Rio de Janeiro, 12 de dezembro de 2014 –
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras esclarece que decidiu, nesta data,
não divulgar as demonstrações contábeis do terceiro trimestre de 2014
não revisadas pelos auditores independentes tendo em vista os novos
fatos ocorridos após o dia 13 de novembro de 2014, relacionados, direta
ou indiretamente, à Operação Lava Jato, quais sejam:
I) Postergação para 31 de janeiro de 2015 do vencimento dos primeiros covenants, possibilitando a apresentação das demonstrações contábeis do terceiro trimestre de 2014 não revisadas até esta data sem risco de declaração de vencimento antecipado da dívida pelos credores;
II) Recebimento pela Petrobras, em 21 de novembro de 2014, de uma intimação (subpoena) da Securities and Exchange Commission (SEC) requerendo documentos relativos a uma investigação sobre a Companhia iniciada pela SEC;
III) Conhecimento pela Petrobras, em 03 de dezembro de 2014, dos depoimentos prestados no âmbito do acordo de colaboração premiada do Sr. Julio Gerin de Almeida Camargo (Grupo Toyo) e Sr. Augusto Ribeiro de Mendonça Neto (Grupo Setal);
IV) Citação da Petrobras, em 09 de dezembro de 2014, relativa à ação coletiva (class action) movida pelo Sr. Peter Kaltman perante corte nos Estados Unidos (United States District Court, Southern District of New York). Nós acreditamos que outras ações serão apresentadas e possivelmente consolidadas com a ação do Sr. Kaltman;
V) Ajuizamento pelo Ministério Público Federal, no dia 11 de dezembro de 2014, de ações criminais contra diversas pessoas, dentre as quais o ex-Diretor da Petrobras Paulo Roberto Costa e outros gestores de empresas, por corrupção passiva, corrupção ativa, organização criminosa, lavagem de dinheiro e uso de documento falso.
Entretanto, considerando o dever de informar e agindo com diligência e transparência, a Companhia está divulgando informações relativas aos indicadores operacionais e algumas informações econômico-financeiras que acreditamos que não são afetadas pelos potenciais ajustes decorrentes da “Operação Lava Jato”. Essas informações não foram revisadas pelos nossos auditores independentes.
I) Postergação para 31 de janeiro de 2015 do vencimento dos primeiros covenants, possibilitando a apresentação das demonstrações contábeis do terceiro trimestre de 2014 não revisadas até esta data sem risco de declaração de vencimento antecipado da dívida pelos credores;
II) Recebimento pela Petrobras, em 21 de novembro de 2014, de uma intimação (subpoena) da Securities and Exchange Commission (SEC) requerendo documentos relativos a uma investigação sobre a Companhia iniciada pela SEC;
III) Conhecimento pela Petrobras, em 03 de dezembro de 2014, dos depoimentos prestados no âmbito do acordo de colaboração premiada do Sr. Julio Gerin de Almeida Camargo (Grupo Toyo) e Sr. Augusto Ribeiro de Mendonça Neto (Grupo Setal);
IV) Citação da Petrobras, em 09 de dezembro de 2014, relativa à ação coletiva (class action) movida pelo Sr. Peter Kaltman perante corte nos Estados Unidos (United States District Court, Southern District of New York). Nós acreditamos que outras ações serão apresentadas e possivelmente consolidadas com a ação do Sr. Kaltman;
V) Ajuizamento pelo Ministério Público Federal, no dia 11 de dezembro de 2014, de ações criminais contra diversas pessoas, dentre as quais o ex-Diretor da Petrobras Paulo Roberto Costa e outros gestores de empresas, por corrupção passiva, corrupção ativa, organização criminosa, lavagem de dinheiro e uso de documento falso.
Entretanto, considerando o dever de informar e agindo com diligência e transparência, a Companhia está divulgando informações relativas aos indicadores operacionais e algumas informações econômico-financeiras que acreditamos que não são afetadas pelos potenciais ajustes decorrentes da “Operação Lava Jato”. Essas informações não foram revisadas pelos nossos auditores independentes.
