informe de la administración 2014 - Petrobras

INFORME DE LA ADMINISTRACIÓN 2014 1
Sumario
MENSAJE DEL PRESIDENTE
PERFIL
POSICIÓN ACCIONARIA
PRINCIPALES INDICADORES
DESEMPEÑO DE LAS ACCIONES
ESTRATEGIA CORPORATIVA
GESTIÓN INTEGRADA
DESEMPEÑO DE LOS NEGOCIOS
Exploración y Producción en Brasil
Refino, Transporte, Comercialización y Petroquímica
Transporte
Distribución
Gas, Energía y Gas-química
Biocombustibles
Actividades Internacionales
INVERSIONES
RELACIONAMIENTO CON EL ACCIONISTA CONTROLADOR
Política de Precios
OPERACIÓN LAVA-JATO
GESTIÓN
Gobernanza Corporativa
Gestión de Riesgos y Conformidad
Ética e Integridad
AMBIENTE EXTERNO Y MERCADO DE PETRÓLEO
Monitoreo del Ambiente Externo
Análisis del Mercado de Petróleo
FUNCIONES CORPORATIVAS
Seguridad, Medio Ambiente, Eficiencia Energética y Salud
Responsabilidad Social
Investigación y Desarrollo
Recursos Humanos
2
ANÁLISIS FINANCIERO
Resumen Económico y Financiero
Resultados Consolidados
Resultado por Área de Negocio
Liquidez y Recursos de Capital
Endeudamiento
Obligaciones Contractuales
Activos y Pasivos sujetos a la variación cambiaria
Impuestos y Participaciones Gubernamentales
GLOSARIO
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MENSAJE DEL PRESIDENTE
Estimados Accionistas e Inversores:
Con la publicación de los resultados de 2014 auditados, Petrobras ha logrado
superar una importante barrera, tras un esfuerzo colectivo, que pone de manifiesto
nuestra capacidad de superación ante los desafíos en un contexto adverso. Este
ejercicio también me ha dado más confianza de que responderemos a las cuestiones
estratégicas que tenemos por delante, referentes al plan de negocios de la
Compañía, de manera eficiente y creando valor para la Compañía.
Desarrollado una metodología para estimar los gastos adicionales debido al
esquema de pagos indebidos revelada por la operación “Lava-Jato”. La baja respecto
a estos gastos adicionales impuestos por este esquema ha sido reconocida en el
tercer trimestre de 2014.
Asimismo, los cambios en el contexto de los negocios de Petrobras, en función de la
disminución de los precios del petróleo, la apreciación del dólar y la necesidad de
reducir el nivel de endeudamiento, estimularon una revisión de las perspectivas
futuras de la Compañía y, por consiguiente, llevando a la necesidad de reducir el
ritmo de nuestras inversiones.
Como resultado, la Compañía decidió posponer la conclusión de algunos activos y
proyectos incluidos en su plan de negocio 2014-2018. Estas postergaciones han
generado impactos en las pruebas de impairment, cuyas pérdidas han sido
reconocidas en el cuarto trimestre de 2014.
Concluida la divulgación de los resultados, nos centraremos en los desafíos de
mediano y largo plazo. Estamos desarrollando un nuevo plan de negocios, en el que
incorporaremos premisas económicas que reflejan el escenario que actualmente
experimenta la industria de petróleo.
Estamos revisando nuestras inversiones con la finalidad de dar prioridad al área de
exploración y producción de petróleo y gas, nuestro segmento más rentable. Lo que
buscamos es construir un plan sostenible desde la perspectiva del flujo de caja,
teniendo en cuenta los impactos potenciales en la cadena de suministros y, por
consiguiente, en nuestra curva de producción.
Me gustaría terminar este mensaje enfatizando mi convicción de que Petrobras es y
se mantendrá una Compañía rentable y eficiente, con mejoras significativas en su
gobernanza corporativa y cada vez más centrada en la rentabilidad para sus
accionistas e inversores.
Aldemir Bendine, Presidente.
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PERFIL
Somos una empresa de energía que opera de forma integrada en la industria de
petróleo, gas y energía, en los segmentos de exploración y producción, refino,
comercialización, transporte, petroquímica, distribución de derivados, gas natural,
energía eléctrica, gas-química y biocombustibles.
A lo largo de 61 años, construimos una trayectoria de superación de desafíos. Nos
convertimos en líderes mundiales en tecnología para exploración y producción en
aguas profundas y ultraprofundas, donde están cerca del 90% de nuestras reservas.
Conducimos nuestros negocios norteados por tres direcciones corporativas:
crecimiento integrado, rentabilidad y responsabilidad social y ambiental.
Misión
Actuar en la industria de petróleo y gas de forma ética, segura y rentable, con
responsabilidad social y ambiental, suministrando productos adecuados a las
necesidades de los clientes y contribuyendo para el desarrollo de Brasil y de los
países donde actúa.
Visión 2030
Ser una de las cinco mayores empresas integradas de energía del mundo1 y la
preferida de sus públicos de interés.
1
Métrica: una de las cinco mayores productoras de petróleo, ente todas las empresas, con o sin
acciones en bolsa. 5
POSICIÓN ACCIONARIA – 31 DE DICIEMBRE DE 2014
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PRINCIPALES INDICADORES
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DESEMPEÑO DE LAS ACCIONES
En 2014, diversos factores influenciaron el desempeño del mercado de capitales. En
el área política, la elección presidencial ha generado volatilidad en las cotizaciones;
en la económica, la presión inflacionista, el bajo crecimiento del Producto Interno
Bruto (PIB), la desvalorización cambial y el escenario fiscal brasileño influenciaron
negativamente el desempeño de las acciones en la Bolsa, Mercaderías y Futuros
(BM&F Bovespa). En ese contexto, el Ibovespa, principal índice de la bolsa, retrocedió
el 3% con relación al año anterior.
Nuestras acciones, reflejando ese escenario y la caída del precio internacional del
petróleo, cerraron el año en baja. Las ordinarias (PETR3) cayeron el 40% y las
preferenciales (PETR4), el 41%, siendo cotizadas a R$ 9,59 y R$ 10,02,
respectivamente, el 30 de diciembre de 2014. Con la caída de las cotizaciones,
nuestro valor de mercado en esta fecha se quedó en R$ 128 mil millones (US$ 48 mil
millones).
En la Bolsa de Nueva York (Nyse), donde son negociados los recibos ordinarios (PBR)
y preferenciales (PBR/A), la caída llegó a 47% y 48%, respectivamente, impactada
también por la desvalorización del 13% del real frente al dólar. El 31 de diciembre de
2014, la cotización de la PBR cerró en US$ 7,30 y de la PBR/A en US$ 7,58.
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ESTRATEGIA CORPORATIVA
El febrero de 2014, nuestro Consejo de Administración aprobó el Plan Estratégico
(PE) 2030, así como su desdoblamiento en corto y medio plazo, traducido en el Plan
de Negocios y Gestión (PNG) 2014-2018. Estamos elaborando el próximo PNG, que
podrá resultar en alteraciones significativas con relación al actual, con postergación
de metas y reducción del ritmo de inversiones, principalmente debido a variaciones
expresivas relacionadas a las premisas macroeconómicas, de precios y de mercado.
Revisión del Plan de Desinversiones
Aprobamos, en febrero de 2015, la revisión del plan de desinversión estimado para
2015 y 2016. El valor total es de US$ 13,7 mil millones, dividido entre las áreas de
Exploración y Producción en Brasil y en el exterior (30%), Abastecimiento (30%) y Gas
y Energía (40%).
Ese plan hace parte de nuestra planificación financiera, que visa a la reducción del
apalancamiento, a la preservación de la caja y a la concentración en las inversiones
prioritarias, notablemente de producción de petróleo y gas en Brasil en áreas de alta
productividad y retorno.
GESTIÓN INTEGRADA
Nuestra gestión adopta un modelo integrado de generación de valor en el cual la
forma como actuamos es tan importante como los resultados que entregamos a la
sociedad. Seguridad y eficiencia de las operaciones, respeto al medio ambiente,
gestión de procesos, control de costos y efectividad de los proyectos son nuestros
compromisos.
Como actuamos de manera integrada desde la exploración de petróleo y gas natural
hasta la distribución de derivados de petróleo y de energía, la integración de nuestra
gestión también es esencial para a maximización de resultados para todo el Sistema
Petrobras.
DESEMPEÑO DE LOS NEGOCIOS
Exploración y Producción en Brasil
Nuestra área de Exploración y Producción se dedica a la investigación, ubicación,
identificación, desarrollo, producción e incorporación de reservas de petróleo y de
gas natural, en tierra y en el mar.
10
El principal objetivo es descubrir acumulaciones de petróleo y de gas natural,
desarrollar y producir reservas, proporcionando el petróleo crudo y gas natural,
debidamente tratados y especificados, para que las áreas de Abastecimiento y Gas y
Energía procesen y/o comercialicen sus derivados.
Somos líderes mundiales en la exploración y producción en aguas profundas y
ultraprofundas, reconocidos por el pionerismo en la introducción de nuevas
tecnologías. Gracias a ese liderazgo, hemos recibido premios de renombre nacional e
internacional en la industria de petróleo y gas, como el OTC Distinguished
Achievement Award, en 1992, 2001 y 2015, y el Premio ANP de Innovación
Tecnológica, en 2013.
Contratos de Exploración y Producción
Nuestra actuación comienza con el estudio y la adquisición de bloques exploratorios
en las rodadas de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles
(ANP). Operamos a través de tres diferentes modelos de contratos: Concesión,
Cesión Onerosa y Reparto de Producción.
A través del contrato de Cesión Onerosa, firmado en 2010, adquirimos el derecho de
producir hasta 5 mil millones de barriles equivalentes de petróleo (boe) en áreas del
pre-sal. En 2014, el Consejo Nacional de Política Energética emitió una resolución
aprobando nuestra contratación directa para producción del volumen excedente de
la Cesión Onerosa en cuatro áreas del pre-sal en la Cuenca de Santos, bajo el
régimen de Reparto de Producción. Después la firma del contrato, tendremos el
derecho de producir, en esas áreas, volúmenes además de los 5 mil millones de boe
adquiridos en el contrato de Cesión Onerosa.
Nuestro portafolio doméstico exploratorio es constituido por 158 bloques
exploratorios, totalizando un área de 90 mil km², de los cuales 38 mil km² en tierra y
52 mil km² en el mar. Estamos trabajando en 56 Planes de Evaluación de
Descubrimientos (PAD), siendo 40 en áreas exclusivamente exploratorias y 16 en
áreas de ring fence.
Nuestro portafolio de Desarrollo y Operación de la Producción tiene 351 campos
bajo contratos de concesión y 10 campos bajo contratos de Cesión Onerosa
totalizando 361 campos de petróleo y gas natural.
Actividad Exploratoria
Después de la adquisición de un bloque, se inicia la fase de exploración, que tiene
como objetivo el descubrimiento de volúmenes comercialmente viables de petróleo
y de gas.
11
En 2014, perforamos 74 pozos exploratorios - 37 en tierra y 37 en el mar - y
logramos índice de éxito geológico del 70%. En el pre-sal fueron 15 pozos, con un
índice del 87%. La actividad exploratoria genera descubrimientos de reservatorios de
hidrocarburos que, de acuerdo con los resultados de los PADs, incorporan
volúmenes a nuestras reservas.
Nuestras inversiones en exploración sumaron R$ 10,4 mil millones en el año de 2014,
que abarcan, principalmente, los costos de perforación, levantamientos sísmicos y
adquisición de bloques. El costo de descubiertas por boe agregado a las reservas fue
de US$2,69.
La tabla a continuación muestra los principales descubrimientos en el año:
Área / Pozo
Florim 2 - PAD Florim
3-RJS-725
Iara 2 - PAD Entorno Iara
3-RJS-722
Entorno de Iara 3 - PAD Iara
4-RJS-728
PAD Jupiter Apollonia
3-RJS-732
L1 -NW1 Libra
3-RJS-731
Moita
Bonita
PAD Moita Bonita
3-SES-182
Tanganika
3-ESS-222
Poço Verde 1
3-SES-181
Pudim
PAD Brigadeiro
3-ESS-219D
Lontra
3-GLF-42-ESS
3
Cuenca
Ambiente
LDA (m)
GRADO API
Consorcio
Santos
Mar
2000
29
Petrobras 100%
Santos
Mar
2251
14-26
Petrobras 100%
Santos
Mar
2244
23-26
Petrobras 100%
Santos
Mar
2183
29
Santos
Mar
1963
27
Sergipe
Mar
3000
29
Petrobras 100%
Espírito
Santo
Mar
1050
gas
Petrobras 80%
Repsol YPF 20%
Sergipe
Mar
2196
36
Petrobras 100%
Espírito
Santo
Mar
1886
35
Petrobras 65%
PTTEP 20%
INPEX 15%
Espírito
Santo
Mar
1319
gas
Petrobras 100%
12
Petrobras 80%
Petrogal 20%
Petrobras 40%
Shell
20%
Total 20% CNPC 10%
CNOOC 10%
En 2014, presentamos a ANP las declaraciones de comercialidad de las áreas
remanentes del contrato de la Cesión Onerosa, comprobando el volumen contratado
en 2010 de 5 mil millones de barriles equivalentes de petróleo, ya considerando los
campos de Búzios y Sul de Lula, declarados en 2013.
Principales Declaraciones de Comercialidad
Cuenca
Volumen (millones
boe)
Calidad (API)
Campo
Área
Sul de Sapinhoá
Sul de Guará
Santos
Sépia
Nordeste de Tupi
Itapu
Florim
Santos
Santos
Norte de Berbigão
Entorno de Iara
Santos
Sul de Berbigão
Entorno de Iara
Santos
24-30
Norte de Sururu
Entorno de Iara
Santos
24-30
Sul de Sururu
Entorno de Iara
Santos
Atapu
Entorno de Iara
Santos
Berbigão
Iara
Santos
24-30
Sururu
Iara
Santos
24-30
Oeste de Atapu
Iara
Santos
24-30
26-29
1.214
26-29
26-29
24-30
Mayor que 5.000
24-30
24-30
Reservas
El 31 de diciembre, de acuerdo con los criterios ANP/SPE, nuestras reservas
probadas de petróleo y de gas natural en Brasil totalizaron 16,183 mil millones de
barriles equivalentes de petróleo (boe), representando un crecimiento del 1,3% con
relación a 2013 (15,973 mil millones de boe), así distribuidas:
Reservas Provadas Brasil (critérios ANP/SPE)
Petróleo (mil millones bbl)
Gas (mil millones m³)
Total (mil millones boe)
2013
13,512
391,286
15,973
2014
13,686
396,895
16,183
En adición a las reservas probadas de 2013, fue apropiado un volumen de 1,091 mil
millones de boe durante 2014. También fue hecha la devolución de 11 concesiones,
lo que llevó a la deducción de reservas probadas de 0,043 mil millones de boe. No
ocurrieron ventas de participación en campos en Brasil.
De esa forma, el balance entre apropiaciones y devoluciones de concesiones en
Brasil resultó en un aumento de 1,049 mil millones de boe a las reservas probadas,
que compensó la producción de 2014, de 0,839 mil millones de boe. Ese volumen
producido no considera los Testes de Larga Duración (TLD) en bloques
exploratorios.
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La tabla a continuación presenta la evolución de nuestras reservas probadas en
Brasil (criterios ANP/SPE) en 2014:
Composición de las reservas probadas, de acuerdo con los
criterios ANP/SPE
a) Reservas Probadas Diciembre/2013
b) Apropiaciones de reservas probadas en 2014
c) Monetización de reservas en 2014
d) Devoluciones de concesiones en 2014
e) Balance de 2014 (b+c+d)
f) Producción del año de 2014
g) Variación anual (e+f)
h) Reservas probadas Diciembre/2014 (a+g)
Brasil (mil millones de
boe)
15,973
1,091
0,000
-0,043
1,049
-0,839
0,210
16,183
Para cada barril equivalente de petróleo producido en 2014, fue apropiado 1,25
barril, resultando en un Índice de Reposición de Reservas (IRR) del 125%. Vale
destacar que la producción equivalente de petróleo de Brasil considerada en las
reservas creció el 4,9% con relación a 2013 (0,8 mil millones de boe). Eso significa
que, mismo con el aumento del volumen producido, Brasil mantuvo el IRR arriba del
100% por el 23º año consecutivo. La relación Reserva/Producción fue de 19,3 años.
En 2014 fue registrado el crecimiento del 23% de las reservas probadas del pre-sal
con relación al año anterior. Asimismo, apenas ocho años después de la descubierta
de hidrocarburos en esa capa, el pre-sal pasó a responder por más del 30% de
nuestras reservas probadas en el País.
Actividad de Producción
En 2014, nuestra producción media en Brasil fue de 2,034 millones de barriles de
petróleo por día (bpd) y de 67,8 millones de metros cúbicos de gas por día (m³/d),
excluyendo el líquido de gas natural (LGN), nuestro mejor resultado anual ya
alcanzado. En diciembre, también batimos récords mensual y diario de producción en
el País, alcanzando 2,212 millones de bpd y 2,300 millones de barriles de petróleo,
respectivamente. En el total, producimos 2,460 millones de barriles equivalentes de
petróleo por día (boed), lo que representa un aumento del 6% con relación al
volumen del año anterior.
14
Este aumento se debió principalmente a:

El aumento de ocho unidades en la flota de Pipe-Laying Support Vessels
(PLSVs), navios lanzadores de líneas de ductos en el mar, que aumentaron la
velocidad de interconexión de pozos a las unidades estacionarias de
producción;

La mejoría del desempeño operativo en la construcción e interconexión de
pozos;

La entrada en operación de cuatro nuevos sistemas de producción P-58, P-62,
Cidade de Mangaratiba y Cidade de Ilhabela;

