美國

證券交易委員會

華盛頓特區 20549

表格6-K

外國私人發行人根據規則13a-16或15d-16提交的報告

1934年證券交易法

2024年3月

委託文檔號 1-15106

PetróLeo Brasileiro S.A.-Petrobras

(註冊人的確切姓名 如其章程所規定)

巴西石油公司-巴西國家石油公司

(註冊人姓名英文翻譯)

瓦拉達斯大道，28-19樓
20241-030-RJ裏約熱內盧
巴西聯邦共和國

(主要執行辦公室地址)

用複選標記 表示註冊人是否在封面表格20-F或表格40-F下提交或將提交年度報告。

表格20-F_X_表格 40-F_

用複選標記 表示註冊人通過提供本表格中包含的信息是否也是根據1934年《證券交易法》規則12g3-2(B)向委員會提供信息。

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索引

巴西國家石油公司

財務狀況表

巴西國家石油公司

2023年12月31日和2022年(除非另有説明，否則以百萬雷亞爾為單位)

這些附註構成這些財務報表不可分割的一部分。

損益表

巴西國家石油公司

2023年12月31日和2022年12月31日(單位：百萬雷亞爾，除非另有説明)

全面收益表

巴西國家石油公司

2023年12月31日和2022年12月31日(單位：百萬雷亞爾，除非另有説明)

現金流量表

巴西國家石油公司

2023年12月31日和2022年12月31日(單位：百萬雷亞爾，除非另有説明)

股東權益變動表

巴西國家石油公司

2023年12月31日和2022年12月31日(單位：百萬雷亞爾，除非另有説明)

增值表

巴西國家石油公司

2023年12月31日和2022年12月31日(單位：百萬雷亞爾，除非另有説明)

巴西國家石油公司(Petróleo Brasileiro SA-Petrobras，以下簡稱“Petrobras”或“公司”)是一家混合資本公司，受聯邦政府控制，無限期，一般受私法規則管轄，具體而言，受1976年12月15日第6,404號法律(巴西公司法)、2016年6月30日第13,303號法律(國有公司法律)、2016年12月27日第8,945號法令及其章程的管轄。

巴西國家石油公司的股票在巴西證券交易所(B3)上市，屬於第二級公司治理特別上市部分，因此，該公司、其股東、其經理和財政委員會成員必須遵守其法規(第二級法規-Regulamento de Listagem do Nível 2 de治國法人巴西博爾薩·巴爾卡-B3)。在因特定規則而損害公司章程規定的公開募股接受者的權利的情況下，應以本條例為準。 在某些情況下 除外。

該公司致力於勘探、鑽探、提煉、加工、交易和運輸陸上和海上油田生產的原油、頁巖或其他巖石的原油，以及石油產品、天然氣和其他液態碳氫化合物。此外，巴西國家石油公司還開展與能源有關的活動，如所有形式能源的研究、開發、生產、運輸、分配和交易，以及其他相關或類似活動。

巴西國家石油公司可以直接、通過其全資子公司、控股公司、單獨或通過與第三方在巴西或國外的合資企業進行與其公司宗旨有關的任何活動。

與公司目的相關的經濟活動將由該公司根據市場條件，在與其他公司自由競爭的情況下，遵守其他法律原則和準則，如《石油法》(第9,478/97號法律)和《天然氣法》(14.134/21號法律)。然而，巴西國家石油公司可能會有其活動，只要這些活動符合其在聯盟指導下的公司宗旨，以促進公共利益，以證明其成立的合理性，旨在滿足國家能源政策的目標，在下列情況下：

I-根據法律或法規以及根據與有權確立這種義務的公共實體的協議規定，遵守此類文書的廣泛公開聲明；以及

二-其成本和收入已被分解，並以透明的方式傳播。

在這種情況下，公司投資委員會和少數股東委員會將評估和衡量市場狀況與公司承擔的債務的經營結果或經濟回報之間的差異，以便聯盟在每個財政年度補償所承擔債務的市場狀況與運營結果或經濟回報之間的差異。

1.1. 年度亮點

巴西國家石油公司在2023年取得了積極的運營和財務業績，為社會及其股東創造了價值。債務在《2023-2027年戰略計劃》(SP 23-27)確定的總債務水平內，達到626億美元。

2023年石油和天然氣產量為每天278萬桶油當量，超過了SP 23-27中設定的目標。造成這一經營業績的主要因素是：(I)四個新平臺--FPSO Anna Nery(重振Marlim和Voado油田)、FPSO Almirante Barroso(Búzios油田)、FPSO Anita Garibaldi(振興Marlim和Voado油田)和FPSO Sepetiba(Mero油田)投入運營；以及(br}ii)達到P-71平臺(Iapu油田)、FPSO Guanabara(Mero油田)和FPSO Almirante Barroso(Búzios油田)的最大石油生產能力。