R$ milhões
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Período Jan - Set
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3T-2014
|
2T-2014
|
3T14 X 2T14 (%)
|
3T-2013
|
2014
|
2013
|
2014 x 2013 (%)
|
|
88.378
|
82.298
|
7
|
77.700
|
Receita de vendas
|
252.221
|
223.862
|
13
|
62.409
|
58.140
|
7
|
39.350
|
Caixa e equivalentes de caixa
|
62.409
|
39.350
|
59
|
2.746
|
2.600
|
6
|
2.522
|
Produção total de óleo e gás natural (mil bbl/dia)
|
2.627
|
2.542
|
3
|
261.445
|
241.349
|
8
|
192.987
|
Endividamento Líquido
|
261.445
|
192.987
|
35
|
4.249
|
(2.625)
|
−
|
(5.232)
|
Fluxo de caixa líquido
|
(9.154)
|
(12.820)
|
−
|
70.259
|
66.363
|
6
|
57.879
|
Disponibilidades ajustadas
|
70.259
|
57.879
|
21
|
229.723
|
217.725
|
6
|
229.078
|
Valor de mercado (Controladora)
|
229.723
|
229.078
|
−
|
No 3T-2014 a Receita de Vendas atingiu R$ 88.378 milhões e o Caixa e Equivalentes de Caixa, R$ 62.409 milhões.
O aumento de 7% na Receita de Vendas, comparada ao 2T-2014, foi devido às maiores exportações de petróleo e ao aumento da demanda no mercado interno, principalmente diesel, suportada na maior parte pela produção nacional de derivados.
Em relação ao período de jan-set/2013, a Receita de Vendas foi superior em 13%, refletindo os maiores preços nas vendas de derivados no mercado interno devido à incidência em todo o ano de 2014 dos reajustes de diesel e gasolina ao longo de 2013, além do efeito da depreciação cambial (8%) sobre os preços dos derivados atrelados ao mercado internacional e das exportações, maiores preços de energia e gás natural; bem como pelo aumento da demanda de derivados no mercado interno (3%), principalmente diesel (2%), gasolina (5%) e óleo combustível (21%), e pelo maior volume de petróleo exportado (12%), parcialmente compensados pela menor exportação de óleo combustível (14%).
A Diretoria Executiva aprovou recentemente a implementação de uma série de ações voltadas para a preservação do caixa, que em 30 de Setembro de 2014 era de R$ 62,4 bilhões, e da liquidez nas operações da Companhia, que incluem, por exemplo, a antecipação de recebíveis, a redução do ritmo dos investimentos em projetos, a revisão de estratégias de preços de produtos e a redução de custos operacionais em atividades ainda não alcançadas pelos programas estruturantes. Essas ações asseguram fluxo de caixa livre positivo no próximo ano, considerando preços de petróleo em torno de US$ 70/bbl e taxa de câmbio em torno de R$ 2,60/US$, e eliminam a necessidade de captações junto ao mercado no próximo ano.
O aumento de 7% na Receita de Vendas, comparada ao 2T-2014, foi devido às maiores exportações de petróleo e ao aumento da demanda no mercado interno, principalmente diesel, suportada na maior parte pela produção nacional de derivados.
Em relação ao período de jan-set/2013, a Receita de Vendas foi superior em 13%, refletindo os maiores preços nas vendas de derivados no mercado interno devido à incidência em todo o ano de 2014 dos reajustes de diesel e gasolina ao longo de 2013, além do efeito da depreciação cambial (8%) sobre os preços dos derivados atrelados ao mercado internacional e das exportações, maiores preços de energia e gás natural; bem como pelo aumento da demanda de derivados no mercado interno (3%), principalmente diesel (2%), gasolina (5%) e óleo combustível (21%), e pelo maior volume de petróleo exportado (12%), parcialmente compensados pela menor exportação de óleo combustível (14%).
A Diretoria Executiva aprovou recentemente a implementação de uma série de ações voltadas para a preservação do caixa, que em 30 de Setembro de 2014 era de R$ 62,4 bilhões, e da liquidez nas operações da Companhia, que incluem, por exemplo, a antecipação de recebíveis, a redução do ritmo dos investimentos em projetos, a revisão de estratégias de preços de produtos e a redução de custos operacionais em atividades ainda não alcançadas pelos programas estruturantes. Essas ações asseguram fluxo de caixa livre positivo no próximo ano, considerando preços de petróleo em torno de US$ 70/bbl e taxa de câmbio em torno de R$ 2,60/US$, e eliminam a necessidade de captações junto ao mercado no próximo ano.