El aumento de la producción de las unidades P-55, P-63, Cidade de Itajaí,
Cidade de São Paulo y Cidade de Paraty, que entraron en operación en 2013.
La producción total media de petróleo en el pre-sal, incluyendo el volumen de socios,
pasó de 301,6 mil bpd en 2013 para 491,4 mil bpd en 2014, un aumento del 63%, con
sucesivos récords. En 2014, perforamos en esa capa 22 pozos de desarrollo de la
producción y siete para adquisición de dados de reservatorio. En febrero de 2015,
alcanzamos el pico diario de producción de 737 mil barriles de petróleo en el pre-sal.
La producción acumulada en la capa sobrepasó 500 millones de boe.
Alcanzamos esos volúmenes de producción en Brasil con 122 unidades marítimas, de
las cuales 68 son plataformas fijas y 54 flotantes. En 2014 incorporamos al sistema
cuatro unidades de producción, relacionadas a continuación:
Unidad de producción
Proyecto
Capacidad (mil
bpd)
Inicio de la
operación
Participación
Petrobras (%)
180
17mar
100
180
12may
100
P-62
Norte del Parque das
Baleias
Roncador IV
Ciudad de Mangaratiba
Iracema Sul
150
14oct
65
Ciudad de Ilhabela
Sapinhoá Norte
150
20nov
45
P-58
Nuestras operaciones en áreas terrestres en las regiones Norte, Nordeste y en el
estado de Espírito Santo recibieron más de cinco mil intervenciones en pozos. Así,
mantuvimos el nivel de la producción en tierra y aumentamos el factor de
recuperación de los reservatorios, debido a la implantación de proyectos de
desarrollo complementar con alta tasa interna de retorno.
Superamos el récord del año anterior de entrega de gas natural nacional al mercado,
alcanzando un flujo medio anual de 46,5 millones m³/día. La producción de gas, que
considera lo que es consumido en el sistema de producción y reinyectado en los
reservatorios, totalizó 71,8 millones de m³/día incluyendo LGN, un incremento de 5,9
15
millones de m³/día con relación a 2013. Este aumento se debe, principalmente, a la
entrada en operación de las plataformas en la Cuenca de Campos, P-58, P-55 y P-62,
y en el pre-sal de la Cuenca de Santos, los FPSOs Cidade de Ilhabela y Cidade de
Mangaratiba.
Destacamos el éxito del Programa de Optimización del Aprovechamiento de Gas
Natural (POAG 2015), que nos ha permitido mejorar el desempeño de las Unidades
de Operaciones de las regiones Sur y Sudeste. En 2014, registramos el 92% de
aprovechamiento de gas asociado, manteniendo el mismo nivel de aprovechamiento
de 2013.
La meta de producción de petróleo en Brasil para 2015 es de 2,125 millones de bpd,
lo que representa un aumento del 4,5% con relación al año de 2014, con variación de
un punto porcentual para más o para menos. En 16 de marzo de 2015, entró en
operación la plataforma P-61, que actúa en conjunto con la plataforma P-63 en el
campo de Papa-Terra de la Cuenca de Campos.
Programas de Eficiencia
Buscamos constantemente el aumento de la productividad y, en conjunto con socios
y proveedores, desarrollamos nuevas tecnologías, analizamos nuestros procesos e
implementamos programas con enfoque en el aumento de la producción y en la
reducción de costos. Entre ellos, se destacan: Programa de Optimización de Costos
Operativos (Procop), Programa de Aumento de la Eficiencia Operativa (Proef),
Programa de Reducción de Costos de Pozos (PRC-Poço) y Programa de Reducción de
Costos de Instalaciones Submarinas(PRC-Sub).
Procop
El Procop, en el área de E&P, proporcionó una economía de R$ 3,2 mil millones,
superando en el 36% la previsión para el año, de R$ 2,36 mil millones. Algunas
acciones posibilitaron esa ganancia: optimización de las intervenciones en pozos
terrestres, mejor aprovechamiento de la flota de helicópteros, optimización de
embarcación por unidad marítima atendida, desmovilización de plataformas y
alienación de sondas de perforación.
Proef
En el Proef de la Unidad de Operaciones de la Cuenca de Campos, la eficiencia creció
del 75,4% en 2013 para el 79,7% en 2014. En la Unidad de Operaciones de Río de
Janeiro, la eficiencia aumentó del 92,4% para el 95,4%. Y el Proef de la Unidad de
Operaciones de Espírito Santo, implementado en 2014, alcanzó 92,9%, superando la
meta para el año del 88,3%. Con eso, la producción en esas áreas aumentó 156 mil
bpd en el año.
16
Para alcanzar tales resultados, realizamos campañas de mantenimiento y seguridad
en las plataformas y mejoramos la ejecución de los planes de paradas programadas
de las unidades de producción. En 2015, incluimos en el programa la Unidad de
Operaciones de la Cuenca de Santos, con el objetivo de mantener los altos niveles de
eficiencia y dar soporte al crecimiento de la producción de la unidad.
La eficiencia operativa acumulada del área de Exploración y Producción en 2014 fue
del 90,5%, nivel más alto alcanzado desde 2009.
PRC-Poço
Lanzado en 2013, el programa tiene como objetivo reducir los costos de
construcción de pozos marítimos por medio de 23 iniciativas asociadas a tres frentes
principales: reducción de costos unitarios, optimización de alcance y aumento de
productividad. Las ganancias resultantes de las iniciativas del programa totalizaron
US$ 628 millones en 2014, superando la meta de US$ 458 millones.
PRC-Sub
Lanzado en 2013, el programa tiene como objetivo: aumentar la disponibilidad de
ítems críticos y la productividad de las embarcaciones que realizan instalaciones de
equipos submarinos, reducir costos unitarios y volumen consumido de materiales y
aumentar la eficiencia logística de aprovisionamiento a las embarcaciones
especiales. Las iniciativas del programa permitieron ganancias de US$ 237,9 millones
en 2014, superando la meta de US$ 148,3 millones.
Tecnología
Entre las tecnologías implementadas en 2014, merecen destaque la BSR (Boya de
Sustentación de Risers), los conductos para aguas ultraprofundas, el SCR (Steel
Catenary Risers), la perforación con técnica de PMCD (Pressurized Mud Cap Drilling)
y el Programa de Diagnóstico de Problemas de Perforación en Tiempo Real (PWDa).
Entraron en operación cuatro BSRs - tecnología pionera de sustentación de tuberías
submarinas por medio de boyas sumergidas - instaladas en los FPSOs Cidade de São
Paulo y Cidade de Paraty, que operan los proyectos Piloto de Sapinhoá y Piloto de
Lula Nordeste. A esas boyas ya fueron interconectados diez pozos, entre
productores e inyectores, contribuyendo para alcanzar la capacidad máxima de
producción de ambos FPSOs, de 120 mil bpd. A lo largo de la implantación de esos
proyectos, otros 13 nuevos pozos serán interconectados a las BSRs.
En esas BSRs fueron instalados risers rígidos en catenaria (SCR) con tubería en acero
carbono con revestimiento interno anticorrosivo ("clad"). El método de instalación
utilizado fue el de bobinado en carrete ("reel lay"). Estos conductos fueron
debidamente calificados para las condiciones de los fluidos a ser producidos y a los
17
esfuerzos dinámicos a que son sometidos y se configuran como más una opción
tecnológica que puede ser utilizada en el pre-sal de la Cuenca de Santos.
Además, se estableció el récord de lámina de agua, de 2.103 m, para la perforación
del pozo LL-19 por la técnica de PMCD a través de sonda flotante de
posicionamiento dinámico. Este método de perforación permite la construcción del
pozo mismo en escenario de alta pérdida de circulación de fluido de perforación, sin
comprometimiento de la seguridad operativa y de la calidad del pozo.
Otra tecnología de destaque fue el PWDa. Ese software identifica automáticamente
y en tiempo real situaciones de desconformidad operativa durante perforaciones de
pozos. Las informaciones, enviadas por sensores de fondo de pozo y de superficie,
son interpretadas y el propio sistema sugiere acciones de prevención. En 2014,
fueron acompañadas 71 pozos y 1.471 días de sonda, contribuyendo para una
economía de US$ 30,8 millones.
Refino, Transporte, Comercialización y Petroquímica
Abastecimiento
Nuestra área de Abastecimiento es responsable por el refino, transporte y
comercialización de petróleo y derivados, norteada por la estrategia de aumentar la
capacidad y la eficiencia de nuestros activos para cumplir al crecimiento del
mercado. En el segmento petroquímico, actuamos prioritariamente en alianzas, de
forma integrada a nuestros demás negocios.
Refino
En 2014, nuestras 13 refinerías en Brasil procesaron 2.106 mil bpd de petróleo y
líquido de gas natural (LGN) y produjeron 2.170 mil bpd de derivados. Del volumen
total del petróleo procesado, el 82% fueron provenientes de campos brasileños.
La producción de derivados en el País fue recuerde, habiendo superado en el 2% a
del año anterior. Los picos de producción fueron alcanzados en julio y agosto, con
media diaria de 895 mil bpd de diesel y 519 mil bpd de gasolina, respectivamente.
Ésos resultados son debidos al aumento de la eficiencia operativa de las unidades de
refino, de la entrada en operación de nuevas unidades de proceso y de la mayor
utilización de los activos logísticos y reflejaron la gestión integrada del sistema de
abastecimiento.
En enero de 2014, iniciamos la entrega en todo el País de la gasolina S-50, con tenor
de azufre máximo de 50 partes por millón, cumpliendo al de cambio de especificación
18
del producto. Uno de los principales beneficios del nuevo combustible es la
reducción de emisiones de gases contaminantes por los vehículos.
Nuevos emprendimientos
Recientes circunstancias llevaron nuestra Administración a revisar nuestra
planificación e implementar acciones para preservar flujo de caja y reducir el
volumen de inversiones. A través de ese proceso, optamos por posponer los
siguientes proyectos: Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) y segunda
etapa de refino de la Refinaria Abreu e Lima (Rnest).
Tales circunstancias incluyen:

Caída de los precios del petróleo;

Desvalorización del real, que aumenta la necesidad de flujo de caja para
cumplir con nuestras obligaciones en moneda extranjera a corto plazo;

Insolvencia de contratistas y proveedores, con carencia en el mercado de
proveedores calificados disponibles (como resultado de las investigaciones
de la Operación Lava-Jato y otros motivos).
Refinaría Abreu e Lima (Rnest)
La refinaría inició en diciembre su operación parcial, con una capacidad instalada de
74 mil bpd de petróleo, volumen que deberá aumentar para 115 mil bpd. La segunda
fase está aplazada.
Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (Comperj)
El proyecto de la refinería del Comperj se encuentra aplazado.
Para obtener más información sobre el impairment de la Rnest y del Comperj
consulte la nota explicativa 14 de los estados contables en este Informe de la
Administración.
Refinarías Premium
En enero de 2015, decidimos terminar los proyectos de inversión para la
construcción de las refinerías Premium I y Premium II. La decisión tuvo como
fundamentos:

Escaso atractivo de los resultados económicos, mismo después de las
optimizaciones de costo incorporadas a la inversión;
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
Ausencia de socio económico, condición obligatoria del Plan de Negocios y
Gestión.

Servicio de la expansión de los mercados interno y externo de derivados,
proporcionado por el aumento de la capacidad del Programa de Maximización
de Medios y Gasolina (Promega) en las refinerías en operación, excepto a
Rnest;
Comercialización
Mercado Interno
Comercializamos 2.458 mil bpd de derivados de petróleo en el mercado interno volumen superior en 3% en 2013. Las ventas de gasóleo tuvieron aumento de 2%,
favorecidas por el aumento de las obras de infraestructura, por el crecimiento de la
flota de vehículos ligeros a diesel y por la generación eléctrica de las térmicas del
Sistema Interconectado Nacional.
La comercialización de gasolina creció 5%, acompañado la ampliación de la flota de
vehículos flex fuel, asociada a una relación de precios entre el etanol hidratado y la
gasolina C, favorable al consumo del combustible fósil, en la mayoría de los estados,
además del aumento del consumo de las familias. Sin embargo, el cambio del 20%
para el 25% del contenido de etanol anhidro en la gasolina C, iniciada en mayo, limitó
la expansión de las ventas de gasolina A.
Las ventas de GLP subieron 2%, estimuladas por crecimiento poblacional, el aumento
de la masa salarial, por la ampliación de la participación relativa del combustible en
el consumo de la industria y por la expansión del número de clientes industriales en
las regiones Norte y Nordeste.
La comercialización de combustible de aviación tuve aumento de 4%, en razón del
aumento de la oferta de vuelos internacionales y del aumento del número de vuelos
domésticos debido en el Mundial de fútbol de la Fédération Internationale de
Football Association (FIFA).
El oleo combustible registró crecimiento de ventas de 21%, impulsado por el
despacho de las térmicas del Sistema Interconectado Nacional. Esa demanda extra
compensó la reducción del consumo normal del producto, provocada por la caída de
la producción industrial.
Las ventas de nafta cayeron 5%, debido a paradas programadas de unidades de las
centrales petroquímicas en el Río Grande del Sur y en São Paulo.
20
Exportaciones x Importaciones
Las exportaciones de petróleo alcanzaron 232 mil bpd, con aumento del 12% con
relación al volumen de 2013, debido al aumento de la producción interna de
petróleo. Ya las ventas de derivados para el mercado externo se quedaron en 158 mil
bpd - una caída del 15% debido al mayor consumo de oleo combustible en el
mercado interno.
Las importaciones de petróleo alcanzaron 392 mil bpd, con reducción del 3% con
relación a las de 2013, mientras las de derivados se quedaron en 413 mil bpd, con
aumento del 6%. El aumento de la compra de derivados fue consecuencia de la
expansión del mercado interno en ritmo mayor que el de la producción de
combustibles en las refinerías nacionales. Es importante resaltar que la elevación de
la producción de derivados evitó que el volumen importado fuese aún mayor.
El saldo financiero de nuestra balanza comercial, calculada con base en las
exportaciones e importaciones de petróleo y derivados, sin considerar el gas natural,
el GNL y los nitrogenados, presentó déficit de US$ 15 mil millones.
Petroquímica
Actuamos en el segmento petroquímico de forma integrada a los demás negocios
del Sistema Petrobras. El objetivo es producir petroquímicos y biopolímeros por
medio de participaciones societarias.
Las siguientes empresas son nuestras controladas, coligadas o controladas en
conjunto en el área Petroquímica (participaciones el 31 de diciembre de 2014):

Braskem S.A. (36,20%) – produce principalmente eteno, polietileno,
polipropileno y PVC;

Deten Química S.A. (27,88%) – produce materia prima para detergentes;

Metanor S.A./Copenor S.A. (34,54%) – produce metanol, formol y hexamina;

Fábrica Carioca de Catalizadores (50%) – produce catalizadores y adictivos;

Petrocoque S.A. (50%) – produce coque calcinado de petróleo;

Compañía Petroquímica de Pernambuco (100%) y Companhia Integrada Têxtil
de Pernambuco (100%) - produce ácido tereftálico purificado (PTA), resina
PET (polietileno tereftalato) y filamentos de poliéster.
21
Innova
Como parte del Programa de Desinversiones, la Asamblea General de Accionistas de
Petrobras aprobó, en 2013, la venta del 100% de las acciones de la Innova S.A. para
Videolar S.A., por el valor de R$ 870 millones. La operación fue concretada en 2014,
después la aprobación por el Consejo Administrativo de Defensa Económica (Cade).
Procop
En el área de Abastecimiento, el Procop proporcionó una economía de R$ 4,34 mil
millones, superando en el 34% la previsión para el año, de R$ 3,24 mil millones. Las
principales acciones que posibilitaron ese resultado fueron, en el refino, la elevación
de la eficiencia operativa de los activos y el aumento en la productividad de personal;
y, en la logística, la reducción de los stocks de petróleo y derivados y la disminución
de la estadía de los barcos en los terminales y plataformas.
Transporte
Transporte y almacenamiento
Nuestra subsidiaria Petrobras Transporte (Transpetro) es responsable por el
movimiento y almacenamiento de petróleo, derivados, biocombustibles y gas
natural. Opera 49 terminales (21 terrestres y 28 de vía acuática), 54 barcos, 7.517
kilómetros de oleoductos y 7.151 kilómetros de gasoductos.
Allende interactuar de forma permanente con nuestras áreas de producción, refino y
distribución, Transpetro transporta cargas importadas y exportadas de petróleo y
de productos, teniendo como principales clientes, además del Sistema Petrobras,
empresas distribuidores e industrias petroquímicas. La subsidiaria tiene presencia
nacional y posee instalaciones en 20 de las 27 unidades de la federación.
En 2014, la flota de la Transpetro movió 59,9 millones de toneladas de petróleo y
derivados. Por los oleoductos y terminales de la empresa, fueron transportados
832,6 millones de m³ de líquidos, el 3% a más que en el año anterior. La media diaria
de transporte de gas natural fue de 75,8 millones de m³, sobrepasando en un 8,7% la
media de 2013.
Transporte Marítimo
El Programa de Modernización y Expansión de la Flota (Promef) de la Transpetro
prevé la construcción de barcos, en astilleros brasileños, de forma a renovar la flota,
incorporando nuevas tecnologías a las operaciones.
22
En 2014, Transpetro recibió dos barcos petroleros previstos en Promef: Henrique
Dias - cuarto de la serie Suezmax, y Anita Garibaldi - primero del tipo Panamax,
totalizando nueve embarcaciones entregues.
Terminales y Oleoductos
En eso segmento de operaciones, los principales destaques de nuestra subsidiaria
fueron:

Aumento de capacidad del oleoducto Olapa, que interconecta la Refinaría
Presidente Getulio Vargas (Repar) al Terminal de Paranaguá, con la elevación
de 400 m³/h para 450 m³/h del límite de flujo máximo en el reflujo;

Inicio de la operación remota de los conductos que interconectan el Terminal
de Guarulhos a las bases de tres compañías distribuidores que abastecen la
Gran São Paulo. Ese es el primero movimiento de productos exclusivamente
por gravedad, sin uso de bombas;

Aumento del 50% en el volumen movimiento de navío a navío (ship to ship) en
Angra dos Reis, contribuyendo para el aumento de las exportaciones de
petróleo;

Elevación del 6,4% en el movimiento de carretera en el año, logrando 605 mil
m³ de productos claros y 1.689 mil toneladas de productos oscuros
transportados, con destaque para oleo combustible 1-A, gasolina natural
(C5+) y asfaltos;

Fase final de conclusión del proyecto de sustitución de las tres monoboyas
que integran la logística de abastecimiento/desagüe de las refinerías Alberto
Pasqualini (Refap) y Presidente Getulio Vargas (Repar), eslabones
fundamentales en la cadena de abastecimiento de la Región Sur;

Inicio de la operación del nuevo cuadro de boyas y del oleoducto submarino
del Terminal de Guamaré (RN), posibilitando el abastecimiento de nafta y
diesel S-10 a la Refinaría Potiguar Clara Camarão (RPCC) y el desagüe de
diesel S-1800;

Inicio de la operación del Terminal de Regasificación de Gas Natural Licuado
de Bahia, con capacidad para proporcionar 14 millones de m³/día al mercado,
confiriendo más flexibilidad y garantía de abastecimiento de gas natural al
País;