2023年，根據美國證券交易委員會-美國證券交易委員會的標準，該公司保持了大幅增加準備金的軌跡，專注於盈利資產，並與 尋求公平的能源過渡保持一致。合併主要是由於資產表現良好，重點是Santos盆地的Búzios、Tupi和Acapu油田，以及宣佈Campos盆地未運營的Raia Manta和Raia Pintada油田具有商業價值。儲量並無因油價變動而出現相關變動(詳情見《石油及天然氣勘探及生產活動補充資料--未經審計》)。

Petrobras還根據ANP/SPE 標準(國家石油、天然氣和生物燃料局/石油工程師協會)估計儲量。截至2023年12月31日，按此標準計算的已探明儲量達到111億桶油當量。這兩個標準之間的主要區別在附註4.1中詳細説明。

本年度現金增加主要由於經營活動提供的現金、出售資產所得款項(附註31)及融資債務所得款項(附註32)。 除支付股息及股份回購計劃(附註34)外，收購PP&E及無形資產(附註24及25)、攤銷融資及租賃(附註32及33)部分抵銷。

在投資組合管理方面，2023年期間完成了在整個2022年進行的一些撤資，出售了巴西國家石油公司的全部權益：Albacora East油田、Polo Norte Capixaba、Polo Potiguar、Polo Golfinho和Polo Camarupim(注31)，以及前幾年的銷售收入，特別是以涉及布倫特原油價值的合同條款為條件的收入。

董事會於2023年7月批准了對股東薪酬政策的審查，包括股票回購計劃的可能性。2023年8月，董事會批准了股票回購計劃，該計劃將保留在國庫中，但隨後將被取消，而不會減少股本。2023年11月，特別股東大會批准設立法定資本報酬準備金(附註34)。在這方面，將提交2024年特別股東大會審議的分配結果的提案 審議了2023財政年度的股息分配 ，符合股東薪酬政策。

新戰略計劃2024-2028(SP 24-28)的財務戰略的目標之一是注重資本紀律，致力於控制公司債務，尊重公司治理，並通過股息和股票回購計劃為股東帶來價值。低於650億美元的債務目標 和80億美元的參考現金是公司財務戰略的參考(附註7和32)。

對戰略規劃編制方案24-28的經濟、財務和業務假設的審查，包括項目組合和儲量估計，支持了2023財政年度的可恢復性測試(注： 26)。

2023年，出現了與補償 未經聯邦税務局批准的請求和對包機合同中轉讓價格徵收聯邦税有關的新糾紛，以及討論與Petros管理的補充養老金計劃相關主題的個人和集體行動的重新分類 以前被認為是一種遙遠的損失。這些過程被內部法律顧問和管理層判決視為可能的損失 (附註19)。

對離職後福利計劃的精算負債進行年度審查，特別是反映了對未來醫療費用估計數的大幅增加和對貼現率的審查，但對當年的損益表沒有影響(附註18)。

本年度退役費用撥備的增加反映了對技術假設和退役計劃的年度審查，以及對特許權的經濟截止年的評估(附註20)。

巴西國家石油公司在其資本支出決定中考慮氣候變化，並在此背景下評估此類變化產生的風險。這些風險在戰略規劃中被考慮，其假設被用於各種會計估計：資產減值測試、退役地區撥備、用於對衝會計的未來出口以及物業、廠房和設備以及無形資產的使用壽命。關於氣候變化及其對財務報表的潛在影響的信息見附註5。

該公司2023年創造的財富為3780億雷亞爾(2022年為4830億雷亞爾)，分配如下：

此外，我們的美元財務報表也被髮布和歸檔，這些報表是根據CPC02-“匯率變化的影響和財務報表的折算”換算的，相當於 國際會計準則21-匯率變化的影響。下表以百萬 美元為單位提供主要信息：

合併財務報表和個人(母公司)財務報表是根據國際會計準則委員會(IASB)發佈的國際財務報告準則(IFRS)以及巴西會計公告委員會(Contábeis的發音-由巴西證券交易委員會(Comissão de Valore Mobilários-雲服務器)。

所有與財務報表相關的信息，僅限於財務報表，均與公司管理層使用的信息相對應。

除另有説明外，綜合財務報表及個別財務報表均根據歷史成本慣例編制。

在編制這些財務報表時，管理層使用了影響會計慣例應用和報告的資產、負債、收入和費用金額的判斷、估計和假設。實際結果可能與這些估計不同。需要更高判斷力和複雜性的相關估計和判斷在附註4中披露。