Período Jan - Set
|
|||||||
3T-2014
|
2T-2014
|
3T14 X 2T14 (%)
|
3T-2013
|
Produção nacional (mil barris/dia)
|
2014
|
2013
|
2014 x 2013 (%)
|
2.090
|
1.972
|
6
|
1.924
|
Petróleo e LGN
|
1.995
|
1.922
|
4
|
441
|
411
|
7
|
390
|
Gás natural
|
418
|
392
|
7
|
2.531
|
2.383
|
6
|
2.314
|
Total
|
2.413
|
2.314
|
4
|
(3T-2014 x 2T-2014): A
produção de petróleo e LGN aumentou 6%, devido ao ramp-up dos sistemas
P-55 (Roncador), P-62 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias) e FPSO
Cidade de Paraty (Lula NE), além do início do TLD de Iara Oeste e do SPA
de Tartaruga Verde.
A produção de gás cresceu 7%, em função do aumento da produção dos sistemas P-53 (Marlim Leste), P-54 (Roncador), P-55 (Roncador), P-62 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias), FPSOs Cidade de Santos (Uruguá-Tambaú) e Cidade de Paraty (Lula NE).
A produção de gás cresceu 7%, em função do aumento da produção dos sistemas P-53 (Marlim Leste), P-54 (Roncador), P-55 (Roncador), P-62 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias), FPSOs Cidade de Santos (Uruguá-Tambaú) e Cidade de Paraty (Lula NE).
(Jan-Set/2014 x Jan-Set/2013):
A produção de petróleo e LGN aumentou 4%, pela entrada em operação das
UEPs P-63 (Papa-Terra), P-55 (Roncador), P-62 (Roncador) e P-58 (Parque
das Baleias) e ao ramp-up dos sistemas FPSOs Cidade de Itajaí (Baúna),
Cidade de Paraty (Lula NE) e Cidade de São Paulo (Sapinhoá). Este
aumento foi parcialmente compensado pelo declínio natural dos campos.
A produção de gás cresceu 7%, pela maior produção nos campos de Mexilhão, Parque das Baleias, Uruguá-Tambaú, Sapinhoá e Lula Nordeste.
A produção de gás cresceu 7%, pela maior produção nos campos de Mexilhão, Parque das Baleias, Uruguá-Tambaú, Sapinhoá e Lula Nordeste.
Volume de vendas (mil barris/dia)
|
Período Jan - Set
|
||||||
3T-2014
|
2T-2014
|
3T14 X 2T14 (%)
|
3T-2013
|
2014
|
2013
|
2014 x 2013 (%)
|
|
1.049
|
999
|
5
|
1.031
|
Diesel
|
998
|
977
|
2
|
616
|
619
|
−
|
587
|
Gasolina
|
612
|
583
|
5
|
126
|
114
|
11
|
71
|
Óleo combustível
|
117
|
97
|
21
|
160
|
162
|
(1)
|
172
|
Nafta
|
167
|
174
|
(4)
|
247
|
237
|
4
|
243
|
GLP
|
235
|
230
|
2
|
110
|
108
|
2
|
108
|
QAV
|
110
|
105
|
5
|
225
|
204
|
10
|
210
|
Outros
|
210
|
203
|
3
|
2.533
|
2.443
|
4
|
2.422
|
Total de derivados
|
2.449
|
2.369
|
3
|
98
|
88
|
11
|
95
|
Alcoóis, nitrogenados renováveis e outros
|
94
|
86
|
9
|
449
|
451
|
−
|
392
|
Gás natural
|
442
|
415
|
7
|
3.080
|
2.982
|
3
|
2.909
|
Total mercado interno
|
2.985
|
2.870
|
4
|
496
|
309
|
61
|
402
|
Exportação
|
392
|
392
|
−
|
567
|
598
|
(5)
|
505
|
Vendas internacionais
|
574
|
498
|
15
|
1.063
|
907
|
17
|
907
|
Total mercado externo
|
966
|
890
|
9
|
4.143
|
3.889
|
7
|
3.816
|
Total geral
|
3.951
|
3.760
|
5
|
(3T-2014 x 2T-2014): O volume de vendas no mercado interno foi 3% superior, destacando-se os seguintes produtos:
• Diesel (aumento de 5%) – sazonalidade do consumo, tendo em vista o plantio da safra de grãos de verão e a atividade industrial, bem como maior consumo pelas térmicas;
• Óleo combustível (aumento de 11%) – aumento da utilização em térmicas; e
• GLP (aumento de 4%) – temperaturas médias mais baixas e maior atividade econômica.