Primera operación comercial del Terminal de Ilha Comprida, que integra los
Terminales de Hidrovía de la Baía de Guanabara (TABG). Con la Ilha Comprida,
TABG más que dobló su capacidad de almacenamiento de GLP;
23
 Inicio de las actividades de movimiento para Rnest, con la transferencia de 61
mil m³ de petróleo para la unidad.
Gasoductos y Procesamiento de Gas Natural
Con la operación de una red de 7.151 km de gasoductos y 11 estaciones de
compresión, totalizando 400 mil HP de potencia instalada, el área de Gas Natural de
la Transpetro movió la media de 75,8 millones de m3/día de gas en 2014, volumen
8,7% superior al año anterior. En diciembre, fue registrado récord mensual de
movimiento, con la media diaria de 89,41 millones de m³.
En el Terminal de Cabiúnas (RJ) - mayor polo brasileño de procesamiento de gas
natural - los volúmenes medios procesados de gas natural y de condensado de gas
natural sumaron 11 millones de m3/día y de 954 m3/día, respectivamente. Las siete
unidades de procesamiento del terminal tienen capacidad de 19,7 millones de m3 de
gas natural y 4,5 mil m3 de condensado de gas natural por día.
Procop
El Procop proporcionó, en 2014, una economía para Transpetro de R$ 414 millones,
superando en el 74% la previsión para el año. Las principales iniciativas que
permitieron ése gano fueron: mayor control en la adquisición de materiales y de
costos con mantenimiento correctivo en la actividad de mantenimiento de barcos;
optimización de los costos con mantenimiento programado de tanques y reparos de
conductos; y sistemática de acompañamiento y de control de los costos de
mantenimiento industrial en los terminales.
Distribución
Nuestra subsidiaria Petrobras Distribuidora actúa en la comercialización y
distribución de derivados de petróleo y de biocombustibles en todo Brasil, con el
objetivo de mantener nuestro ritmo de crecimiento en el mercado, con énfasis en la
rentabilidad, acordado a una logística integrada, confiable y sostenible.
En la condición de líder en el mercado doméstico, Petrobras Distribuidora
comercializó 57,4 millones de m³ de combustibles en 2014 - volumen 6,9% mayor que
el registrado en el año anterior. Su receta operativa líquida fue de R$ 98,5 mil
millones, con ganancia neta de R$ 1,1 mil millones. La subsidiaria alcanzó recuerde
de ventas en octubre - 5,3 millones de m3 - y llegó a 31 de diciembre de 2014 con una
red de 7.931 puestos de servicios y 13.868 clientes consumidores, cerrando el año
con market share del 37,9%.
En 2014, el mercado de combustibles creció el 6,2%, con destaque para la gasolina C
y el etanol hidratado, que tuvieron el consumo elevado en el 7,6% y 14,1%,
24
respectivamente, debido al aumento de la renta nacional bruta. Las ventas de oleo
combustible aumentaron el 27,3%, favorecidas por el accionamiento de las usinas
termoeléctricas. Influenciada por el mismo factor y por el crecimiento de la demanda
en el sector de transporte, la comercialización de gasóleo creció el 2,7%.
El desempeño operativo de Petrobras Distribuidora, viene siendo apalancado por el
crecimiento de la demanda por combustibles y por la política comercial de la
empresa. A las acciones de mantenimiento del nivel de participación en el mercado
total y en el segmento de la reventa, la subsidiaria conjugó iniciativas que
mantuvieron, la ampliación de las ventas de productos con mayor valor agregado,
como los lubricantes, y el control de costos.
Inversiones
Petrobras Distribuidora invirtió R$ 1,1 mil millones en 2014. Del total, R$ 481,2
millones se destinaron al mantenimiento y a la ampliación de la infraestructura
logística; R$ 215,9 millones al desarrollo y a la modernización de la red de estaciones;
y R$ 33,1 millones a la distribución de gas y a la comercialización de energía.
Las inversiones en infraestructura de distribución fueron determinadas por el
crecimiento del consumo de derivados de petróleo y sus consecuentes desafíos
logísticos, principalmente en las regiones Sudeste, Norte y Centro-Oeste. La
Distribuidora inauguró, en el Tocantins, el Terminal de Porto Nacional, que permitió
iniciar el servicio a una región con gran crecimiento de demanda por combustibles. El
estado, donde los concurrentes están ampliando instalaciones, era el único en el que
no teníamos base propia.
Realce en el año fue el lanzamiento de la gasolina Petrobras Grid, desarrollada
especialmente para el mercado brasileño. El producto incorpora un paquete de
detergentes y dispersantes y un aditivo modificador de fricción, resultando en mejor
rendimiento, máxima eficiencia y protección del motor. La nueva gasolina, que
proporciona más rentabilidad para la Distribuidora y sus revendedores, está
disponible en 5.725 gasolineras Petrobras.
En línea con nuestra estrategia corporativa de ampliar las ventas en segmentos con
mayor valor agregado, a Petrobras Distribuidora invirtió en la expansión de la red de
tiendas de conveniencia de las estaciones. Nuestra red, a BR Mania, completó 20
años en 2014, alcanzando la marca de mil tiendas en todo el País.
Procop
En la Distribuidora, Procop proporcionó una economía de R$ 280 millones, que
sobrepasó en el 71% la previsión para el año. Entre las acciones que resultaron en
esa ganancia, se encuentran la reducción de los costos de flete y de viajes, el
25
aumento de la productividad en las bases y áreas comerciales y corporativas y la
disminución de los costos con imágenes en las estaciones.
Gas, Energía y Gas-química
Nuestra área de Gas y Energía es responsable por el transporte, distribución y
comercialización de gas natural, por la generación y venta de energía eléctrica y por
la producción y comercialización de fertilizantes. El área actúa de forma conjunto con
el E&P nacional, visando compatibilizar la oferta y la demanda de gas y cumplir con
las necesidades de Abastecimiento.
La monetización del gas natural de las bacías sedimentares de Brasil está en el
centro de nuestra estrategia. El aumento de la producción de gas ha contribuido
para la expansión de nuestras fábricas de fertilizantes y usinas termoeléctricas y
para el servicio de la demanda de nuestra área de Abastecimiento y de los contratos
con las compañías distribuidores del producto.
Gas Natural
En 2014, la oferta de gas natural para el servicio del mercado superó en el 10% la del
año anterior, alcanzando 96,10 millones de m3 por día (m3/día). Esa expansión fue
motivada principalmente por el aumento del consumo de las termoeléctricas a gas,
accionadas por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) en respuesta al
bajo nivel de los reservatorios hidroeléctricos, inferior a las medias históricas.
Del volumen total, movido en una malla de gasoductos de transporte que suma
9.190 km, nuestra oferta de gas nacional fue de 43,23 millones de m3/día,
consideradas la producción propia y la de socios. El volumen no incluye el líquido de
gas natural, el gas utilizado en el proceso productivo, en la inyección en las pozos y
ni las pérdidas. La importación del producto de Bolivia, a través de gasoducto,
alcanzó 32,87 millones de m3/día, excluido el gas utilizado en el transporte. El
volumen de gas natural licuado (GNL) importado y posteriormente regasificado
ofertado al mercado totalizó 19,99 millones de m3/día2.
Proyectos concluidos en 2014
Colocamos en operación seis nuevos puntos de entrega de gas natural – Aquiraz
(CE), São Mateus (ES), Rio das Flores (RJ), São Bernardo do Campo II (SP), Barra
Mansa II (RJ) y Mauá (AM). Ampliamos también la Estación Reguladora de Presión, en
Manaus (AM).
2
No necesariamente la totalidad de la importación en el año será utilizada para regasificación, eso
dependerá de las estrategias adoptadas para el cierre del balance físico del gas natural, en función de
seguridad energética, economicidad, etc.. 26
Proyectos en marcha
Gasoductos

Gasfor II (Fortaleza/ CE) – tramo Horizonte–Caucaia, con 83,2 km;

Rota 2 – gasoducto de gas natural rico que interconectará el polo pre-sal de la
Bacía de Santos al Terminal de Cabiúnas (Tecab), en Macaé (RJ). Con 402 km y
capacidad para desaguar 13 millones de m³/día, tiene conclusión prevista
para el segundo semestre de 2015;

Rota 3 – gasoducto de gas natural rico que interconectará el polo pre-sal de la
Bacía de Santos a la Unidad de Procesamiento de Gas Natural ubicada en el
Comperj, en Itaboraí, para el desagüe de hasta 18 millones de m3/día. Ese
gasoducto tendrá 355 km de extensión, de los cuales 307 km en el mar y 48
km en tierra. La conclusión está prevista para 2017.
Unidades de Procesamiento de Gas Natural (UPGNs)

Unidad de Procesamiento de Gas Natural Cabiúnas (Rota 2) – viabilizará la
recepción de hasta 13 millones de m³/día de gas del polo pre-sal de la Bacía
de Santos, ampliando la capacidad de procesamiento diario de gas del
Sistema Tecab-Reduc (Refinaría Duque de Caxias) de 23 millones de m³ para
28 millones m³. La obra permitirá también que el procesamiento de
condensado de Tecab pase de 4,5 mil m³/día para 6 mil m³/día;

Rota 3 – ubicada en Comperj, tendrá condiciones para procesar 18 millones de
m³/día de gas natural procedente del polo pre-sal de la Bacía de Santos.
Gas Natural Licuado
En 2014, firmamos 11 contratos del tipo master sales agreement (MSA), totalizando
83 contratos en vigor. Realizamos 116 operaciones de compra de cargas, de las
cuales 101 recibidas en Brasil. Revendemos 17 cargas en el mercado externo, dos de
ellas provenientes de reexportación. En enero, iniciamos la operación del Terminal de
Regasificación de Gas Natural Licuado de Bahia con capacidad para procesar 14
millones de m³/día. Aseguramos la optimización del costo de abastecimiento de GNL
en diferentes modalidades contractuales (contratos de largo plazo versus mercado
spot).
Comercialización de Gas Natural
Adoptamos desde septiembre de 2012 un modelo de comercialización de gas natural
de corto plazo, que prevé la realización de subastas mensuales y ventas semanales
vía plataforma electrónica. Los contratos de esa modalidad fueron aumentados en
27
2014, a ejemplo de lo que había ocurrido en el año anterior, de modo que continúan
vigentes hasta septiembre de 2015.
No hubo, sin embargo, venda de corto plazo en 2014, pues las condiciones del
mercado brasileño no favorecieron la oferta adicional de gas, debido a la grande
demanda de las termoeléctricas.
En 2014, vigoraron 13 contratos de abastecimiento para el mercado secundario,
pudiendo llegar al total de 2,39 millones de m3/día, sin embargo, fueron
efectivamente suministrados, en media, apenas 21 mil m3/día. Esas ventas, que
destinaron volúmenes no consumidos por las termoeléctricas, fueron efectuadas a
clientes del segmento industrial que no usan el gas natural como principal
combustible, en una demostración de flexibilidad y confiabilidad en el
abastecimiento del producto.
Distribución de Gas Natural
El volumen de gas natural comercializado por las distribuidores regionales en Brasil
registró la media de 62,5 millones de m3/día - un crecimiento del 14% con relación a
de 2013, reflejando la expansión del 54% en el consumo de las termoeléctricas a gas.
Mantenemos participaciones en 18 compañías distribuidores y controlamos
integralmente a Gas Brasiliano (SP) y a BR (ES). En las demás, nuestras
participaciones varian del 23,5% a 83%. En la mayoría, actuamos en la gestión de las
áreas técnica y comercial.
Los 20 distribuidores comercializaron 33,2 millones de m³/día, el equivalente a 53%
del mercado de distribución de gas natural del País. El volumen movido por esas
compañías aumentó el 19% en la comparación con 2013.
En septiembre de 2014, efectuamos la venta de nuestra participación accionaria del
40% en la Compañía de Gas de Minas Gerais para la Compañía Energética de Minas
Gerais.
Energía Eléctrica
Generamos 4.637 megawatts medios (MWmed) de energía eléctrica para el Sistema
Interconectado Nacional (SIN). Nuestro parque generador, con capacidad instalada
de 6.407,5 MW, es compuesto por 21 usinas termoeléctricas propias y alquiladas,
movidas a gas natural o a oleo combustible. Incluyendo las usinas con generación
desde fuentes renovables y los proyectos en los que tenemos participación
minoritaria, la capacidad totaliza 6.732,4 MW.
Nuestra generación de energía en 2014 fue 16% superior al año anterior, debido a la
solicitación mayor de despacho de las termoeléctricas hecha por el Operador
28
Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), en faz de los bajos niveles de agua de los
reservatorios de las hidroeléctricas. Vendemos 1.183 MWmed de energía eléctrica en
el ambiente de comercialización libre y 2.425 MWmed en el ambiente regulado.
Actuamos en la generación y en la comercialización de electricidad de forma
integrada, optimizando el portafolio de contratos de compra y venda, considerado el
binomio riesgo y retorno. En 2014, vendemos nuestras participaciones en la Norte
Fluminense (10%) y en Brasil PCH (49%).
Proyectos concluidos
Invertimos en la generación termoeléctrica a gas natural de forma integrada, a fin de
garantizar el abastecimiento de energía, llevando en cuenta nuestros contratos y
reservas.

Usina Termoeléctrica Baixada Fluminense (RJ) – con capacidad prevista de
530 MW, cumple al contrato relacionado a la Subasta de Energía A-3, de 2011.
La entrada en operación comercial del ciclo simple ocurrió en marzo y la del
ciclo combinado, en noviembre;

Usina Termoeléctrica Sepé Tiaraju (RS) – implantación de ciclo combinado,
con aumento de la capacidad instalada de 161 MW para 248 MW, a fin de
elevar la eficiencia de la unidad y la oferta de energía eléctrica al País. La
implantación del ciclo combinado fue concluída en febrero de 2015.
Fertilizantes
Nuestra área de Gas y Energía es responsable de tres fábricas de fertilizantes:
Fafen-BA, Fafen-SE y Fafen-PR. En 2014, producimos 882 mil toneladas de amonio
(de las cuales 637 mil toneladas fueron utilizadas en el proceso productivo de la
urea) y 1.109 mil toneladas de urea. En el mismo período comercializamos,
respectivamente, 228 mil toneladas de amonio y 1.046 mil de toneladas de urea.
Interrumpimos las obras de la Unidad de Fertilizantes Nitrogenados III (MS) debido al
bajo desempeño del Consorcio UFN III, cuyo contrato fue rescindido. Posteriormente,
optamos por revisar el cronograma de implantación de la Unidad.
Unidades de Procesamiento de Gas Natural (UPGNs)
Nuestra área de Gas y Energía pasó a operar, en 2014, las UPGNs originadas en las
áreas de Exploración y Producción y de Abastecimiento. La migración, que abarca
tres unidades de Tratamiento de Gas (UTGs) de E&P y dos de Abastecimiento,
consolida el Gas y Energía como responsable por el desagüe de gas de las bacías de
Campos (RJ), Santos (SP) y Espírito Santo (ES).
29
La incorporación de esas unidades visa equilibrar la actuación de nuestras áreas de
negocio, permitiendo que el E&P concentre sus esfuerzos en el crecimiento de la
producción de petróleo y gas y que el Abastecimiento se dedique integralmente al
refino, a la logística y a la venta de petróleo y sus derivados. Las unidades
incorporadas son:

Monteiro Lobato (UTGCA), en Caraguatatuba (SP), con capacidad para
procesar 20 millones de m3/día de gas natural;

Cacimbas (UTGC), en Linhares (ES), con capacidad para procesar 16 millones
de m3/día de gas natural e 5,3 mil m3/día de condensado;

Sul Capixaba (UTGSUL): en Anchieta (ES), con capacidad para procesar 2,5
millones de m3/día de gas natural;

UPGN del Terminal de Cabiúnas (Tecab), en Macaé (RJ), que, con la
ampliación, tendrá su capacidad de procesamiento elevada de 19,7 millones
de m3/día para 25,1 millones de m3/día de gas natural. Tecab, que procesa el
gas de la bacía de Campos, recibirá también el gas del polo pre-sal de la bacía
de Santos, por el Gasoducto Rota Cabiúnas;

UTG de Comperj, en Itaboraí (RJ), aún en construcción, que procesará hasta
18 millones de m3/día de gas natural, recibido por el gasoducto Rota
Comperj.
Procop
En el área de Gas y Energía, el Procop posibilitó una economía de R$ 162,2 millones,
superando la previsión inicial para el año, de R$ 114,7 millones. Las principales
iniciativas que resultaron en esa ganancia fueron a reducción de los costos
operativos de los activos logísticos de gas y la mejor utilización de recursos en las
Fafens y en las usinas termoeléctricas.
Biocombustibles
Nuestra subsidiaria Petrobras Biocombustível, creada en 2008, actúa en la
producción de biodiesel y etanol de forma segura, con sostenibilidad social y
ambiental, contribuyendo para la reducción de las emisiones de gases de efecto
estufa. Compite a la empresa mantener nuestro crecimiento en el mercado de
biocombustibles, en línea con la evolución de la demanda nacional por gasolina y
diesel.
Para lograr su objetivo, Petrobras Biocombustível tiene las siguientes direcciones:

Integrar la actuación de las áreas de producción, logística, tecnología y
30
comercialización de biocombustibles, creando sinergias con el Sistema
Petrobras;

Desarrollar nuevos mercados y productos;

Garantizar, de acuerdo con el concepto de ciclo de vida de los productos,
estándares de operación, calidad y sostenibilidad que permitan ampliar
mercados y fortalecer nuestra imagen;

Asegurar el mantenimiento del Sello Combustible Social, optimizando los
arreglos productivos que incluyen la agricultura familiar y cooperativas;

Acelerar el dominio del conocimiento tecnológico, priorizando el desarrollo
del etanol de segunda generación (etanol 2G), do biocombustible de aviación
(bioQAV); y del abastecimiento competitivo de insumos agrícolas;

