também nas demais) sugere-se explicitar como as principais iniciativas estratégicas são suportadas pela alocação e pela gestão dos recursos.

V.3) Destaca-se que, no âmbito da gestão de TI, não foi apresentado relato pertinente à estratégia para o alcance dos principais objetivos da Companhia, conforme requerido pelo TCU, em especial no que diz respeito às interações entre o plano de alocação de recursos de TI (que não é abordado no relatório de gestão) e a execução da estratégia.

V.4) Reitera-se que, não obstante a referência, no relatório de gestão, a existência de estratégias para otimização de custos (associados, por exemplo, à gestão da dívida e à e reestruturação do quadro de pessoal), bem como a identificação de custos agregados de refino e de extração, não foram apresentadas, no relatório de gestão, informações no que tange à descrição da estratégia para alcançar os principais objetivos da empresa e à demonstração da alocação de recursos para implementação dessa estratégia no exercício, desta vez com referência especificamente à gestão de custos. Como exemplo de possibilidade de vinculação entre estratégia e alocação de recursos, poder-se-ia, por exemplo, descrever de que forma a gestão ativa do portfólio de refino impacta a estratégia de alocação de custos da respectiva diretoria de negócios.

VI.4) A aludida página 115 apresentou descrição sobre a política de remuneração dos administradores e empregados, mas não a política de “participação” de empregados e administradores nos resultados da entidade, conforme requerido pelo TCU.

No que concerne às manifestações finais encaminhadas por meio da Carta AUDITORIA/PAE 0046/2019, as mesmas informam, ainda, medidas corretivas que serão adotadas na elaboração do relatório de gestão referente ao exercício de 2019.

70

CONTROLADORIA-GERAL DA UNIÃO

CERTIFICADO DE AUDITORIA ANUAL DE CONTAS

Certificado: 201902225

Unidade(s) Auditada(s): Petróleo Brasileiro S.A.

Ministério Supervisor: Ministério de Minas e Energia - MME

Município (UF): Rio de Janeiro (RJ)

Exercício: 2018

1. Tendo em vista o escopo de auditoria previamente acordado com

o Tribunal de Contas da União (TCU) e os registros consignados nos

relatórios de auditoria n.º 201902225, 201802066 e 201601944,

expresso a seguinte opinião sobre a gestão da Petróleo Brasileiro S.A

(Petrobras), no período de 01/01/2018 a 31/12/2018.

2. Registre-se, de início, que foi acordado com o Tribunal de Contas

da União que o escopo da auditoria - além da análise da conformidade

das peças que compõem a prestação de contas - seria limitado aos

seguintes temas: (a) celebração de parcerias estratégicas no âmbito da

Petrobras; (b) indicadores do macroprocesso de Segurança, Meio

Ambiente e Saúde (SMS); (c) riscos financeiros decorrentes da autuação

em incidentes de SMS; (d) Plano Diretor de Logística de Transportes

(PDL-T) e do Sistema Integrado de Gestão de Transporte (SIG-T) da

Petrobras Distribuidora (BR); (e) acompanhamento de recomendações

outrora emitidas pela Controladoria-Geral da União (CGU); e (f)

acompanhamento de determinações emitidas pelo TCU, nos casos em

que houvesse deliberação para que a Controladoria realizasse esse

monitoramento.

3. Com base nas análises realizadas, destacam-se como aspectos

positivos a verificação da validade e qualidade dos indicadores de

Segurança, Meio Ambiente e Saúde adotados pela companhia e o

incremento do atendimento de recomendações da Controladoria-Geral

da União.

4. Foram verificadas, contudo, fragilidades que demandam especial

atenção dos gestores da empresa estatal e devem, portanto, com base

71

nas recomendações e apontamentos da Controladoria, ser objeto de

ações específicas da companhia:

• Acerca das parcerias estratégicas, verificou-se que a

etapa inicial dos projetos (denominada “Seleção de

Oportunidades”) não permite a identificação do

responsável pela captação da oportunidade e o

registro das principais interações realizadas com o

possível parceiro até a celebração do Memorando de

Entendimentos.

• Em termos das parcerias estratégicas específicas, foi

possível verificar, no âmbito do Projeto Amarílis, a

necessidade de aprimoramento das atividades de

monitoramento e controle, de forma a viabilizar o

acompanhamento dos resultados da execução. Já no

Projeto Lótus, identificou-se a ausência da sua

proposta de estruturação, bem como a ausência de

alguns documentos previstos no padrão para

implementação de parcerias estratégicas do Sistema

Petrobras.

• Em relação às multas de SMS aplicadas à Petrobras,

verifica-se a necessidade de uma maior padronização

de procedimentos, mediante um processo de

uniformização e consolidação das rotinas existentes.

• No que tange ao relatório de gestão, identificou-se a

inexistência de diversos conteúdos previstos na

normatização aplicável ao exercício de referência

(2018).

5. Diante do exposto, em função dos exames realizados sobre o

escopo selecionado, a opinião da Unidade de Auditoria Interna

Governamental é pela certificação REGULAR. Ressalta-se que, entre

os responsáveis certificados por regularidade, há agentes cuja gestão

não foi analisada por não estar englobada no escopo da auditoria de

contas, definido conforme o artigo 13, § 2º, da Decisão Normativa TCU

nº 172/2018.

6. Desse modo, o Ministro de Estado supervisor deverá ser

informado de que as peças sob a responsabilidade da CGU estão

inseridas no Sistema e-Contas do Tribunal de Contas da União, com

vistas à obtenção do Pronunciamento Ministerial de que trata o art. 52

da Lei n.º 8.443/92, e posterior remessa ao TCU, por meio do referido

sistema.

Documents

RELATÓRIO DE AVALIAÇÃO - e-Aud