• Diesel (aumento de 5%) – sazonalidade do consumo, tendo em vista o plantio da safra de grãos de verão e a atividade industrial, bem como maior consumo pelas térmicas;
• Óleo combustível (aumento de 11%) – aumento da utilização em térmicas; e
• GLP (aumento de 4%) – temperaturas médias mais baixas e maior atividade econômica.
(Jan-Set/2014 x Jan-Set/2013): O volume de vendas no mercado interno foi 4% superior, destacando-se os seguintes produtos:
• Diesel (aumento de 2%) – maior consumo em obras de infraestrutura e crescimento da frota de veículos leves a diesel (van, pick up e SUV);
• Gasolina (aumento de 5%) – crescimento da frota de veículos associado à vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol em diversos estados, além do aumento do consumo das famílias. Estes fatores foram parcialmente compensados pelo aumento do teor de etanol anidro na gasolina C de 20% para 25%; e
• Óleo combustível (aumento de 21%) – maiores entregas para térmicas complementares, frente aos nove primeiros meses de 2013, em vários estados do país.
Período Jan - Set
|
|||||||
3T-2014
|
2T-2014
|
3T14 X 2T14 (%)
|
3T-2013
|
Importações e exportações de petróleo e derivados (mil barris/dia)
|
2014
|
2013
|
2014 x 2013 (%)
|
303
|
534
|
(43)
|
334
|
Importação de petróleo
|
399
|
421
|
(5)
|
410
|
407
|
1
|
493
|
Importação de derivados
|
414
|
377
|
10
|
713
|
941
|
(24)
|
827
|
Importação de petróleo e derivados
|
813
|
798
|
2
|
323
|
138
|
134
|
206
|
Exportação de petróleo
|
219
|
195
|
12
|
168
|
170
|
(1)
|
196
|
Exportação de derivados
|
170
|
195
|
(13)
|
491
|
308
|
59
|
402
|
Exportação de petróleo e derivados
|
389
|
390
|
−
|
(222)
|
(633)
|
65
|
(425)
|
Exportação (importação) líquida de petróleo e derivados
|
(424)
|
(408)
|
(4)
|
5
|
1
|
−
|
−
|
Exportação outros
|
3
|
2
|
50
|
(3T-2014 x 2T-2014): Aumento
nas exportações de petróleo devido à maior produção de petróleo e à
realização de exportações que estavam em andamento em 30 de junho.
A redução nas importações de petróleo reflete o maior volume ocorrido no trimestre anterior, base de comparação, quando houve indicação econômica de aproveitamento de oportunidade comercial.
(Jan-Set/2014 x Jan-Set/2013): O aumento da produção de petróleo proporcionou maiores exportações e utilização no refino, gerando, em consequência, a menor necessidade de importações de petróleo.
O aumento na importação de derivados acompanha a maior demanda no mercado interno, fator que reflete também nas menores exportações de derivados.
A redução nas importações de petróleo reflete o maior volume ocorrido no trimestre anterior, base de comparação, quando houve indicação econômica de aproveitamento de oportunidade comercial.
(Jan-Set/2014 x Jan-Set/2013): O aumento da produção de petróleo proporcionou maiores exportações e utilização no refino, gerando, em consequência, a menor necessidade de importações de petróleo.
O aumento na importação de derivados acompanha a maior demanda no mercado interno, fator que reflete também nas menores exportações de derivados.