Actuar en la producción de bioelectricidad y de bioproductos que aumenten la
rentabilidad de forma integrada a los negocios del Sistema Petrobras.
Biodiesel y Abastecimiento Agrícola
Petrobras Biocombustível tiene capacidad total de producción de 821 mil m3 de
biodiesel por año, por medio de la participación en cinco usinas en el País.
Usinas Propias
La subsidiaria tiene tres usinas propias - Candeias (BA), Quixadá (CE) y Montes Claros
(MG) - con capacidad instalada total de 478 mil m³. Las usinas poseen el Sello
Combustible Social, en conformidad con las directrices del Programa Nacional de
Producción y Uso del Biodiesel. La empresa dio continuidad al proceso de adaptación
y permiso de la usina experimental en Guamaré (RN), para operación comercial en
2015, con capacidad para producir 20 mil m³/año. El objetivo principal es utilizarla
estratégicamente en el desarrollo tecnológico del biodiesel y de bioproductos.
BSBios Sul Brasil
Adicionalmente Petrobras Biocombustible, como socia de la empresa BSBIOS Sur Brasil,
participa del control compartido de otras dos usinas de biodiesel, una en Passo Fundo (RS) y
otra en Marialva (PR), cuya capacidad sumada es de 343 mil m³. Las usinas están
estratégicamente ubicadas cerca de la producción de soja y colza en Rio Grande do Sul y del
puerto de Paranaguá, en Paraná.
Belém Brasil Bioenergia
La empresa, en alianza con Galp Energía, desarrolla el Programa Belém, que tiene el
objetivo de cumplir al mercado ibérico y a otras regiones de Europa. El programa
31
abarca el cultivo de palma, la extracción y exportación de aceite en Brasil y la
producción de 270 mil toneladas anuales de greendiesel en Portugal. En 2014, el
plantío de palmares, en el estado de Pará, alcanzó 40 mil hectáreas.
Bioóleo
Por medio de Bioóleo, empresa controlada en conjunto, Petrobras Biocombustível
tiene capacidad para procesar 130 mil t/año de granos (mamona, algodón y girasol) y
refinar 60 mil t/año de aceite de soja o 48 mil t/año de aceite de algodón. La
empresa, ubicada en Feira de Santana (BA), suministra aceite vegetal para las tres
usinas propias de biodiesel de la Petrobras Biocombustible.
Etanol
Por medio de las empresas Bambuí, Nova Fronteira e Guarani, con gestión
compartida, Petrobras Biocombustível detiene participaciones en diez usinas
productoras de etanol, azúcar y energía eléctrica, en Minas Gerais, São Paulo, Goiás y
Mozambique, en África. Las tres empresas terminaron el cultivo 2014/2015 con
molienda total de 25,8 millones de toneladas de caña de azúcar y producción de 1,23
millón de m3 de etanol y de 1,60 millón de toneladas de azúcar. La comercialización
de energía excedente, producida con la quema de bagazo de la caña de azúcar, debe
alcanzar 1.358 gigawatts-hora (GWh) en el fin del cultivo.
Con las inversiones realizadas en los últimos años, la capacidad de procesamiento de
las usinas y la renovación y expansión de los cañaverales vienen siendo ampliadas.
Los aportes resultaron en el aumento de la fabricación de etanol y de la producción
de electricidad desde el bagazo de la caña de azúcar.
Bambuí Bioenergia
Petrobras Biocombustível detiene el 43,58% del capital social de Bambuí Bioenergia
S.A., que posee una usina de etanol en Bambuí (MG). En 2014, la empresa sufrió los
impactos de la seca que alcanzó el estado, acarreando una quiebra del cultivo del
28%. Como consecuencia, hubo reducción de la molienda en un 8,3%, con relación al
año anterior, y caída del 9% en la producción de etanol, que totalizó 93,5 mil m³.
Guarani
Petrobras Biocombustível detiene participación del 42,95% en la empresa, que opera
siete unidades productoras de etanol y azúcar en São Paulo y una en Mozambique.
En 2014, a pesar de la quiebra del cultivo por cuestiones climáticas, la molienda de
caña de azúcar creció el 3% y la producción de etanol, el 26%, en la comparación con
el año anterior, produciendo 756 mil m³ de etanol y 1,6 millón de toneladas de
32
azúcar. Ese resultado se debe a la ampliación del área de cosecha, al aumento de la
capacidad industrial de las usinas Vertiente y Tanabi y a la priorización de la
producción de etanol sobre el azúcar.
Nova Fronteira
Petrobras Biocombustível detiene el 49% del capital social de Nova Fronteira
Bioenergia S.A., en Quirinópolis (GO), en alianza con el grupo San Martinho. Gracias a
la alta productividad agrícola, aliada a la eficiencia operacional, la empresa aumentó
en un 10% la molienda de caña de azúcar, totalizando 4.472 mil toneladas, y en un 9%
la producción de etanol, produciendo 383 mil m³, siendo actualmente la mayor usina
exclusiva de etanol del País.
Etanol 2G
Nuestras investigaciones para el desarrollo de etanol celulósico de segunda
generación, iniciadas en 2004, están avanzadas. El proyecto del etanol 2G se
encuentra en fase conceptual, y Petrobras Biocombustível está evaluando lo mejor
momento para su implantación.
Programas de Estructuración
Petrobras Biocombustível lanzó, en 2014, el Programa de Aumento de la
Competitividad (Proac). La iniciativa visa al aumento de la competitividad y eficiencia
en las usinas de biodiesel y en la sed de la subsidiaria, y contribuye adicionalmente
con el Programa de Optimización de Costos Operativos (Procop), a lo cual a
Petrobras Biocombustível se unió en 2013.
En 2014 el Procop proporcionó a nuestra subsidiaria una economía de R$ 148,6
millones, superando en el 33% la previsión para el año. Más dos programas están en
fase de implantación: el Sistema de Gestión Integrado de SMS, que busca ampliar la
excelencia en seguridad, medio ambiente y salud; y el Programa de Aumento de la
Eficiencia Operativa (Proef), que objetiva la mejoría de la disponibilidad,
confiabilidad, eficiencia operacional e integridad de los sistemas de producción en
las usinas de biodiesel.
Actividades Internacionales
Concentramos nuestra actuación internacional en la explotación y producción, con
énfasis en la actividad exploratoria de petróleo y gas en Latinoamérica, en África y en
Estados Unidos. Para vencer estos desafíos, planteamos las siguientes estrategias:

Invertir en exploración en el exterior para descubrir y apropiar reservas,
complementando nuestros volúmenes en Brasil;
33

Monetizar reservas de gas natural en exterior, complementando el
abastecimiento de gas natural en Brasil;

Mantener la integridad operatividad y optimizar la gestión y la eficiencia de
los activos de refino y distribución en el exterior.
En este contexto, invertimos R$ 3,6 mil millones en el Área Internacional en 2014,
concentrando el 88% de estos recursos en el segmento de E&P. Aplicamos los demás
12% en refino, petroquímica, distribución, gas y energía.
Nuestra producción en el exterior sumó 115,9 mil barriles por día (bpd) de petróleo y
15,9 millones de m3 por día de gas natural, totalizando 209,3 mil barriles de petróleo
equivalente por día (boed). Nuestras tres refinerías fuera de Brasil procesaron 163,4
mil bpd de petróleo, el equivalente a 69% de la capacidad instalada de 230,2 mil bpd.
Las reservas internacionales probadas de petróleo, de condensado y de gas natural,
el 31 de diciembre de 2014, totalizaron 429,3 millones de barriles de petróleo
equivalente, según criterio de la Society of Petroleum Engineers (SPE), 27,5% inferior
las de 2013. Ese volumen representa el 2,6% de nuestras reservas probadas totales.
Tal reducción se debe a la monetización anticipada de reservas probadas por medio
de las ventas de activos en Colombia, Perú, Argentina y Estados Unidos, que se
concretaron en 2014.
Principales Destaques:

Entrada en producción, en diciembre, de campo de St. Malo, descubierto en
2003, donde poseemos el 25% de participación. El campo dispone de un
sistema de terminación conectado a la mayor plataforma semisumergible en
el Golfo de México americano;

Entrada en producción del campo de Lucius, en el Golfo de México americano,
en enero de 2015;

Entrada en producción, en marzo de 2015, del campo de Hadrian South,
donde poseemos el 23,33% de participación. El campo, en el Golfo de México
americano, es operado por ExxonMobil y sus dos pozos productores de gas
natural están conectados a la unidad flotante de producción del campo de
Lucius.

Descubierta de acumulación de gas natural en el pozo exploratorio Orca-1, en
el Bloque Tayrona, donde somos operadores y detenemos el 40% de
participación. Fue la primera descubierta de la investigación exploratoria en
aguas profundas en Caribe Colombiano;
34

Acciones de optimización de proceso y de gestión operativa en la refinaría de
Pasadena, en Estados Unidos, que posibilitaron el procesamiento exclusivo de
petróleo americano, mayoritariamente de origen no convencional. El
resultado fue el aumento de la producción de derivados de mayor valor
agregado;

Cierre de las operaciones de venta de los activos onshore de Colombia, de los
bloques exploratorios de Uruguay y de los activos de Perú, aprobadas en
2013;

Venta de la participación accionaria de 44,5% en Transierra S.A. para a YPFB,
en Bolivia;

Implementación de Procop en el Área Internacional, implicando nueve países
y cuatro segmentos de negocio, con economía estimada de US$ 165 millones
hasta 2016.
Desarrollo de los negocios
América Latina
En Argentina, nuestra actuación contempla las actividades de exploración y
producción de petróleo y de gas, además de activos de refino, distribución,
petroquímica y de gas y energía.
En el segmento de E&P, destacamos: la evaluación del pozo exploratorio de shale
gas en el bloque de Sierra Chata, con el objetivo de incrementar las reservas de gas
en la Bacía Neuquina; el desarrollo del activo de producción de Punta Rosada; y la
prórroga de las concesiones de las áreas 25 de Mayo-Medanito, Jaguel de Los
Machos y Río Neuquén, en la provincia de Río Negro. Aún en 2014, anunciamos la
venta de nuestra participación del 38,45% en el área de producción de Puesto
Hernandez a YPF S.A., por US$ 40,7 millones y, en marzo de 2015, la venta de los
activos de la Bacía Austral - aún sujeta a aprobación de las autoridades - por US$
101 millones, compuesto por 26 concesiones de exploración y producción en tierra,
además de la infraestructura de desagüe, tratamiento y almacenamiento.
En los segmentos de downstream y gas y energía, tenemos: la Refinería Bahía
Blanca, con capacidad de 30,2 mil bpd de petróleo; participación del 28,5% en la
Refinería Del Norte (Refinor); dos unidades petroquímicas; 262 puestos de servicios
y market share del 5,6%; una fábrica de lubricantes; cuatro usinas de energía
eléctrica, con potencia instalada de 1,1 GW, y participación en otras dos;
participación en la empresa de logística de gas TGS; y tres terminales para petróleo y
derivados.
35
En Bolivia, la producción de gas natural es estratégica para el Sistema Petrobras
complementar el abastecimiento al mercado brasileño. Nuestra producción proviene,
principalmente, de los campos de San Alberto y San Antonio, donde somos
operadores, con participación del 35%, y del bloque Itau, donde también somos
operadores, con participación del 30%. En 2014, vendemos por US$ 107 millones
nuestra participación del 44,5% en Transierra, que presta servicios de transporte de
hidrocarburos por conductos y conecta San Alberto y San Antonio al Gasoducto
Bolivia-Brasil. Nuestras operaciones en los activos no fueron impactadas por la
venta.
En Chile, estamos presentes en el mercado de distribución con 269 puestos de
servicios y 12,9 % de market share.
En Paraguay, tenemos 176 puestos de servicios y detenemos participación de 19,6 %
en el sector.
En Uruguay, contamos con 87 puestos de servicios y 21,5 % de market share. En
2014, concluimos la venta, aprobada en el año anterior, de la participación del 40%
que deteníamos en los bloques exploratorios 3 y 4 de la Bacía de Punta Del Este, por
US$ 17 millones.
En Perú, terminamos la venta, aprobada en 2013, del 100% de las acciones de la
subsidiaria Petrobras Energía Perú a China National Petroleum Corporation (CNPC),
por US$ 2,6 mil millones.
Otra alienación concluida fue la de la totalidad de las acciones de Petrobras
Colombia Limited para a Perenco, por US$ 380 millones. Los activos incluían
participaciones en 11 bloques terrestres de exploración y producción y oleoductos
para transporte de la producción. Mantuvimos la actuación en E&P, con un bloque
exploratorio en tierra y otro offshore. También actuamos en el segmento de
distribución colombiano, con 113 puestos de servicios y el 4,2 % de market share.
Estados Unidos
En EE.UU., actuamos con enfoque en aguas profundas en el Golfo de México. Nuestra
producción proviene, principalmente, de los campos de Cascade y de Chinook,
además de St. Malo, que entró en operación en diciembre.
También en el Golfo de México, los campos de Hadrian South y Lucius, en desarrollo,
permitirán el aumento de nuestra producción en el país. Tenemos aún la Refinería de
Pasadena, con capacidad para procesar 100 mil bpd de petróleo.
36
África
En el continente africano, donde tenemos participación en activos de exploración y
producción, actuamos por medio de Petrobras Oil and Gas B.V. (PO&G). En 2014,
nuestra participación en la producción de la empresa fue de 26,6 mil bpd de petróleo.
PO&G está presente en seis países: Angola, Benin, Gabón, Namibia, Nigeria y
Tanzania.
Asia
En Japón, tenemos una refinería en Okinawa, con capacidad nominal para procesar
100 mil bpd de petróleo. La unidad cumple con la gran parte de la demanda por
combustibles de la región, además de vender oleo combustible para termoeléctricas
de Tokio y exportar derivados para otros países asiáticos. En febrero de 2015,
iniciamos el plan de cierre de las actividades en la refinería, que prevé la continuidad
de su actuación como terminal marítimo, para mantener el abastecimiento de la isla
de Okinawa hasta la finalización de este proceso, a ser conducido en colaboración
con el Ministerio de la Economía, Comercio e Industria japonesa.
Para obtener más información sobre el impairment de las Actividades
Internacionales consulte la nota explicativa 14 de los estados contables en este
Informe de la Administración.
INVERSIONES
Nuestras inversiones totalizaron R$ 87,1 mil millones en 2014, asignados con
prioridad en las actividades exploratorias, en el desarrollo de la producción y en la
ampliación de la infraestructura logística para desagüe de petróleo y derivados.
También se destinaron a la construcción de refinerías y a la instalación de unidades
para la mejoría de la calidad de los combustibles, con enfoque en el servicio de la
demanda interna. Invertimos aún en fábricas de fertilizantes y usinas
termoeléctricas, valorando la cadena del gas natural; y en el aumento de la
capacidad de producción de etanol y de biodiesel, a fin de fortalecer nuestra posición
en el mercado nacional de biocombustibles.
37
Inversiones consolidadas
R$ milliones
Ejercício
2014
Exploración y producción
Abastecimiento
Gas y Energía
Internacional
Distribuición
Biocombustibles
Corporativo
Total de inversiones
56.898
18.264
6.002
3.593
1.053
281
1.049
87.140
%
66
21
7
4
1
1
100
2013
59.993
30.740
5.919
5.127
1.120
322
1.195
104.416
%
58
29
6
5
1
1
100
%
-5
-41
1
-30
-6
-13
-12
-17
En el área de E&P, aplicamos R$ 56,9 mil millones. De ese total, R$ 10,4 mil millones
fueron direccionados a la exploración, R$ 39,8 mil millones a la producción y R$ 6,6
mil millones a la infraestructura. Las inversiones visaron al desarrollo de la
producción de nuevos campos de pre-sal y en el post-sal, el mantenimiento de la
producción en campos antiguos y a la mejoría de la infraestructura logística y
tecnológica. Iniciamos la operación de cuatro nuevas plataformas, con capacidad
total para procesar 660 mil barriles de petróleo por día (bpd), de los cuales 525 mil
bpd corresponden a nuestra cuota.
En el área de Abastecimiento, aportamos R$ 18,3 mil millones – la mayor parte en la
ampliación del parque de refino. Aplicamos R$ 5,8 mil millones en Refinaría Abreu e
Lima (Rnest), que inició su operación parcial en diciembre.
El área de Gas y Energía destinamos R$ 6 mil millones. Parte de los recursos fue
aplicada en la construcción de los gasoductos de dos rotas de desagüe para
proyectos del pre-sal. Iniciamos la operación de la Unidad de Producción de Sulfato
de Amonio (Sergipe), con capacidad para producir 303 mil toneladas por año.
La subsidiaria Petrobras Distribuidora invirtió R$ 1,1 mil millones. La prioridad fue la
ampliación de la capacidad logística, para hacer frente al crecimiento de la demanda
doméstica por combustibles.
En el Área Internacional, nuestras inversiones lograron R$ 3,6 mil millones. La mayor
parte fue aplicada en exploración y producción, con destaque para el inicio de la
producción en el campo de St. Malo, en Estados Unidos.
38
RELACIONAMIENTO
CONTROLADOR
CON
EL
ACCIONISTA
Petrobras es una sociedad de economía mixta creada por la Ley nº 2004/53 para
ejecutar las actividades relativas al monopolio de petróleo, gas y sus derivados de la
Unión Federal, y con el objetivo de garantizar el abastecimiento regular de derivados
de petróleo para dar soporte al desarrollo económico del País. Iniciamos nuestras
operaciones en 1954 y, desde entonces, producimos petróleo bruto y gas natural y
actuamos en el refino, transporte y comercialización en Brasil.
Desde la edición de la Ley nº 9478/97, pasamos a actuar en el mercado en régimen
de libre concurrencia, observando las siguientes directrices planteadas por el
legislador: preservación del interés nacional; promoción del desarrollo y ampliación
del mercado de trabajo; protección de los intereses del consumidor brasileño en
cuanto a precio, calidad y oferta de productos; y garantía de abastecimiento de
derivados en todo el territorio nacional.
La legislación brasileña también exige que la Unión Federal, nuestro accionista
controlador, detenga la mayoría de las acciones con derecho a voto, teniendo el
poder de elegir la mayoría de los integrantes del Consejo de Administración y, por
medio de él, los directores responsables de nuestra gestión. De esa forma, como
accionista controlador, la Unión Federal ejerce influencia sobre la orientación
estratégica de nuestros negocios y ha adoptado políticas macroeconómicas y
sociales por medio de la compañía, en los términos del artículo 238 de la Ley de las
Sociedades Anónimas, que admite la orientación de las actividades de la sociedad de
economía mixta de modo a cumplir al interés público que justificó nuestra creación.
En ese escenario regulatorio y legal:

Podemos realizar actividades que prioricen políticas de la Unión Federal, en
vez de nuestros propios objetivos económicos y empresariales;

Cooperamos con la Unión Federal para asegurar que la oferta y los precios de
petróleo bruto y derivados de petróleo cumplan a los requisitos de consumo
interno de Brasil; y