Período Jan - Set
|
|||||||
3T-2014
|
2T-2014
|
3T14 X 2T14 (%)
|
3T-2013
|
Indicadores Operacionais do Refino (mil barris/dia)
|
2014
|
2013
|
2014 x 2013 (%)
|
2.204
|
2.180
|
1
|
2.128
|
Produção de derivados
|
2.170
|
2.131
|
2
|
2.102
|
2.102
|
−
|
2.102
|
Carga de referência
|
2.102
|
2.102
|
−
|
100
|
98
|
2
|
96
|
Fator de utilização do parque de refino (%)
|
98
|
97
|
1
|
2.094
|
2.064
|
1
|
2.027
|
Carga fresca processada - país (petróleo)
|
2.059
|
2.041
|
1
|
2.138
|
2.101
|
2
|
2.072
|
Carga processada - país (petróleo e LGN)
|
2.099
|
2.086
|
1
|
80
|
82
|
(2)
|
82
|
Participação do óleo nacional na carga processada (%)
|
82
|
81
|
1
|
(3T-2014 x 2T-2014): A carga processada diária foi 2% superior, pela menor atividade de paradas no 3T-2014.
(Jan-Set/2014 x Jan-Set/2013): A
carga processada diária aumentou 1%, em função da melhora sustentável
da performance operacional das refinarias. A produção de derivados foi
2% superior, decorrente da maior utilização de produtos intermediários.
Período Jan - Set
|
|||||||
3T-2014
|
2T-2014
|
3T14 X 2T14 (%)
|
3T-2013
|
Indicadores físicos e financeiros Gás Natural e Energia
|
2014
|
2013
|
2014 x 2013 (%)
|
1.196
|
1.157
|
3
|
1.873
|
Vendas de energia elétrica (ACL) - MW médio
|
1.201
|
2.026
|
(41)
|
2.671
|
2.453
|
9
|
1.798
|
Vendas de energia elétrica (ACR) - MW médio
|
2.341
|
1.798
|
30
|
4.789
|
4.690
|
2
|
3.483
|
Geração de energia elétrica - MW médio
|
4.534
|
4.359
|
4
|
671
|
649
|
3
|
180
|
Preço de liquidação das diferenças (PLD)-R$/MWh
|
657
|
252
|
161
|
116
|
150
|
(23)
|
84
|
Importação de Gás Natural Liquefeito - GNL (mil barris/dia)
|
128
|
102
|
25
|
210
|
205
|
2
|
197
|
Importação de Gás Natural (mil barris/dia)
|
206
|
197
|
5
|
(3T-2014 x 2T-2014): O
aumento de 3% no volume de vendas de energia no Ambiente de Contratação
Livre (ACL) é devido à sazonalização dos contratos de longo prazo e ao
aumento do volume vendido no curto prazo.
O aumento das vendas no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) de 9% decorre da comercialização de 574 MW médio no leilão de energia A0/2014, com vigência a partir de maio e efeito integral no trimestre corrente.
O aumento no volume gerado de energia de 2% decorre do maior volume despachado no mês de agosto, recorde mensal no ano, e do volume reduzido no mês de junho, em função das melhores afluências na região Sul.
A redução de 23% na importação de Gás Natural Liquefeito decorre da maior oferta de gás natural nacional, em função do aumento na produção.
O aumento de 2% na importação de Gás Natural da Bolívia é decorrente da maior demanda pelo segmento termelétrico.
O aumento das vendas no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) de 9% decorre da comercialização de 574 MW médio no leilão de energia A0/2014, com vigência a partir de maio e efeito integral no trimestre corrente.
O aumento no volume gerado de energia de 2% decorre do maior volume despachado no mês de agosto, recorde mensal no ano, e do volume reduzido no mês de junho, em função das melhores afluências na região Sul.
A redução de 23% na importação de Gás Natural Liquefeito decorre da maior oferta de gás natural nacional, em função do aumento na produção.
O aumento de 2% na importação de Gás Natural da Bolívia é decorrente da maior demanda pelo segmento termelétrico.
(Jan-Set/2014 x Jan-Set/-2013):
A redução de 41% no volume de vendas de energia decorrente da migração
de parte do lastro disponível (574 MW/médio) para o ambiente de
contratação regulada (ACR), do menor volume de energia disponível para
comercialização com o fim do arrendamento da UTE Araucária (349
Mw/médio) e da menor demanda do mercado de curto prazo em função do
aumento do PLD.
O aumento no volume gerado de energia de 4% e no PLD de 161% é reflexo da menor afluência ao longo do período.
O aumento na importação de Gás Natural Liquefeito (25%) e de Gás Natural da Bolívia (5%) decorre da maior demanda pelo segmento termelétrico.
O aumento no volume gerado de energia de 4% e no PLD de 161% é reflexo da menor afluência ao longo do período.
O aumento na importação de Gás Natural Liquefeito (25%) e de Gás Natural da Bolívia (5%) decorre da maior demanda pelo segmento termelétrico.
Principais itens e indicadores econômicos consolidados
R$ milhões
|
|||||||
Período Jan - Set
|
|||||||
3T-2014
|
2T-2014
|
3T14 X 2T14 (%)
|
3T-2013
|
2014
|
2013
|
2014 x 2013 (%)
|
|
88.378
|
82.298
|
7
|
77.700
|
Receita de vendas
|
252.221
|
223.862
|
13
|
Receita de vendas por área de negócio
|
|||||||
39.763
|
39.290
|
1
|
39.495
|
· E&P
|
118.625
|
107.450
|
10
|
69.131
|
64.950
|
6
|
61.129
|
· Abastecimento
|
198.227
|
176.309
|
12
|
10.566
|
10.372
|
2
|
7.087
|
· Gás & Energia
|
30.491
|
23.160
|
32
|
179
|
142
|
26
|
198
|
· Biocombustível
|
436
|
655
|
(33)
|
25.436
|
23.872
|
7
|
21.266
|
· Distribuição
|
72.807
|
63.245
|
15
|
8.182
|
8.672
|
(6)
|
8.472
|
· Internacional
|
25.175
|
25.926
|
(3)
|
101,85
|
109,63
|
(7)
|
110,37
|
Petróleo Brent (US$/bbl)
|
106,57
|
108,45
|
(2)
|
2,27
|
2,23
|
2
|
2,29
|
Dólar médio de venda (R$)
|
2,29
|
2,12
|
8
|
2,45
|
2,20
|
11
|
2,23
|
Dólar final de venda (R$)
|
2,45
|
2,23
|
10
|
11,3
|
(2,7)
|
−
|
0,6
|
Variação - dólar final (%)
|
4,6
|
9,1
|
-
|
10,90
|
10,89
|
−
|
8,51
|
Selic - taxa média (%)
|
10,74
|
7,74
|
3
|
Indicadores de preços médios
|
|||||||
224,52
|
225,36
|
−
|
210,00
|
Preço de venda dos derivados básicos - Brasil (R$/bbl)
|
225,74
|
207,04
|
9
|
Preço de venda - Brasil
|
|||||||
90,73
|
99,02
|
(8)
|
98,87
|
· Petróleo (US$/bbl)
|
95,77
|
98,64
|
(3)
|
49,28
|
49,58
|
(1)
|
46,35
|
· Gás natural (US$/bbl)
|
48,76
|
48,51
|
1
|
Preço de venda - Internacional
|
|||||||
84,05
|
87,91
|
(4)
|
85,97
|
· Petróleo (US$/bbl)
|
85,46
|
90,65
|
(6)
|
19,16
|
20,36
|
(6)
|
18,38
|
· Gás natural (US$/bbl)
|
20,83
|
20,88
|
−
|
Endividamento consolidado
R$ milhões
|
|||
30.09.2014
|
31.12.2013
|
Δ%
|
|
Endividamento curto prazo
|
28.243
|
18.782
|
50
|
Endividamento longo prazo
|
303.461
|
249.038
|
22
|
Total
|
331.704
|
267.820
|
24
|
Disponibilidades
|
62.409
|
37.172
|
68
|
Títulos públicos federais (vencimento superior a 90 dias)
|
7.850
|
9.085
|
(14)
|
Disponibilidades ajustadas
|
70.259
|
46.257
|
52
|
Endividamento líquido
|
261.445
|
221.563
|
18
|
U.S.$ milhões
|
|||
30.09.2014
|
31.12.2013
|
Δ%
|
|
Endividamento curto prazo
|
11.523
|
8.017
|
44
|
Endividamento longo prazo
|
123.811
|
106.308
|
16
|
Total
|
135.334
|
114.325
|
18
|
Endividamento líquido
|
106.668
|
94.579
|
13
|
R$ milhões
|
|||
30.09.2014
|
31.12.2013
|