Podemos realizar ventas en términos que pueden afectar negativamente
nuestros resultados operativos y situación financiera.
Recomendamos la lectura de los factores de riesgos, en el ítem cuatro del Formulario
de Referencia.
39
Política de Precios
Nuestra política de precios en Brasil busca alinear el precio del petróleo y derivados a
los internacionales, a largo plazo. Sin embargo, para minimizar los impactos de las
variaciones al consumidor doméstico, los precios de diesel, gasolina y otros
productos no son necesariamente reajustados para reflejar la volatilidad de la
cotización del petróleo y derivados en los mercados internacionales y las variaciones
cambiales a corto plazo. Así, pasamos por períodos en los que los precios de
nuestros productos no están alineados a los precios internacionales.
En ese contexto, podemos no reajustar los precios de venta de nuestros productos
en Brasil cuando los precios internacionales de petróleo bruto y derivados de
petróleo aumentan o disminuyen, o cuando el real se valora o devalúa con relación al
dólar, lo que refleja en nuestros resultados operativos. Para lograr más
informaciones sobre nuestros resultados financieros y operativos, consulte el
resultado por área de negocio en las demostraciones contables.
Operación “Lava-Jato”
La Policía Federal brasileña deflagró una investigación para apurar prácticas de
blanqueo de dinero por organizaciones criminosas en diversos estados del País,
denominada “Operación Lava Jato”. En conexión con la investigación, ex directores
de Petrobras, fueron presos y posteriormente denunciado por blanqueo de dinero,
operación criminosa y corrupción pasiva. Otros ex ejecutivos de la compañía y de
empresas proveedoras de bienes y servicios para Petrobras fueron o podrán ser
denunciados.
Para obtener más información acerca de “Operación Lava Jato” consulte las notas
explicativas en este Informe de la Administración.
GESTIÓN
Gobernanza corporativa
Nuestra estructura de gobernanza corporativa es formada por: Asamblea General de
Accionistas, Consejo de Administración y sus comités, Consejo Fiscal, Auditorías,
Oidoría General, Dirección Ejecutiva, Comité de Negocios y sus configuraciones
específicas (comités de Inversiones, de Segmentos y de Integración).
El Consejo de Administración es nuestro organismo de orientación y dirección
superior. Entre sus responsabilidades, previstas en el Estatuto Social de la
Petrobras, están para fijar las políticas globales y la orientación general de los
negocios, definiendo misión, objetivos estratégicos y directrices; aprobar el plan
40
estratégico, los planos plurianuales y los programas anuales de dispendios y de
inversiones; fiscalizar la gestión de los directores y establecer sus atribuciones,
examinando, a cualquier tiempo, los libros y papeles de la empresa; y evaluar los
resultados de desempeño.
Los integrantes del Consejo de Administración son electos en Asamblea General
Ordinaria, siendo asegurado a los empleados el derecho de indicar un miembro, en
separado, por el voto directo de sus pares. Actualmente, contamos con diez
consejeros, de los cuales siete son indicados por la Unión Federal (entre ellos, el
presidente del Consejo), un por los titulares minoritarios de acciones ordinarias, uno
por los titulares de acciones preferenciales, excluido el accionista controlador, y un
por los empleados. Las funciones de presidente del Consejo de Administración y de
presidente de Petrobras no son ocupadas por la misma persona.
Al Consejo de Administración y a la Dirección Ejecutiva están conectados los comités
que auxilian esos organismos por medio de análisis y recomendaciones de materias
que necesitan profundización para la toma de decisiones estratégicas. El Comité de
Negocios, vinculado a la Dirección Ejecutiva, actúa como foro de soporte al proceso
decisorio, por medio de análisis y proposiciones a la dirección superior. En ese comité
son discutidos los asuntos estratégicos y de integración de las unidades, visando el
alineamiento entre las directrices del Plan Estratégico, el desarrollo de los negocios
y la gestión de la compañía.
Los tres comités vinculados al Consejo de Administración (Auditoría; Seguridad,
Medio Ambiente y Salud; y Remuneración y Sucesión) son formados exclusivamente
por integrantes del colegiados. Esos consejeros evalúan y elaboran propuestas que
son llevadas a las reuniones del Consejo para deliberación.
En 2014, incorporamos al regimiento interno del Consejo de Administración
procedimiento específico para la solicitación de informaciones por sus miembros.
Además, la Dirección Ejecutiva aprobó directrices corporativas que complementan la
política de transacciones con partes relacionadas.
Como medida de fortalecimiento de la Gobernanza Corporativa, nuestro Consejo de
Administración aprobó, en noviembre, la institución del cargo de director de
Gobernanza, Riesgo y Conformidad, con mandato de tres años, iniciado en enero de
2015, pudiendo ser renovado. La misión del nuevo director es asegurar la
conformidad procesal y mitigar riesgos en nuestras actividades, como los de fraude
y corrupción, garantizando la adherencia a leyes, normas, calidades y reglamentos,
incluyendo las reglas de la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM) y de la Securities
and Exchange Commission (SEC).
Además del director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad participar de las
decisiones de la Dirección Ejecutiva, las materias a ser sometidas a la deliberación de
41
estos colegiados vendrán a contar, necesariamente, con previa manifestación
favorable de ese director en cuanto a gobernanza, gestión de riesgos y conformidad
de los procedimientos.
Gestión de Riesgos y Conformidad
Gestión de Riesgos
Nuestra estructura organizativa de gestión de riesgos es compuesta por la Gerencia
Ejecutiva de Riesgos Empresariales, vinculada al director de Gobernanza, Riesgo y
Conformidad, y por unidades similares pertenecientes a las áreas de negocios.
A la estructura de gestión de riesgos empresariales compiten, de forma coordenada,
las siguientes atribuciones:

Identificar, monitorear y reportar periódicamente a la Dirección Ejecutiva y al
Consejo de Administración el efecto de los principales riesgos en los
resultados integrados de la compañía;

Estimular la integración y capturar la sinergia de las acciones de gestión de
riesgos efectuadas en las unidades organizativas, así como en los demás
procesos de negocio, soporte y gestión;

Establecer una metodología corporativa de gestión de riesgos pautada en
una visión integrada y sistémica, que posibilite un ambiente de continuo
monitoreo de los riesgos en diversos niveles jerárquicos;

Diseminar conocimientos en gestión de riesgos;

Apoyar los gerentes en la elaboración e implementación de las medidas
necesarias para garantizar el alineamiento de la exposición a los niveles
tolerables de riesgos.
Más información sobre los factores de riesgos puede ser obtenida en los informes
Form 20-F y Formulario de Referencia, disponibles en el sitio
www.investidorpetrobras.com.br.
Conformidad
Adoptamos acciones continuadas de adecuación a las leyes y a las iniciativas
nacionales e internacionales; y mantenemos controles internos en sintonía con la
naturaleza y la complejidad de los riesgos empresariales que gestionamos,
respetando los requisitos legales y regulatorios de los países donde actuamos. Esas
iniciativas integran nuestro compromiso con la ética, la integridad y la transparencia
en la conducción de los negocios de la compañía.
42
Nuestras acciones de conformidad son conducidas con el objetivo de asegurar, en
todo el Sistema Petrobras, el fortalecimiento de los controles internos y su
alineamiento al Plan Estratégico. Así, mitigamos los riesgos empresariales relativos a
la compliance, certificamos el cumplimiento de leyes y reglamentos, y creamos y
diseminamos la cultura de conformidad. El objetivo es precaver, detectar y corregir
actividades y conductas que puedan venir a ocasionar daños a nuestra reputación.
La responsabilidad por la planificación, orientación, coordinación y evaluación de las
acciones de control, conformidad y investigación cabe a la Gerencia Ejecutiva de
Conformidad, vinculada a la Dirección de Gobernanza, Riesgo y Conformidad. Otra
atribución de esa gerencia es el asesoramiento al director del área, al Consejo de
Administración, al Comité de Auditoría, a la Presidencia y a la Dirección Ejecutiva.
Ética e Integridad
Nuestro compromiso con la ética y la integridad está establecido en documentos
como el Código de Ética del Sistema Petrobras y la Guía de Conducta de Petrobras; y
en iniciativas como el Sistema de Gestión de Ética y el Programa Petrobras de
Prevención de Corrupción.
El Código de Ética fija los principios éticos y los compromisos de conducta, que
deben seguir los integrantes del Consejo de Administración, del Consejo Fiscal y de
la Dirección Ejecutiva, así como los empleados, practicantes y prestadores de
servicios del Sistema Petrobras. La Guía de Conducta, aprobada en 2014, se dirige al
mismo público y presenta derivaciones de los principios éticos del Código de Ética.
Integramos el Sistema de Gestión de la Ética del Poder Ejecutivo Federal,
coordinado, evaluado y supervisado por la Comisión de Ética Pública. Nuestra
Comisión de Ética tiene las atribuciones de actuar como instancia consultiva de
nuestros directivos y empleados; de orientar, difundir y promover el cumplimiento
de los principios éticos y compromisos de conducta; y de analizar conductas que
vulneren las normas éticas o presenten riesgos a nuestra imagen y negocios.
Para establecer y estructurar acciones institucionales de promoción, diagnóstico,
análisis y monitoreo de conducta ética en nuestras actividades internas y las
relaciones externas, la Comisión de Ética implementó el Sistema de Gestión Ética de
Petrobras. Priorizamos la prevención de desvíos de conducta, promoviendo la
difusión de información y actividades educativas, a través de la capacitación de la
fuerza laboral y de nuevos gerentes, sin comprometer la aplicación de medidas
disciplinarias en los casos con constatación de esos desvíos.
Disponemos de una Oficina General de Ombudsman, que se constituye como un
canal formal para la comunicación con los públicos interno y externo y recibe
consultas y denuncias, entre otras manifestaciones. Frente a una denuncia
43
consistente, se evalúa la necesidad de creación de una Comisión Interna de
Investigación, para averiguar indicios u ocurrencias y hechos en apoyo a medidas
administrativas o disciplinarias, entre otros procedimientos pertinentes.
El Programa Petrobras de Prevención de la Corrupción, aprobación en 2013, recibe
acciones continuas de prevención, detección y corrección de actos de fraude y
corrupción, con el fin de fortalecer el compromiso con la ética y la transparencia en
nuestras actividades y relaciones, atendiendo a los requisitos determinados en la ley
y en iniciativas nacionales e internacionales en las que participamos. La gestión del
programa es realizada por la Dirección de Gobernanza, Riesgo y Conformidad.
Monitoreo del Ambiente Externo
La economía mundial registró crecimiento de 3,43% en 2014 (Fonte: FMI), resultado
que contempló desempeños dispares entre las principales economías del mundo.
Los Estados Unidos fueron el país que más sorprendió en 2014. A pesar de un
desempeño malo en el primer trimestre, debido en gran parte a adversidades
climáticas, la reconquista económica del país se mostró bastante robusta desde lo
segundo trimestre, haciendo con que la expansión del PIB norteamericano llegase a
2,4% en 2014. Después de la economía americana ha vuelto crecer, con señales
positivas en el nivel de empleo, el gobierno redujo a cero las medidas de estímulo
monetario en el fin de 2014, pasando a hacer señas con elevación de la tasa de
intereses en 2015. Ese cambio ya repercute en la economía global, causando mayor
volatilidad de la tasa de cambio de los demás países, principalmente en los
emergentes, en función de los impactos sobre el flujo de capitales.
En China, 2014 representó un año de desaceleración en el ritmo de crecimiento del
PIB, que cayó para 7,4% (Fuente: National Bureau of Statistics of China). La
producción industrial osciló mucho en 2014, reflejo de la reducción del crecimiento
de la demanda china, lo que acaba por afectar a todos los países. Sin embargo, el
gobierno chino lanzó mano de iniciativas como estímulos monetarios, a ejemplo de
lo que siempre hace cuando cae el nivel de la actividad económica.
Europa continúa pasando por dificultades para generar políticas de crecimiento de la
renta y de la colocación. A pesar de la adopción de medidas de incentivo monetario,
la preocupación de los europeos con los cortes de costos perdura en la esfera fiscal.
Sin embargo, cabe resaltar que la heterogeneidad en los desempeños económicos
también se hizo presente entre las principales economías europeas en 2014.
Mientras Alemania, Reino Unido y España lograron buenos resultados, Francia e
Italia aún enfrentan muchas dificultades para una recuperación más consistente. En
el conjunto, el PIB de la economía europea registró crecimiento del 1,5%.
3
Estimación publicada en el World Economic Outlook, documento oficial del FMI, publicado el 14 de
abril 2015.
44
Los países emergentes siguen con crecimiento volátil, en la expectativa de la
recuperación de las economías centrales y de la china, y aún están susceptibles a los
cambios en la política económica de Estados Unidos. Todo ése cuadro se reflejó en
Brasil. La tasa de cambio osciló fuertemente a lo largo del año, influenciada también
por factores internos, como las elecciones. La media anual de la cotización del dólar
fue R$/US$ 2,35, cerrando el año a R$ US$ 2,66 (Fuente: Banco Central de Brasil). La
desaceleración internacional afectó el nivel de la actividad económica brasileña, que
registró una variación real del Producto Interno Bruto (PIB) de 0,1% (Fuente:
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística-IBGE), además de las proyecciones del
inicio del año, de 2%.
A las condicionantes de la economía global se sumaron, en el sector de petróleo, los
impactos de naturaleza geopolítica, en función de la continuidad de diversos
conflictos - en especial, en el Oriente Medio. La ascensión del grupo Estado Islámico
(EI), principalmente en Irak y en la Siria, caracterizada por la brutalidad y por la
persecución religiosa, llevó a la formación de una coalición entre diversos países,
incluidas naciones de fuera de la región. Frente al avance del EI, las potencias
occidentales decidieron intervenir, suministrando apoyo aéreo a acciones locales de
resistencia, sin embargo, sin éxito. Las confrontaciones ocurrieron en regiones más
lejas de las principales áreas productoras al sur de Irak, sin interrupciones
significativas de producción. En Israel, la reconquista de la confrontación entre el
gobierno y el grupo Hamas resultó en nueva invasión de la Franja de Gaza por el
ejército israelí.
En África, la guerra civil en la Libia dividió el país en áreas ocupadas por diversas
facciones y por el gobierno oficial. En Egipto, después las protestas de los últimos
años, fue electo para la Presidencia el general Abdel Fatah Al-Sisi, que integra el
grupo político del antiguo presidente, Hosni Mubarak. Al-Sisi, que cuenta con el
apoyo político y financiero de Arabia Saudita, deberá intentar establecer una política
externa alineada a Estados Unidos y a favor del mantenimiento de los acuerdos con
Israel. Internamente, sin embargo, ha recibido críticas por la forma con que ha
reprimido las manifestaciones de la oposición.
En solo europeo, el conflicto armado volvió a irrumpir en Ucrania, donde el gobierno
que asumió después la caída del presidente electo Víktor Yanukovych fue rechazado
en partes del país. Algunas de ellas, como la Crimeia, fueron incorporadas a la
Federación Rusa, en medio a protestas de potencias occidentales, que adoptaron
sanciones económicas contra Rusia. Otras regiones ucranianas, como Donetsk y
Lugansk, se declararon independientes, sin el reconocimiento del gobierno
provisorio. Con eso, la región continúa en situación de conflicto.
Las cuestiones asociadas a la distribución de renta y de riqueza vienen retomando
espacio en el debate social, ya que la concentración de la riqueza volvió a crecer, en
las últimas décadas, en los países centrales. Otro punto de preocupación es el
45
desempleo. En algunos países desarrollados, principalmente en Europa, las tasas de
desempleo permanecen elevadas, bien superiores de las medias históricas. En Brasil,
la tasa de desempleo continuó en trayectoria decreciente, terminando el año de
2014 en un 4,3% (Fuente: Pesquisa Mensual del Empleo/IBGE).
En el ámbito global, la cobranza y la discusión de responsabilidades con relación a
impactos sociales son también crecientes, especialmente después del lanzamiento,
en 2011, de los Principios Orientadores sobre Empresas y Derechos Humanos de la
Organización de las Naciones Unidas (ONU). En 2014, tuvo inicio el proceso de
debate de un tratado jurídicamente vinculante sobre empresas y derechos humanos.
La prevención y la remediación de violaciones, así como la creación de mecanismos
que garanticen el respeto a esos derechos, tienen perspectiva cada vez más amplia.
Para las empresas, los riesgos sociales y ambientales, relacionados a los negocios y a
la transparencia, y el diálogo para la obtención de la licencia social para operar ganan
más visibilidad, principalmente, con el uso del internet y de las redes sociales.
En el área ambiental, los temas más críticos para los negocios en Brasil son la
escasez de recursos hídricos y la creciente presión regulatoria sobre la industria, con
vistas a la mitigación de impactos socioambientales y, mundialmente, la cuestión
climática es lo principal tema actualmente en discusión. Las negociaciones anuales
de la ONU relativas al clima enfrentan dificultades debido al impase sobre el
establecimiento de un acuerdo global para la reducción de emisiones de gases de
efecto estufa (GEE). Las naciones desarrolladas aumentan las presiones para que el
mayor número posible de países, incluyendo Brasil, China e India, establezca metas
para reducción de GEE. La propuesta encuentra resistencia de los países en
desarrollo, que históricamente tuvieron participaciones inferiores en el volumen
global de emisiones.
Al final de la Conferencia sobre Cambios Climáticos, realizada en 2014, las naciones
concordaron que es preciso implicación de todos los países en un acuerdo global
para reducción de emisiones. Así, hay grande expectativa de que la próxima
Conferencia de las Partes sobre el Cambio del Clima (COP 21), que será realizada en
diciembre de 2015, represente un avance importante en las negociaciones
internacionales, con el establecimiento de un nuevo acuerdo global para la cuestión
climática.
Paralelamente a las negociaciones multilaterales, China y Estados Unidos llegaron a
un acuerdo que está siendo considerado una medida concreta en dirección al
establecimiento de metas internacionales de reducción de GEE. China se
comprometió a reducir emisiones atmosféricas, desde 2030, y a alcanzar 20% de
energía limpia en su matriz energética en el mismo año. Estados Unidos, por su vez,
se comprometió a disminuir sus emisiones entre 26% y 27% con relación a los niveles
de 2005.
46
En Brasil, los problemas ocasionados por la escasez de agua en las regiones
Nordeste y Sudeste tienen impacto económico y social y el uso de los recursos
hídricos viene enfrentando demandas crecientes relativas a la necesidad de
tratamiento y desecho de efluentes industriales. Se observa aún el
comprometimiento creciente de organizaciones de la sociedad civil en el auxilio a la
fiscalización ambiental y a la revisión de decisiones y legislaciones, incluidas aquellas
relativas al sector energético.
Los países desarrollados continúan en el liderazgo de las inversiones en
investigación y desarrollo como proporción del PIB. Junto con China, concentran
también la pose de patentes, lo que representa un bloqueo a la transferencia
efectiva de tecnología para los países en desarrollo.
Como las fuentes fósiles cumplen con cerca del 80% de la demanda mundial por
energía primaria, son realizados esfuerzos para: mejorar la eficiencia de la
conversión energética de estos recursos; buscar opciones para producción y uso de
energía fósil con menos impacto ambiental; y desarrollar tecnologías para acceder
los recursos en nuevas fronteras. En 2014, por ejemplo, hubo perfeccionamiento de
tecnologías para exploración de shale gas y tight oil en EE.UU. Esos esfuerzos tienen
grande importancia para los países, tanto por cuestiones de seguridad energética,
cuanto para el servicio de metas climáticas.
Con relación a las tecnologías de bajo carbono, crece rápidamente la difusión de la
generación eólica onshore y solar fotovoltaica, aunque desde una base pequeña. En
el ámbito de los biocombustibles avanzados, diversas rutas tecnológicas están
siendo investigadas, aunque sean necesarios esfuerzos adicionales para el alcance
de economía de escala para viabilidad comercial. El sector de energía solar en Brasil
dio importante paso con el éxito de la Subasta de Energía de Reserva, realizado en
octubre de 2014, el primero a negociar energía solar separadamente, con la
contratación de 889,6 MW.
Análisis del mercado de petróleo
Los precios del petróleo se mantuvieron relativamente estables en el primer
semestre y presentaron caída entre junio y diciembre de 2014. La media anual de
Brent fue de US$ 98,99 por barril - un descenso del 9% en la comparación con el
valor de 2013. En el año, el precio del West Texas Intermediate (WTI), referenciado
en Cushing, en el Medio-Oeste norteamericano, se aproximó al valor de Brent,
debido al aumento de la capacidad logística de desagüe en el Golfo de México. El
precio medio del barril de WTI fue de US$ 93,03, con caída del 5% con relación a la
cotización media del año anterior.
Así, el diferencial Brent-WTI se estrechó a lo largo de 2014, cayéndose de US$ 10,78
por barril, en 2013, para US$ 5,88 por barril, en 2014. Ese movimiento representa una
47
continuidad de la inclinación iniciada en 2013, cuando los proyectos de incremento
de la capacidad logística empezaron a reducir las existencias de petróleo de la
región.
El consumo mundial de petróleo tuvo alta moderada, de 670 mil bpd - un aumento
del 0,7% con relación al volumen de 2013. Una vez más, los países que no integran la
Organización para Cooperación y Desarrollo Económico - OCDE, especialmente India
y China, impulsaron el crecimiento de la demanda. Entre los miembros de OCDE, el
consumo de petróleo cayó en función de las dificultades de reconquista económica,
aparte de EE.UU., que registró aceleración en su ritmo de crecimiento.
El aumento de la oferta de petróleo de países fuera de la Organización de los Países
Exportadores de Petróleo (Opep) fue de 56,53 millones de bpd, una alta del 2,3%
sobre el volumen del año anterior. Ese aumento fue garantizado, en grande parte,
por el crecimiento de la producción no convencional en EE.UU. Entre los países de la
Opep, ocurrieron aumentos de la producción en Irak y en la Libia - país que retomó
parte de su producción en medio a los conflictos internos. A pesar del aumento de
las existencias de petróleo, a Opep mantuvo su meta de producción en 30 millones
de bpd. Esa decisión contribuyó para la profundización de la caída de los precios en
diciembre.
FUNCIONES CORPORATIVAS
Seguridad, Medio Ambiente, Eficiencia Energética y Salud
(SMES)
En 2014, aplicamos R$ 5,7 mil millones en operaciones y proyectos relacionados a la
gestión integrada de Seguridad, Medio Ambiente y Salud. En este contexto,
desarrollamos iniciativas para perfeccionar el desempeño en SMES, cumplir con la
legislación específica y contribuir para que las prácticas operacionales de nuestras
unidades sean seguras, rentables y ambientalmente responsables.
Entre las iniciativas, está la certificación de la conformidad con las normas ISO 14001
(gestión ambiental) y OHSAS 18001 (gestión de salud y seguridad) de los sistemas
de gestión de SMS de nuestras unidades de operación en Brasil y en el exterior. En
2014, todo el petróleo refinado en el País fue procesado en unidades certificadas.
Seguridad
Aprobamos, en 2014, el Plan de Reducción de Accidentes. Con costo previsto de R$
200 millones y plazo de implementación de 12 meses, el plan es compuesto de 170
acciones distribuidas por todas las áreas y agrupadas en cuatro dimensiones:
48
Liderazgo, Calificación y Experiencia, Gestión de Contratadas y Gestión de la Rutina
Operacional.
Como resultado de acciones que eran ejecutadas y fueron incorporadas al plan y del
desarrollo de nuevas medidas, mejoramos los siguientes indicadores de seguridad:

Tasa de Ocurrencias Registrables – reducción del 10,4% en la comparación
con 2013, lo que significa que 1.330 trabajadores;

Tasa de Frecuencia de Accidentados con Baja – disminución de 4% en
acumulado anual en relación a 2013, con 100 trabajadores.
A pesar de la mejoría de estos indicadores de desempeño, registramos diez
fatalidades en 2014. Para precaver la ocurrencia de accidentes graves, continuamos
desarrollando acciones para aumentar la seguridad de procesos, incluidos
inversiones en la capacitación del cuerpo técnico, realización de estudios de riesgos y
establecimiento de indicadores reactivos y proactivos específicos para cada área de
actuación.
Derrames de petróleo y derivados
Los derrames de petróleo y derivados alcanzaron 69,5 m3 en 2014 - 63% a menos que
el volumen registrado en el año anterior y 85% abajo del Límite de Alerta fijado para
el año, de 470 m³. Los niveles de derrame continuaron bien inferiores a 1 m3 por
millón de barriles de petróleo producido, constituyéndose en excelente resultado en
el panorama de la industria mundial de petróleo y gas.
La creación de una sistemática de comunicación, tratamiento y registro de derrames
posibilitó el monitoreo diario de los incidentes, de sus impactos y de las providencias
de mitigación. Además, la continuidad de las acciones que compusieron el Plano
Derrame Cero, instituido en 2012, permitió optimizar los procesos de gestión y
reducir el riesgo de esas ocurrencias en nuestras operaciones.
49
Respuesta a derrames
Mantuvimos estándares, procedimientos y planes de respuestas a derrames
estructurados en niveles local, regional y corporativo. Para actuar de modo eficaz en
esas situaciones, disponemos de los siguientes recursos materiales: 36
embarcaciones para recogimiento de petróleo, 113 embarcaciones de apoyo y otros
vehículos, 270 recogedores de petróleo, cerca de 92 mil metros de barreras de
contención, 118 mil metros de barreras absorbentes, y 113 mil litros de dispersantes
químicos, además de otros ítems. Esos recursos son distribuidos en los 12 Centros
de Defensa Ambiental, que cuentan con 11 bases avanzadas, y en los Centros de
Respuesta la Emergencia distribuidos por más de 21 ciudades brasileñas.
Somos asociados a Oil Spill Response Limited, organización especializada en proveer
y complementar recursos para dar una respuesta eficaz a derrames de petróleo, con
actuación en escala global. En 2014, realizamos 22 ejercicios simulados de ámbito
regional, incluyendo entrenamientos de respuesta a derrames.
Medio Ambiente y Eficiencia Energética
Para aumentar cada vez más a ecoeficiencia de nuestras operaciones, buscamos la
utilización racional de agua, energía y demás insumos y hacemos la gestión de las
emisiones atmosféricas y de la generación de residuos y efluentes. Nuestro objetivo
es reducir al mínimo los impactos de las actividades sobre el medio ambiente.
Evaluamos sistemáticamente, en los proyectos de inversiones, los principales
riesgos en las dimensiones seguridad, medio ambiente, eficiencia energética y salud.
Los resultados de esas evaluaciones son acompañados periódicamente por nuestros
comités de SMS y de Auditoría del Consejo de Administración (CA), siendo verificadas
la alineación a las orientaciones corporativas y el cumplimiento de las
recomendaciones del Plan de Gestión y Mitigación de Riesgos. En 2014, emitimos 50
50
parecer técnicos de SMES para proyectos de inversión y sometemos a la apreciación
de los comités de CA la evaluación de la alineación a aquellos parecer de 32
proyectos aprobados por la Dirección Ejecutiva.
Recursos hídricos y efluentes y biodiversidad
Reutilizamos 24 millones de m3 de agua en 2014 - volumen suficiente para
suministrar una ciudad de 600 mil habitantes durante un año. La economía
resultante de las acciones de racionalización y de reutilización, contribuyó para
garantizar la seguridad de abastecimiento necesario a las nuestras operaciones.
Evaluamos los riesgos de escasez de agua en las áreas donde nuestras unidades
están instaladas, suministrando subsidios para acciones e inversiones para la
mitigación de esos riesgos.
Elaboramos el Informe Anual de Biodiversidad, centralizando la colecta y la
consolidación de informaciones sobre la gestión de riesgos e impactos a la
biodiversidad.
Emisiones atmosféricas, cambio del clima y eficiencia energética
En los últimos años, expandimos nuestras actividades en casi todos los segmentos
de negocio, lo que acarrea el crecimiento de las emisiones atmosféricas de gases de
efecto estufa - GEE. Mismo así, logramos reducir la intensidad de emisiones de GEE
en nuestros procesos por medio de diferentes iniciativas, con destaque para la
modernización de las instalaciones, utilización de equipos más eficientes y
estandarización de proyectos y de prácticas operativas, además de inversiones en
investigación y tecnología.
Nuestras actividades en 2014 generaron un aumento del 5% en las emisiones de GEE
con relación a 2013, debido principalmente al mayor despacho termoeléctrico en el
período.
Salud
Realizamos anualmente acciones direccionadas a la promoción de la salud en nivel
corporativo y en las unidades organizacionales, orientadas por el monitoreo de
indicadores estratégicos de salud y por el análisis del perfil epidemiológico de
nuestra población.
Ese perfil, logrado por medio de los datos recogidos durante los exámenes
ocupacionales y asociado a las características de las actividades de los empleados,
nortea la planificación de esas acciones.
Acompañamos, por medio del indicador Porcentual de Tiempo Perdido, la evolución
del absentismo por accidentes y por enfermedades y sus principales causas,
51
relacionados o no al trabajo. Ese acompañamiento estratificado influencia las
acciones de salud. En 2014, el Porcentual fue del 2,36%, inferior al Límite de Alerta
del 2,41% establecido para el año.
Responsabilidad Social
Inversiones Sociales
Aplicamos R$ 404,9 millones en 996 proyectos sociales, ambientales y deportivos
educacionales en 2014. Para alinear las inversiones sociales de nuestras unidades a
las directrices y procedimientos corporativos, elaboramos a Sistemática de
Inversiones Socioambientales del Sistema Petrobras.
La metodología que adoptamos, incorporando las dimensiones social, ambiental y
sociodeportiva, proporciona más eficiencia y más transparencia el análisis, selección,
aprobación, acompañamiento y evaluación de los proyectos. Eso posibilita la mejora
de la sistematización y medición de los resultados para la empresa y de los
beneficios para la sociedad.
Deberán ser destinados R$ 45 millones a los proyectos deportivos educacionales,
que tuvieron su segunda selección pública en 2014. De los 1.421 inscritos, 34 fueron
elegidos y pasaron a integrar nuestra billetera de proyectos.
Programa Petrobras Agenda 21 e integración con las comunidades del
entorno
Concluimos la implantación de la primera fase del Programa Petrobras Agenda 21,
que incentiva el debate de las prioridades y soluciones para el desarrollo sostenible
de las comunidades con alta vulnerabilidad social en el entorno de nuestras
unidades. Fueron entrevistadas 66.287 familias y generados 180 diagnósticos
socioambientales sobre las condiciones de 203 comunidades, en 86 municipios.
Integración de la Responsabilidad Social en los proyectos de inversión
Desarrollamos una metodología para la gestión de responsabilidad social en
nuestros proyectos de inversión, a fin de integrar el tema a los procesos decisorios y
a la rutina de nuestros negocios. La iniciativa tuvo el objetivo de garantizar la
gestión proactiva de responsabilidad social, desde la fase de concepción de la
iniciativa, pasando por la ejecución y operación hasta su cierre. Además de contribuir
para minimizar riesgos sociales, esa integración ayuda a cumplir a las expectativas
operacionales generadas por los proyectos y a construir relaciones benéficas para el
negocio y la sociedad.
52
Más informaciones sobre responsabilidad social y ambiental pueden ser encontradas
en el Informe de Sostenibilidad, publicado anualmente y disponible en
http://www.petrobras.com.br
Investigación y Desarrollo
El avance tecnológico es vital para la sostenibilidad del crecimiento de Petrobras,
que desarrolla permanentemente nuevos procesos, sistemas y productos a fin de
que sean incorporados a las actividades. La investigación y desarrollo (P&D)
merecen, por eso, atención especial en nuestro programa de inversiones, ya que
desempeñan papel imprescindible para el cumplimiento del Plan de Negocios y
Gestión.
En 2014, el Centro de Investigaciones Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes)
recibió contribuciones que totalizaron R$ 1,7 mil millones y finalizó el año con un
portafolio de 752 proyectos de P&D. El Cenpes tiene 1.862 empleados - 1.384
dedicados a la Investigación y Desarrollo y 309, a la Ingeniería Básica de los
proyectos. Entre los investigadores, el 17% tienen título de doctorado y 32%, de
maestría. De forma colaborativa, Cenpes se articula con más de 100 universidades e
instituciones de investigación nacionales y extranjeras, proveedores y otros
compañeros. En 2014, aplicó R$ 449 millones en instituciones nacionales de Ciencia y
Tecnología en el área de P&D con énfasis en petróleo y gas.
Además de cumplir con las nuestras demandas operativas, las innovaciones
producidas con base en los portafolios de proyectos de las áreas tecnológicas
generan ganancias de productividad y contribuyen para nuestros resultados.
Proporcionan también el aumento de eficiencia, gracias a la optimización de
procesos, técnicas y métodos. Los beneficios de esas innovaciones sobrepasan
nuestras fronteras y se extienden a la sociedad. Entre ellos, el fortalecimiento de la
industria local, la reducción de las necesidades de importación de petróleo,
derivados y equipos, la disminución de las emisiones de gases y particulados en la
atmósfera y el mejor aprovechamiento de los recursos naturales.
Los proyectos de P&D tienen origen en un conjunto de procesos coordinados por
comités que establecen las direcciones y los desafíos tecnológicos a ser superados,
de acuerdo con nuestras grandes elecciones. Los portafolios de proyectos de P&D
son estructuradas en programas tecnológicos, que visan al servicio de objetivos
específicos dentro de plazos pre-fijados.
En 2014, los programas se relacionaron a las siguientes áreas: Exploración, Modelado
de Bacías en 3D; Refino (con enfoque en maximización de derivados medios y de
gasolina); Innovación en Combustibles y Lubricantes; Transporte; Biocombustibles;
Optimización, Confiabilidad y Eficiencia Energética; Gas Natural; Reducción de
Emisiones; Tratamiento, Reutilización y Minimización del Consumo de Agua;
53
Desarrollo de la Producción del Reservatorio Pre-sal; Recuperación Avanzada de
Petróleo; Aguas Profundas; Logística; y Gestión de CO2 en el desarrollo del Pre-sal.
Para medir el desempeño de los portafolios de proyectos, hicimos el
acompañamiento de marcos críticos, definidos como eventos significativos que
caracterizan una etapa del desarrollo tecnológico.
Los principales resultados de P&D e Ingeniería Básica en 2014 fueron los siguientes:

Primera interpretación de los datos en 4D del sistema de adquisición sísmica
permanente del Campo de Jubarte (Bacía de Campos). El trabajo resultó en el
cambio de locación de un pozo productor, agregando seis millones de barriles
de petróleo a la producción prevista, con ganado equivalente a R$ 156
millones;

Determinación más precisa de la acidez del agua de inyección producida para
los reservatorios del pre-sal, por medio de ensayos de laboratorio y modelado
numérico. Con eso, fue posible seleccionar materiales de metalurgia más
adecuados y reducir costos. La economía estimada es de US$ 112 millones
solamente en los pozos de los proyectos de desarrollo de la Cesión de
Derecho;

Aplicación de herramienta de desconexión eléctrico-hidráulica de fondo de
pozo en el Campo de Carapeba II (Bacía de Campos), abreviando en el 25% el
tiempo de sustitución de la columna de producción en pozos con terminación
inteligente. La estimativa es de reducción de cuatro días de intervención en
cada uno de los 150 pozos del género previstos para la Bacía de Santos en los
próximos años, generando una economía de US$ 3,4 millones por pozo;

Desarrollo de método de redireccionamiento de la inyección de gas en
columna de producción en pozos con gas lift, permitiendo reducción de la
pérdida de carga en el punto de inyección de gas, con ganancias de
producción del 2% a 3% en pozos de medio y alto flujo;

Desarrollo de mejorías en el proceso de fraccionamiento en las torres de
vacuo, por medio de la reducción de contaminantes en el gasóleo lleve de
destilación a vacuo, posibilitando su uso para la producción de diesel. La
estimativa es de aumento del 3% en el volumen de diesel - una ganancia
potencial de cerca de US$ 38 millones por año;

Desarrollo de proceso de incorporación de la adictiva N-Butyl-Thiophosphoric
Triamide (NBPT)- a la urea agrícola de la Fábrica de Fertilizantes de Paraná
(Fafen-PR). El compuesto retarda la degradación de la urea, permitiendo que
sea absorbida por el solo por más tiempo. Es posible reducir la pérdida del
fertilizante del 70% para hasta el 20%.
54
La concentración de especialistas de todas nuestras áreas de actuación habilita el
Cenpes a actuar también en la prestación de servicios de Asistencia Técnica para
solución de problemas identificados en las operaciones, buscando ganancias de
eficiencia, optimización operativa y reducción de costos.
Como ejemplo, la identificación de las causas de la vibración elevada en las tuberías
de flare y vaso de antorcha de la P-58, evitó pérdidas en la producción de 35 mil bpd
de petróleo. Se destaca también el desarrollo de módulo logístico para programa
computacional, que posibilita reducción del tiempo en la construcción de pozos del
pre-sal, generando economía en el orden de US$ 4 millones por pozo.
Recursos Humanos
Nuestro Plan de Negocios y Gestión presenta varios desafíos para el área de
Recursos Humanos (RH). Necesitamos proveer los talentos necesarios, tanto en
competencia cuanto en cantidad, y garantizar la satisfacción, el comprometimiento y
la productividad de todos los empleados a fin de cumplir con nuestros objetivos. Por
eso, establecemos como prioridad para los próximos años las siguientes temas de
RR.HH.: gestión del conocimiento, alto desempeño y productividad, movilidad,
planificación de la fuerza de trabajo, desarrollo estructurado de empleados y
desarrollo y sucesión gerencial.
Evolución del efectivo
El Sistema Petrobras terminó el año de 2014 con 80.908 empleados – número 6,04%
menor que el efectivo de 2013. Fueron admitidos 726 empleados en Petrobras
Controladora.
Efectivo por región
2014
2013
Petrobras Controladora
Sudeste
Sur
Nordeste
Norte
Centro-Oeste
58.618
41.207
2.836
12.818
1.282
475
62.692
43.309
2.949
14.651
1.413
370
Empresas Controladas - Brasil
Sudeste
Sur
Nordeste
Norte
Centro-Oeste
15.293
9.546
1.852
2.606
667
622
15.903
9.679
2.157
2.746
672
649
6.997
7.516
80.908
86.111
Empresas Controladas - Exterior
Total Sistema Petrobras
55
Rotación
Petrobras Controladora
Empresas Controladas - Brasil
Empresas Controladas - Exterior
2014
4,73%
9,04%
33,96%
2013
2,43%
7,84%
30,20%
Nivel Educacional
Petrobras Controladora
Nivel medio
Nivel superior
2014
58.618
36.188
22.430
2013
62.692
39.363
23.329
Gastos con personal
En el Sistema Petrobras, los gastos con personal totalizaron R$ 31 mil millones, un
aumento de 13%. Son compuestos por salarios, participaciones en las ganancias los
resultados, beneficios, plan de jubilación y pensión, plan de salud y Fondo de
Garantía del Tiempo de Servicio (FGTS). Las principales causas de esa variación
fueron el costo de las indemnizaciones derivadas Programa de Incentivo al Retiro
Voluntario (PIDV) y el crecimiento de la nómina de pago debido al reajuste salarial
con una ganancia real media del 2,7%, además de efectos vegetativos en virtud de
"anuenios" (adicionales por tiempo de servicio) y progresiones de carrera.
Consulte la nota explicativa 22 de los estados contables en este Informe de la
Administración.
Programa de Movimiento Interno de Empleados (Mobiliza)
El programa tiene el objetivo de compatibilizar nuestras necesidades con los
intereses de los empleados, de forma a cumplir al Plan de Negocios y Gestión.
Moviliza ofrece a los empleados oportunidades de movimiento interna para áreas
que necesitan efectivo, reduciendo costos con nuevas admisiones. En 2014, fueron
movidos 629 empleados.
Programa de Incentivo a la Desligamiento Voluntario (PIDV)
El objetivo del programa es adecuar nuestro efectivo a los desafíos del PNG.
Desarrollado con base en principios de gestión del conocimiento, sucesión gerencial
y continuidad operativa, para que podamos retener el conocimiento, el PIDV
permitió el desligamiento planeado y sistémico de los empleados inscritos.
El programa contó con 6.831 acciones de gestión del conocimiento, sostenidas en
proyectos y prácticas corporativas, como inventarios del conocimiento, narrativas,
mentorías y rotación técnica, entre otras.
56
El público-blanco del PIDV fueron los empleados con edad igual o superior a 55 años
que se jubilan hasta el 31 de marzo de 2014. De los 12.196 que estaban en esa
condición, 8.298 tuvieron las inscripciones validadas y clasificadas en categorías con
plazos para desligamiento hasta mayo de 2017. En 2014, 4.936 empleados se
distanciaron por el programa.
El total de indemnizaciones y ventajas de Petrobras Controladora fue estimado en
R$ 2,64 mil millones. El retorno financiero del programa, hasta 2018, fue previsto en
R$ 12,7 mil millones.
Desarrollo de Recursos Humanos
En 2014, realizamos grandes avances en nuestro modelo de educación corporativa,
implementando iniciativas como la creación de laboratorios, simuladores y
ambientes virtuales de aprendizaje.
Como parte de ese esfuerzo, las contribuciones en el desarrollo de los profesionales
totalizaron R$ 236,4 millones. Tuvimos aproximadamente 226 mil participaciones en
cursos de educación continuada en el País y en el exterior, con media de 65,5 horas
de entrenamiento por empleado. En el área de Exploración y Producción, nuestros
programas de carácter formativo y práctico para el cuerpo técnico de nivel superior
registraron más de 14 mil participaciones. Para el área de Abastecimiento,
elaboramos, con apoyo de la Universidad Petrobras, el Manual de Solución de
Problemas de Procesos de Refino, que contempla 41 procesos y data experiencias
relacionadas a cuestiones operacionales de las refinerías.
En las áreas de Seguridad, Medio Ambiente, Salud y Eficiencia Energética,
promovemos 374 cursos de prevención de accidentes, con cerca de siete mil
participaciones. Registramos también más de 31 mil participaciones en acciones de
entrenamiento en las áreas de gestión y de negocios. Cerca de cinco mil empleados
fueron capacitados en programas de desarrollo de capacidades corporativas y
cuatro mil gestores participaron de programas de desarrollo gerencial.
Gestión de conocimiento
Identificar, crear, preservar, compartir y aplicar lo saber acumulado son procesos que
confieren a la gestión del conocimiento un abordaje seguro y rentable, en línea con
nuestras grandes elecciones, que apuntan caminos para que alcancemos la Visión
2030. Para asegurar la retención y la diseminación de conocimientos críticos,
específicos y estratégicos, contamos con el Programa Mentor Petrobras, de lo cual
participan 1.557 empleados.
En una encuesta aplicada a empresas de administración pública, por el Instituto de
Investigación Económica Aplicada (Ipea), figuramos entre las cinco mejores
57
compañías en pasantía avanzada en la implantación de prácticas de Gestión del
Conocimiento, evidenciando la importancia de ese tema para nuestra estrategia.
Gestión de Ambiente
La Investigación de Ambiente es una etapa fundamental de nuestro proceso de
gestión del ambiente organizativo. Por medio del levantamiento de las percepciones
y de las expectativas de los empleados, podemos identificar oportunidades de
mejorías en las condiciones y en las relaciones de trabajo.
En la última edición de la investigación, Petrobras controladora registró un índice de
participación del 73,9%, totalizando 41.670 encuestados.
Como resultado, tuvimos el aumento del Índice de Satisfacción de los Empleados
(ISE), que sintetiza los aspectos relacionados al clima organizativo, en un punto
porcentual, alcanzando un 70%. La meta estipulada era de 69%.
Registramos el mismo resultado en Nivel de Compromiso con la Empresa (NCE) en un
71%, valor que representa la meta estipulada para esta edición de la investigación.
Informaciones sobre la prestación de otros servicios que no sean de
auditoría externa por el auditor independiente – Instrucción CVM
381/2003
Utilizamos instrumentos de gestión empresarial pautada en nuestro Código de Ética,
Código de Buenas Prácticas y Directrices de Gobierno Corporativo.
El artículo 29 de nuestro Estatuto Social determina que los auditores independientes
no nos podrán prestar servicios de consultoría durante la vigencia del contrato de
auditoria.
Contratamos a PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes para prestar
servicios técnicos especializados en auditoría contable para los ejercicios sociales
2012, 2013 y 2014.
58
Durante el ejercicio 2014, PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes nos
prestó los siguientes servicios y as nuestras subsidiarias y controladas:
R$ mil
Auditoría contable
Auditoría SOX
Servicios adicionales relacionados con la
auditoría
Auditoría Tributaria
Total de los servicios
19.157
1.496
373
775
21.801
ANÁLISIS FINANCIERO
Petrobras presenta el análisis financiero de sus estados contables consolidados,
excepto cuando indicado en contrario.
Resumen Económico y Financiero
R$ millones
Ingresos de ventas
Ganancia bruta
Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos
Resultado financiero neto
EBITDA ajustado 1
Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras
Ganancia (pérdida) básica y diluida por acción 2
Valor de mercado (Controlante)
Margen bruto (%)
Margen operativo (%) 3
Margen neto (%)
Margen del EBITDA ajustado (%) 4
Total de activos
Inversiones, Propiedad, Planta y Equipo y Activos Intangibles
Endeudamiento neto 5
Patrimonio neto
Capital propio / capital de terceros neto 6
2014 x
2013 (%)
2014
2013
337.260
80.437
(21.322)
(3.900)
59.140
(21.587)
(1,65)
127.506
304.890
69.895
34.364
(6.202)
62.967
23.570
1,81
214.688
11
15
(162)
37
(6)
(192)
(191)
(41)
24
(4)
(6)
18
23
11
8
21
1
(15)
(14)
(3)
793.375
608.248
282.089
310.722
43/57
752.967
585.616
221.563
349.334
49/51
5
4
27
(11)
-
1
La Compañía divulga el EBITDA ajustado de acuerdo con la Instrucción CVM n° 527 del 4 de octubre de 2012, calculado como el resultado neto del período más los
tributos sobre la ganancia, resultado financiero neto, depreciación y amortización, además de la participación en inversiones y de la pérdida en el valor de recuperación de
activos (impairment). La divulgación del EBITDA ajustado tiene como objetivo proporcionar información suplementaria sobre su capacidad de pago de deudas, de
realización y mantenimiento de sus inversiones, así como de cubrir necesidad de capital de giro. El EBITDA ajustado no es una medida definida por las prácticas contables
internacionales (IFRS) y puede no ser comparable con el mismo indicador divulgado por otras empresas.
2
Ganancia (pérdida) neta por acción calculada con base en el promedio ponderado por la cantidad de acciones.
3
Margen Operativo basado en la ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos, excluyéndose la baja de gastos adicionales indebidos
capitalizados.
4
El margen del EBITDA ajustado es igual al EBITDA ajustado dividido por los ingresos de ventas.
5
El endeudamiento neto no fue calculado según las normas internacionales de contabilidad - IFRS y no debe considerarse aisladamente o en sustitución al
endeudamiento total de largo plazo, calculado de acuerdo con el IFRS. El cálculo del endeudamiento neto no debe ser base de comparación con el endeudamiento neto de
otras empresas. La Administración cree que la deuda neta es una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la gestión
por la búsqueda de mejoras en el apalancamiento.
6
Capital de terceros neto de efectivo/inversiones financieras.
59
RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO
R$ millones
(21.924)
3.900
(3.892)
30.677
8.761
23.007
6.202
5.148
28.467
62.824
2014 X
2013 (%)
(195)
(37)
(176)
8
(86)
(451)
(1.095)
59
44.636
1.238
-
6.194
59.140
−
62.967
−
(6)
2014
Ganancia (pérdida) neta
Resultado financiero neto
Impuestos a las ganancias
Depreciación, agotamiento y amortización
EBITDA
Resultado de participaciones en inversiones
Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los
activos - impairment
Baja de gastos adicionales indebidos
capitalizados
EBITDA ajustado
2013
Específicamente en 2014, la Compañía optó por excluir la baja de gastos adicionales
indebidos capitalizados del cálculo del EBITDA ajustado, por entender que este ítem
no afecta la generación futura de caja, así como la posición actual de caja de la
Compañía, contribuyendo asý, para prover una información más adecuada a
respecto de su potencial de generación bruta de caja.
PRINCIPALES COTIZACIONES Y PRECIOS PROMEDIOS
R$ millones
2014
Indicadores económicos y financieros
Brent (US$/bbl)
Dólar médio de venta (R$)
Dólar final de venta (R$)
Variación - Dólar final de venta (%)
Selic - Taxa média (%)
Indicadores de precios promedio
Precios de los derivados básicos en el mercado interno (R$/bbl)
Precio de venta – Brasil
. Petróleo (US$/bbl) 7
. Gas natural (US$/bbl)
Precio de venta - Internacional
. Petróleo (US$/bbl)
. Gas natural (US$/bbl)
7
2013
2014 x
2013 (%)
98,99
2,35
2,66
13,40
10,86
108,66
2,16
2,34
14,60
8,19
(9)
9
13
(1)
3
226,52
209,17
8
87,84
47,93
98,19
47,68
(11)
1
82,93
21.18
89,86
21.08
(8)
0
Promedio de los precios de las exportaciones y de los precios internos de transferencia de la Exploración & Producción para el Abastecimiento.
Volumen de ventas
El volumen de ventas en el mercado interno fue el 4% superior, destacándose los
siguientes productos:

Diesel (aumento del 2%): mayor consumo en obras de infraestructura;
60



crecimiento de la flota de vehículos livianos a diesel (vans, pickups y SUV) y
mayor consumo por parte de las termoeléctricas complementarias del
Sistema Interconectado Nacional (SIN);
Gasolina (aumento del 5%): crecimiento de la flota de vehículos asociado a la
ventaja del precio de la gasolina con relación al etanol en diversos estados,
además del aumento del consumo de las familias. Estos factores fueron
parcialmente compensados por el aumento del tenor de etanol anhidro en la
gasolina C del 20% al 25%;
Oleo combustible (aumento del 21%): mayores entregas a térmicas
complementarias en varios estados brasileños; y
Gas natural (aumento del 9%): mayor demanda del sector eléctrico.
VOLUMEN DE VENTAS – mil
barriles/día
2014
Diesel
Gasolina
Oleo combustible
Nafta
GLP
Combustible de aviación
Otros
Total de derivados
Alcoholes, nitrogenados renovables y otros
Gas natural
Total mercado nacional
Exportación
Ventas internacionales
Total mercado internacional
Total general
1.001
620
119
163
235
110
210
2.458
99
446
3.003
393
571
964
3.967
2013
984
590
98
171
231
106
203
2.383
91
409
2.883
395
514
909
3.792
2014 x 2013
(%)
2
5
21
(5)
2
4
3
3
9
9
4
(1)
11
6
5
Impairment
Cambios en el contexto de los negocios de Petrobras, con la reducción de los
ingresos operativos esperados en el futuro debido a la disminución de los precios del
petróleo, a la devaluación del Real y al impacto de la "Operación Lava Jato",
estimularon una revisión de las perspectivas futuras de la Compañía y, por
consiguiente, llevaran a la necesidad de reducción en el ritmo de sus inversiones.
Como resultado, la Compañía apuró impairment de R$ 44.636 millones en el ejercicio
de 2014, principalmente en activos de: i) refinación en el país (R$ 30.976 millones),
debido a la evaluación de los proyectos del segundo tren de la Refinaria Abreu e
Lima (RNEST) y del Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (COMPERJ) por
separado de la unidad generadora del efectivo de la refinación, considerándose el
aplazamiento de esos proyectos por un largo periodo, generada por medidas de
61
preservación del efectivo y problemas en la cadena de proveedores en consecuencia
de las investigaciones de la “Operación Lava Jato”. Las pérdidas resultaron de
problemas de planificación de los proyectos, utilización de tasa de descuento con
mayor premio de riesgo, aplazamiento de la expectativa de entrada de efectivo, y
menor crecimiento económico. ii) exploración y producción de petróleo y gas natural
(R$ 10.002 millones), reflejo de la baja de los precios del petróleo; y iii) petroquímica
(R$ 2.978 millones), como resultado del escenario de reducción de la demanda y los
márgenes.
"Operación Lava Jato" y sus reflejos en la Compañía
La Compañía reconoció en el tercer trimestre de 2014 una baja en el monto de R$
6.194 millones de gastos capitalizados, referentes a valores que Petrobras pagó
adicionalmente en la adquisición de activos de propiedad, planta y equipo en
períodos anteriores.
Según testimonios obtenidos en el ámbito de investigaciones criminales conducidas
por las autoridades brasileñas, que se tornaron públicos a partir de octubre de 2014,
altos ejecutivos de Petrobras entraron en colusión con contratistas, proveedores y
otros involucrados para establecer un cártel que, entre 2004 y abril de 2012,
sistemáticamente impuso gastos adicionales en las compras de activos de
propiedad, planta y equipo por la Compañía. Dos exdirectores de la Compañía y un
exgerente executivo, que no trabajan para Petrobras desde abril de 2012, estaban
envueltos en este esquema de pagos indebidos. Los valores pagos adicionalmente
por la Compañía fueron utilizados por contratistas, proveedores e intermediarios
actuando en nombre de estas empresas para financiar pagos indebidos a partidos
políticos, políticos elegidos u otros agentes políticos, empleados de contratistas y
proveedores, los exempleados de Petrobras, y otros envueltos en el esquema de
pagos indebidos. La Compañía no realizó cualquier pago indebido.
Petrobras cree que los valores que fueron pagos en exceso en consecuencia del
referido esquema de pagos indebidos no deberían haber sido incluidos en el costo
histórico de su propiedad, planta y equipo. Sin embargo, la Compañía no consigue
identificar específicamente los valores de cada pago realizado en el alcance de los
contratos con las contratistas y los proveedores que tienen gastos adicionales, o los
períodos en que tales pagos adicionales ocurrieron. Por lo tanto, Petrobras
desarrolló una metodología para estimar el monto total de gastos adicionales
incurridos en consecuencia del referido esquema de pagos indebidos para
determinar el valor de las bajas a ser realizadas, representando en cuanto sus
activos están sobrevalorados como resultado de gastos adicionales cobrados por
proveedores y contratistas, y utilizados por ellos para realizar pagos indebidos.
62
El efecto total de los ajustes apurados, por área de negocio, es presentado a
continuación:
R$
millones
Exploración & Producción
Abastecimiento
Gas & Energía
Biocombustible
Distribución
Internacional
Total
1.969
3.427
652
23
23
100
6.194
Detalles de la metodología utilizada para el ajuste, bien como otras informaciones
sobre la “Operación Lava Jato” están disponibles en la nota explicativa 3 de los
Estados Financieros.
Resultados Consolidados
La Compañía presentó pérdida consolidada de R$ 21.587 millones, que, en relación a
la ganancia del ejercicio de 2013, R$ 23.570 millones, refleja principalmente los
siguientes factores:
Ganancia bruta
Ganancia bruta superior en 15% (R$ 10.542 millones), con destaque a:

Ingresos de ventas de R$ 337.260 millones, el 11% superior a 2013 debido a:

Mayores precios en las ventas de derivados en el mercado interno debido a
los reajustes de diesel y gasolina en 2013 y el 7 de noviembre de 2014 y al
efecto de la depreciación cambiaria (9%) sobre los precios de los derivados
vinculados al mercado internacional, además dos mayores precios de energía
y gas natural; y

Aumento de la demanda de derivados en el mercado interno (3%),
principalmente diesel (2%), gasolina (5%) y óleo combustible (21%), y mayor
volumen de petróleo exportado (12%), parcialmente compensados por la
menor exportación de derivados (15%).

Costo de ventas de R$ 256.823 millones, el 9% superior a 2013, retratando:

Efecto de la depreciación cambiaria sobre los gastos por importaciones y
participaciones gubernamentales;

Aumento del 3% en el volumen de ventas de derivados en el mercado interno
y mayor volumen de importación de gas natural licuado (GNL) para suplir la
63
demanda; y

Mayores gastos de adquisición de energía eléctrica debido al aumento del
precio de liquidación de las diferencias (PLD).
Pérdida neta antes del resultado financiero, participación y impuestos
Pérdida neta antes del resultado financiero, participación y impuestos de R$ 21.322
millones, comparada con la ganancia de R$ 34.364 millones en 2013, generado por:

Impairment de activos (R$ 44.636 millones);

Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados (R$ 6.194 millones);

Provisión de pérdidas con montos a cobrar del sector eléctrico (R$ 4.511
millones);

Bajas de los valores relacionados con la construcción de las refinerías
Premium I y II (R$ 2.825 millones);

Provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (R$ 2.443
millones);

Provisión para abandono de áreas (R$ 1.128 millones);

Devolución de campos a la ANP (R$ 610 millones); y

Revisión del plan actuarial (R$ 505 millones).
Estos efectos fueron parcialmente compensados por el aumento de la ganancia
bruta.
Resultado financiero neto
Gasto financiero neto de R$ 3.900 millones, R$ 2.302 millones inferior debido a los
siguientes efectos positivos:

Reducción de la pérdida cambiaria sobre la menor exposición pasiva neta en
dólares;

Ganancia cambiaria generada por la valorización del dólar en relación a otras
monedas, principalmente en relación al euro;

Actualización monetaria de contingencia activa referente a los valores de PIS
y COFINS pagados indebidamente sobre ingresos financieros entre febrero de
1999 hasta diciembre de 2002; y
64