Δ%
|
|
Informações sumarizadas sobre financiamentos:
|
|||
Indexados a taxas flutuantes
|
169.554
|
138.463
|
22
|
Indexados a taxas fixas
|
161.947
|
129.148
|
25
|
Total
|
331.501
|
267.611
|
24
|
Por moeda
|
|||
Reais
|
63.087
|
53.465
|
18
|
Dólar
|
233.616
|
191.572
|
22
|
Euro
|
24.599
|
14.987
|
64
|
Outras moedas
|
10.199
|
7.587
|
34
|
Total
|
331.501
|
267.611
|
24
|
Por ano
|
|||
2014
|
13.293
|
18.744
|
(29)
|
2015
|
19.390
|
17.017
|
14
|
2016
|
31.421
|
29.731
|
6
|
2017
|
29.792
|
20.331
|
47
|
2018
|
45.017
|
37.598
|
20
|
2019 em diante
|
192.588
|
144.190
|
34
|
Total
|
331.501
|
267.611
|
24
|
O endividamento líquido do Sistema
Petrobras em Reais aumentou 18% em relação a 31.12.2013, em decorrência
de captações de longo prazo e do impacto da depreciação cambial de 4,6%.
O endividamento total inclui Arrendamentos Mercantis Financeiros no
valor de R$ 203 milhões em 30.09.2014 e de R$ 209 milhões em 31.12.2013.
Medidas para o aprimoramento da governança e dos controles internos
No que se refere à melhoria do seu sistema de governança corporativa, a Companhia destaca as seguintes iniciativas:
• aprovação pelo Conselho de Administração, em 25 de novembro de 2014, da instituição do cargo de Diretor de Governança, Risco e Conformidade, em substituição à posição de Diretor da Área Internacional, com a missão de assegurar a conformidade processual e mitigar riscos nas atividades da Companhia, incluindo os de fraude e corrupção. Esse diretor terá mandato de três anos e só será demissível por voto qualificado do Conselho de Administração, no qual se inclui pelo menos um dos conselheiros eleitos pelos acionistas minoritários ou preferencialistas.
As matérias a serem submetidas à deliberação da
Diretoria da Petrobras deverão contar, necessariamente, com prévia
manifestação favorável desse Diretor quanto à governança, gestão de
riscos e conformidade dos procedimentos. O Conselho de Administração
elegerá o novo Diretor com base em lista tríplice selecionada por
empresa especializada em busca de executivos do mercado. Até o final de
janeiro, a nova Diretoria deverá estar exercendo as suas funções;
• elaboração e implementação, entre
2012 e 2014, de um conjunto de 66 medidas para o aprimoramento da
governança, controle e gestão de riscos, documentadas em Padrões e Atas
da Diretoria e do Conselho de Administração que estipulam os
procedimentos, métodos, competências e demais instruções que cristalizam
essas ações nas práticas da Companhia;
• promoção de mudanças no quadro
gerencial da Companhia em função dos resultados de Comissões Internas de
Apuração que apontaram o não cumprimento de procedimentos normativos
internos. É importante ressaltar que não houve demissões da companhia já
que não há evidência, até o momento, de dolo, má fé ou recebimento de
benefícios indevidos por parte desses empregados citados nos relatórios
das Comissões Internas de Apuração.
A Companhia prossegue no trabalho de avaliação de seus controles internos, tendo como um de seus principais insumos os resultados das Comissões Internas de Apuração, inerente ao processo de elaboração das demonstrações contábeis, e eventuais necessidades de aprimoramento no seu ambiente de controle serão implementadas.