Actualización monetaria de los contratos de confesión de deuda en relación a
los montos a cobrar del sector eléctrico.
Eses efectos fueron compensados parcialmente por los mayores gastos de intereses
debido al mayor endeudamiento.
Resultado por Área de Negocio
Petrobras es una compañía que opera de manera integrada, siendo que la mayor
parte de la producción de petróleo y gas natural proveniente del área de Exploración
y Producción se transfiere para otras áreas de la Compañía.
En la verificación de los resultados por área de negocio se consideran las
transacciones realizadas con terceros y entre compañías del Sistema Petrobras,
además de las transferencias entre áreas de negocio, siendo estas evaluadas por
precios internos de transferencia definidos con metodologías con base en
parámetros de mercado.
GANANCIA (PÉRDIDA) NETA CONSOLIDADA ATRIBUIBLE A LOS ACCIONISTAS DE
PETROBRAS
R$ millones
E&P
Abastecimiento
Gas & Energía
Biocombustible
Distribuición
Internacional
2014
2013
32.264
(38.927)
(936)
(298)
1.185
(3.204)
42.213
(17.734)
1.256
(254)
1.813
3.648
2014 x
2013 (%)
(24)
120
(175)
17
(35)
(188)
Exploración & Producción
La reducción de la ganancia neta resultó del reconocimiento de la reducción al valor
recuperable de activos (impairment), de la baja de gastos adicionales indebidos
capitalizados, de la provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación
Voluntaria (PIDV), de la provisión para abandono de áreas, de las bajas de activos por
devolución de campos y de los mayores gastos en depreciación de equipos,
mantenimiento e intervención de pozos, fletamentos de plataformas, materiales y
personal, además del hecho del año anterior haberse beneficiado por la ganancia
obtenida con la venta de la participación total en el proyecto offshore Parque das
Conchas (BC-10). Estos factores fueron compensados parcialmente por el aumento
de la producción de petróleo y LGN (5%).
65
El spread entre el precio medio del petróleo nacional vendido/transferido y la
cotización media del Brent aumentó de US$ 10,47/bbl en 2013 a US$ 11,15/bbl en
2014.
Abastecimiento
El aumento de la pérdida resultó de la reducción al valor recuperable de activos
(impairment), de la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados, de las bajas
de los valores relacionados con la construcción de las refinerías Premium I y II y de la
provisión del Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV),
compensados parcialmente por los mayores precios medios de realización de
derivados, debido a los reajustes en los precios del diesel y de la gasolina a lo largo
de 2013 y 2014, y por la mayor producción de derivados (2%).
Gas y Energía
La pérdida resultó de los mayores costos de importación de GNL y de gas natural
para suplir la demanda del sector termoeléctrico, del reconocimiento del acuerdo
referente a la ejecución del contrato de importación de gas natural boliviano, de la
provisión para pérdidas sobre los montos a cobrar del sector eléctrico, de la baja de
gastos adicionales indebidos capitalizados y de la provisión del Programa de
Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV), compensados parcialmente por los
mayores precios medios de realización de energía eléctrica, debido al menor nivel de
los reservatorios y consecuente elevación del PLD, y de la ganancia obtenida con la
venta de la participación total en la empresa Brasil PCH S/A (R$ 646 millones).
Biocombustible
El aumento de la pérdida resultó, principalmente, de las mayores pérdidas en
participaciones en invertidas del sector de biodiesel y de la provisión del Programa
de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV). Estos efectos fueron parcialmente
compensados por la reducción de las pérdidas en las operaciones de biodiesel y por
el menor ajuste al valor de mercado de los inventarios.
Distribución
La reducción de la ganancia neta resultó de los mayores gastos de ventas debido a la
provisión para pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico y a la provisión del
Programa de Incentivo de Desvinculación Voluntaria (PIDV), compensados
parcialmente por los aumentos en el volumen de ventas y en los márgenes medios
de comercialización de combustibles.
66
Internacional
La pérdida resultó del reconocimiento de la reducción al valor recuperable de los
activos (Impairment) referentes a las actividades de E&P en Estados Unidos y Bolivia
y de refinación en Japón, ocasionada principalmente por la reducción de los precios
internacionales de petróleo y derivados, además de la provisión para pérdidas en
inversiones en Venezuela, Ecuador y África. Además, hubo mayor provisión para
reducción a valor de mercado de los inventarios en Japón y menor ganancia bruta,
principalmente en las operaciones de E&P, resultante de las desinversiones
ocurridas y de la reducción del precio de los commodities. También hubo ganancia de
2013 con la venta del 50% de la participación societaria en las empresas de África.
Estos efectos fueron en parte compensados por las ganancias provenientes de las
ventas de activos en Perú y de activos terrestres en Colombia, concluidas en 2014.
Liquidez y Recursos de Capital
ESTADO DE LOS FLUJOS DE EFECTIVO
R$ millones
2014
Disponibilidades ajustadas al início del período 8
Títulos públicos federales y time deposits al início del período
Efectivo y equivalentes al efectivo al início del período
2013
46.257
(9.085)
37.172
48.497
(20.869)
27.628
Efectivo neto generado en las actividades operativas
Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión
Inversiones en segmentos de negócio
Venta de activos (desinversiones)
Inversiones en títulos y valores mobiliarios
(=) Flujo de efectivo neto
62.241
(85.208)
(81.795)
9.399
(12.812)
(22.967)
56.210
(76.674)
(98.038)
8.383
12.981
(20.464)
Financiaciones y préstamos, netos
Captaciones
Amortizaciones
Dividendos pagados a los accionistas
Participación de accionistas no controlantes
Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre efectivo y equivalentes al efectivo
Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período
35.134
72.871
(37.737)
(8.735)
(250)
3.885
44.239
33.176
83.669
(50.493)
(5.776)
(137)
2.745
37.172
24.707
68.946
9.085
46.257
Títulos públicos federales y time deposits al final del período
Disponibilidades ajustadas al final del período 8
8
Las disponibilidades ajustadas incluyen títulos federales e inversiones financieras en el exterior en time deposits de instituciones financieras de primera línea con
vencimientos superiores a 3 meses a partir de la fecha de aplicación, considerándose la expectativa de realización de esas inversiones a corto plazo. Las disponibilidades
ajustadas no fueron calculadas según las normas internacionales de contabilidad y no deben ser consideradas aisladamente ni en reemplazo de efectivo y equivalentes al
efectivo determinados en IFRS. Las disponibilidades ajustadas no deben ser base de comparación con las de otras empresas, sin embargo, la administración cree que son
una información complementaria que ayuda a los inversionistas a evaluar la liquidez y auxilia en la gestión del apalancamiento.
Al 31 de diciembre de 2014, efectivo y equivalentes de efectivo aumentó 19% con
relación al 31 de Diciembre de 2013. Las disponibilidades ajustadas crecieron el 49%.
La principal necesidad de recursos en 2014 fue para financiar las inversiones en
áreas de negocio y pagar dividendos. Dichos recursos fueron proporcionados por
una generación de caja operativa de R$ 62.241 millones, captaciones netas por el
monto de R$ 35.134 millones y desinversiones de R$ 9.399 millones.
67
La generación operativa de efectivo aumentó el 11% con relación a 2013,
principalmente motivada por el aumento en la ganancia bruta y reducción del saldo
de inventario (R$ 5.979 millones). Las inversiones en los negocios de la Compañía
fueron el 17% inferiores en 2014, con destaque para el retroceso en las inversiones
en el área de abastecimiento (R$ 10.272 millones) y en el área de E&P (R$ 3.743
millones). Los recursos originados en la venta de activos fueron de R$ 9.399
millones, principalmente debido a la venta de las empresas Petrobras Energía Perú,
Brasil PCH, Innova y Gasmig. El volumen de captaciones realizadas en 2014, netas de
amortizaciones, fue de R$ 35.134 millones, con destaque para las emisiones de notes
en el mercado de capitales de US$ 13,6 mil millones, además de las captaciones a
largo plazo en el mercado bancario en Brasil y el exterior.
La capacidad de la Compañía para invertir sus recursos disponibles se ha visto
limitada por la reducción de los ingresos operacionales que se esperan en el futuro
debido a la disminución de los precios del petróleo y debido a la devaluación del Real,
generando el aumento de la necesidad de efectivo para cubrir el servicio de su
deudas en moneda extranjera a corto plazo. Además, por varias razones, incluyendo
el entorno económico actual del Brasil, Petrobras no ha sido capaz de acceder al
mercado de capitales. Como resultado, la Compañía decidió recientemente por el
aplazamiento de proyectos que fueron impactados por complicaciones derivadas de
insolvencia de los proveedores, además de la falta de proveedores calificados
disponibles (resultante principalmente de las investigaciones de la “Operación Lava
Jato”).
En su estrategia de ampliar las fuentes de financiación y como alternativa al
contexto actual, la Compañía ha buscado acceso al mercado bancario de Asia y, en
2015, considera utilizar fuentes tradicionales de financiación (bancos, las ECAs y el
mercado de capitales) para capturar los recursos necesarios. Además, el programa
de desinversión de US$ 13,7 mil millones contribuirá a la satisfacción de las
necesidades de liquidez.
68
Endeudamiento
La deuda consolidada, en relación con los préstamos y financiaciones en el país y en
el extranjero, alcanzó R$ 351.035 millones, como se muestra a continuación:
ENDEUDAMIENTO CONSOLIDADO
R$ millones
Financiaciones corrientes 9
Financiaciones a largo plazo 10
Total
Efectivo y equivalentes al efectivo
Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses)
Disponibilidades ajustadas
Endeudamiento neto
Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto)
Pasivo total neto 11
Estructura de capital
(Capital de terceros neto / pasivo total neto)
Índice de endeudamiento neto/EBITDA ajustado
Δ%
31.12.2014
31.12.2013
31.565
319.470
351.035
44.239
24.707
68.946
282.089
48%
724.429
18.782
249.038
267.820
37.172
9.085
46.257
221.563
39%
706.710
68
28
31
19
172
49
27
9
3
57%
4,77
51%
3,52
6
36
U.S.$ millones
Δ%
31.12.2014
31.12.2013
Financiaciones corrientes
Financiaciones a largo plazo
Total
11.884
120.274
132.158
8.017
106.308
114.325
48
13
16
Endeudamiento neto
106.201
94.579
12
9
Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$ 42 millones al 31.12.2014 y R$38 millones al 31.12.2013).
10
11
Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$ 148 millones al 31.12.2014 y R$171 millones al 31.12.2013).
Pasivo total neto de disponibilidades ajustadas .
El endeudamiento neto del Sistema Petrobras en Reales aumentó el 27% con
relación al 31 de diciembre de 2013, como resultado de captaciones a largo plazo y
del impacto de la depreciación cambiaria del 13,4%.
69
Obligaciones Contractuales
La siguiente tabla resume nuestras obligaciones contractuales y compromisos
pendientes consolidados en 31.12.2014:
OBLIGACIONES CONTRATUALES
R$ millones
Pagos con vencimiento por período
Pagamentos com vencimento por Período
Elementos del balance general:12
Obligaciones de deuda
Con la transferencia de beneficios, riesgos y controles de activos
Provisiones para desmantelamiento de áreas
Total de elementos en el balance general
Otros compromisos contratuales
Gas natural ship o pay
Servicios contratados
Compromiso de compra de gas natural
Sin transferencia de beneficios, riesgos y controles de activos
Compromisos de compra
Total de otros compromisos
Total
Total
2015
20162019
2020 em
diante
350.845
190
21.958
372.993
31.523
12
1.181
32.716
176.645
41
1.580
178.266
142.677
137
19.197
162.011
10.529
240.374
27.311
314.505
74.240
666.959
1.039.95
2
1.876
77.278
4.714
38.898
39.758
162.524
7.433
100.078
17.396
102.262
31.870
259.039
1.220
63.018
5.201
173.345
2.612
245.396
195.240
437.305
407.407
12 No incluye las obligaciones por beneficios post-empleo. Ver notas explicativas nº 22 de los Estados Financieros Consolidados de 2014.
Activos y Pasivos sujetos a la variación cambiaria
La Compañía tiene activos y pasivos sujetos a variaciones de monedas extranjeras,
cuya principal exposición es el real con relación al dólar estadounidense y el dólar
estadounidense en relación al euro. A partir de mediados de mayo de 2013, la
compañía extendió la contabilidad de hedge para protección de exportaciones
futuras altamente probables.
Al 31 de diciembre de 2014, estaban designados, como instrumentos de protección,
obligaciones en monto de US$ 50.858 millones (R$ 135.088 millones),
correspondiendo a 70% de la exposición cambiaria, según el cuadro abajo:
CAMBIO DEL VALOR DE REFERENCIA (PRINCIPAL)
US$
millones
40.742
Cantidades designadas en 31 de diciembre de 2013
Nuevos instrumentos de hedge designados
Realización de las exportaciones Amortización de venda Cantidades designadas en 31 de diciembre de 2014
22.330
(5.764)
(6.450)
50.858
70
Al 31 de diciembre de 2014, el resultado de variación cambiaria que está registrado
en “otros resultados integrales”, en patrimonio neto, fue R$ 26.670 millones (R$
17.602 millones, neto de impuesto diferido).
Los saldos de activos y pasivos en moneda extranjera de subsidiarias y controladas
en el exterior no son inseridos en la exposición a continuación, cuando se realizan en
monedas equivalentes a sus respectivas monedas funcionales. Al 31 de diciembre de
2014, la exposición neta de la Compañía es pasiva. Por lo tanto, una apreciación del
real ante las demás monedas genera ingresos por variación cambiaria, mientras que
una depreciación del real representa un gasto de variación cambiaria.
ITENS
R$ millones
31.12.201 31.12.201
4
3
Activo
30.600
(222.279
)
135.088
(56.591)
Pasivo
Contabilización de Hedge
Total
16.853
(150.581
)
95.443
(38.285)
Impuestos y Participaciones Gubernamentales
La contribución económica de Petrobras, medida por medio de la generación de
impuestos, tasas y contribuciones sociales, ascendió a R$ 71.247 millones.
IMPUESTOS Y CONTRIBUCIONES
R$ millones
2014
Contribución económica - Brasil
47.99
1
16.18
3
(5.635
)
6.153
64.69
2
6.555
71.24
7
ICMS
PIS/COFINS
Impuesto sobre la Renta y Contribución Social
Otros
Subtotal - Brasil
Contribución económica - Internacional
2013
43.38
3
15.85
1
4.580
4.773
68.58
7
6.135
74.72
2
2014 x
2013 (%)
11
2
(223)
29
(6)
7
(5)
La estabilidad en las participaciones gubernamentales en Brasil reflejó el efecto de
la caída del 2% en el precio medio de referencia del petróleo nacional, siendo R$/bbl
203,41 (US$/bbl 87,14) en el período de enero a diciembre de 2014 contra R$/bbl
208,40 (US$/bbl 96,59) en el mismo período de 2013, que compensó los efectos del
aumento de la producción.
71
PARTICIPACIONES GUBERNAMENTALES
R$ millones
Brasil
Royalties
Participación especial
Retención de áreas
Subtotal - Brasil
Internacional
Total
2014
2013
15.474
14.803
164
30.441
1.148
31.589
15.057
15.161
170
30.388
913
31.301
2014 x
2013 (%)
3
(2)
(4)
−
26
1
Glosario
Bioelectricidad: energía eléctrica generada a partir de materia prima biológica
renovable (biomasa). La bioelectricidad de Petrobras Biocombustível producida en
complejos de generación eléctrica adjuntos a usinas de etanol, que utilizan el bagazo
de la caña de azúcar como entrada en producción de energía.
Bioproductos: también llamados de químicos renovables, son productos comerciales
obtenidos de materia prima biológica renovable (biomasa), por medio de procesos
dedicados (ex: plásticos verdes) o como coproductos del proceso de fabricación de
biocombustibles (ej.: glicerina y ácidos orgánicos).
BioQAV: querosene hecho a partir materias-primas renovables y que permite mezcla
con querosene derivado de petróleo (actualmente, autorizada en hasta un 50%) sin
exigir cambios operaciones y de proyecto de las turbinas.
Boe/d: barris de oleo equivalente por dia.
Brent: oleo utilizado como una de las principales referencias del mercado
internacional de petróleo. Los contratos de Brent Datado o sus derivados en el
mercado financiero referencia varios contratos de compra y venta de petróleo en el
mundo.
Ciclo combinado: turbinas a gas y a vapor asociadas en una única planta, ambas
generando energía eléctrica desde la quema del mismo combustible. Para eso, el
calor existente en los gases de escape de las turbinas a gas es recuperado,
produciendo el vapor necesario para el accionamiento de la turbina.
Ciclo simple: turbina operando aisladamente.
Condensado: mezcla de hidrocarbonetos en estado gaseoso en el reservatorio que
se vuelve liquida en la superficie, en condiciones atmosféricas normales.
Destilados medios: productos hechos a partir del petróleo como gasoil, querosene,
naftas y combustible de aviación.
72
Diesel S-10: combustible con 10 ppm (partes por millón), tipo Euro V (de elevada
calidad y bajísimo teor de azufre) y que sigue especificaciones internacionales.
Etanol de segunda generación (2G): etanol de residuos agrícolas, que se obtiene por
intermedio de la fermentación de los azucares de la estructura celulosica del bagazo
caña de azúcar. El producto final es químicamente idéntico al etanol de 1ª
generación (de maíz) o avanzado (de cana). El diferencial de esta tecnología es
aumentar la producción de etanol en la misma hectárea de tierra, con grande
reducción de emisión de CO2 en comparación a los biocombustibles de primera
generación.
Finalización: fase de la exploración del petróleo en la cual se instala, en el pozo, el
equipo necesario para traer a la superficie, controladamente, los fluidos deseados y
permitir la instalación de equipos de monitoreo en el pozo.
Finalización inteligente: Conjunto de operaciones destinadas a revestir y equipar el
pozo para producción o inyección de agua o de gas, utilizándose diferentes sensores
de monitoreo de pozo y válvulas con actuación remota para control del flujo
producido o inyectado.
FPSO: navío con capacidad para producir, almacenar y fluir petroleo y/o gas natural
para navíos aliviadores.
Gás natural rico (o húmedo): gas con compuestos más pesados que el propano,
constituido por las fracciones de GLP y gasolina natural.
Gasóleo suave: una de las fracciones intermedias del Petróleo. En la torre de
destilación atmosférica las fracciones se subdividen de acuerdo con su punto de
ebullición. Las fracciones intermedias del petróleo, como gasóleo ligero, queroseno y
gasolina, salen en la parte de medio de la torre de destilación atmosférica.
Gasolina A: combustible producido en refinarías y compuesto 100% por petróleo.
Gasolina C: gasolina con adicción de etanol anidro, destinada al consumidor final.
Green Diesel: diesel hecho a partir de materias primas renovables y que puede
mezclarse en cualquier proporción con el derivado de petróleo sin exigir cambio en
los motores. El proceso de producción de green diesel de Petrobras
Biocombustívelen parecería con Galp genera un combustible limpio y similar en
términos energéticos al diesel derivado de petróleo.
Impairment: pérdida en el valor de recuperación de activos.
Indice de reposición de reservas: mide el reemplazo de la producción por adiciones
de reservas, extensiones, revisiones de estimativas o perfeccionamiento de
recuperación.
73
Indice de reserva/producción: mide la longevidad de las reservas probadas actuales
considerando constante el nivel de producción.
Intermedio: petróleo que sufrió algún proceso de refino pero aún no es producto
final. Así, es refinado (procesado) una vez más, hasta que se transforme en derivado.
Master Sales Agreement: contrato no vinculante que contiene los términos y
condiciones generales para compra y venta de gas natural licuado.
Oleo-ganancia: volumen de oleo producido deducido aquel necesario para pagar los
costos e impuestos.
Plan de evaluación de descubierta (PAD): documento que contiene el conjunto de
operaciones a realizarse en un área en donde ocurrió una descubierta para evaluarse
su viabilidad económica. Un PAD debe ser sometido por el concesionario para
aprobación de la Agencia Reguladora de la Industria de Petróleo y Gas.
Reexportación: operación en la cual una carga de gas natural licuado es importada y
posteriormente exportada al país.
Ring fence: área de exploración contigua a un campo donde ya hubo descubiertas
anteriores.
Sello Combustible Social: concedido por el Ministerio de Desarrollo Agrário para el
productor de biodiesel que utiliza materia prima proveniente de agricultura familiar.
Shale oil/gas: engloba indistintamente todas las rocas generadoras (folhelhos
sílticos, folletos silicosos, siltitos arcillosos y margas) que se portan como fuente,
reservatorio y estampilla de petróleo. Su producción demanda lo empleo de
fracturamiento hidráulico.
Tight Oil: petróleo producido a partir del esquisto, o de cualquier otra roca cuya
permeabilidad sea muy baja, utilizándose técnicas similares a la de producción de
gas de pizarra, como la perforación horizontal o la fractura hidráulica. La producción
de tight oil es considerada un tipo no convencional de producción de petróleo.
WTI: la sigla WTI significa West Texas Intermediate y se la utiliza para designar la
corriente que reune la producción convencional terrestre de petróleos livianos y de
bajo teor de azufre de la región del PADD3, en Estados Unidos. El WTI es una de las
principales referencias para contratos de compra y venta de petróleo en la Bacía del
Atlantico y es considerado como una referencia global para el mercado del petróleo.
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