公司董事會在3月7日召開的會議上^這是，2024年，授權披露這些財務報表。

巴西公司法要求上市公司 編制增值報表，並將其作為財務報表的組成部分進行披露。這些報表是根據CVM決議117/22批准的CPC 09-增值報表編制的。《國際財務報告準則》不要求列報本報表。

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本聲明的目的是提供與公司創造的財富及其分配方式有關的信息。

巴西國家石油公司及其所有巴西子公司的本位幣是巴西雷亞爾，這是其運營的主要經濟環境的貨幣。 在國際經濟環境中運作的直接控制實體的本位幣是美元。

被投資方的收益表和現金流量表以母公司以外的本位幣按月平均匯率折算成雷亞爾，資產和負債按最終匯率折算，其他股東權益項目按歷史匯率折算。

對子公司和附屬公司投資的匯兑變動，其本位幣與母公司不同，作為累計換算調整計入股東權益 ，並在出售投資時轉移到損益表。

為了更好地理解財務報表編制中採用的確認和計量基礎，會計慣例在涉及其應用主題的相應説明中進行了介紹。

編制合併財務信息需要使用某些交易的估計和判斷。接下來介紹了主要判斷和估計的主要來源 不確定性具有重大風險，可能導致公司在下一財年對主要會計估計進行重大調整。

在獲得特定 地區的合法開採權後，公司使用成功努力法確認與勘探和評估礦產資源有關的成本，然後論證開採這些資源的技術和商業可行性。這種方法要求所發生的成本與礦產資源之間存在直接的 關係，才能將這些成本描述為資產。勘探成本的類型及其各自的確認見附註27。

在確定開採礦產資源的技術和商業可行性的時刻，需要管理層的判斷。公司技術管理人員的內部委員會通過分析地質、地球物理和工程數據，以及經濟條件、運營方法和政府法規，定期審查每口井的狀況。

本公司認為，當項目具備將儲集層描述為探明儲量所需的所有必要信息時，即可證明礦產資源的技術和商業可行性。與非商業性礦產資源相關的成本在確認時確認為當期費用。

根據美國證券交易委員會的定義，已探明石油和天然氣儲量是指根據地學和工程數據分析，從已知油藏中，在現有經濟條件、運營方式和政府監管下，能夠合理確定地估計從某一日期起具有經濟可行性的石油和天然氣儲量。

該公司還根據ANP/SPE(國家石油、天然氣和生物燃料局/石油工程師協會)的標準確定儲量。 這些標準與美國證券交易委員會標準之間的主要差異在於使用了不同的經濟假設，以及根據ANP技術儲量法規，在ANP/SPE標準中，巴西油田在特許權合同到期日之後的預計產量可能被視為儲量。

減值測試涉及的不確定性主要涉及：(A)布倫特原油平均價格和巴西雷亞爾/美元平均匯率，其估計與該公司幾乎所有的經營部門有關；(B)貼現率；(C)估計的已探明和可能儲量(根據ANP/SPE確立的標準)。大量相互依賴的變量是從這些關鍵假設中得出的，在確定用於減值測試的價值時，這些變量的應用具有高度的複雜性。

對對未來減值損失或下一年度沖銷最為敏感的資產或CGU的敏感性分析載於附註26。

布倫特原油平均價格和平均匯率

原油和天然氣市場有着價格大幅波動的歷史，儘管價格可能會大幅下降或急劇上漲，但從長期來看，行業價格往往會繼續受到市場供求基本面的推動。

布倫特原油價格和匯率預測源自《戰略計劃》，並與獨立宏觀經濟預測、行業分析師和專家等市場證據相一致。還進行了回測分析和反饋過程，以不斷改進預測技術。

該公司的油價預測模型是基於反映市場供求基本面的變量之間的非線性關係。該模型還考慮了其他相關因素，如石油輸出國組織(OPEC)的決定對石油市場的影響、行業成本、閒置產能、專業公司預測的石油和天然氣產量，以及油價和巴西雷亞爾兑美元匯率之間的關係。

預測巴西雷亞爾/美元匯率的過程基於計量經濟學模型，該模型考慮了涉及可觀察輸入的長期假設，例如大宗商品價格、國家風險、美國利率以及美元相對於一籃子外幣的價值(美元指數 -USDX)。

經濟環境的變化可能導致假設的變化，從而導致對某些資產或CGU的減值損失或沖銷的確認。例如， 公司的銷售收入和煉油利潤率直接受到布倫特價格變化以及巴西雷亞爾/美元匯率變化的影響，這也影響了我們的資本和運營支出。

附註26為布倫特原油價格和匯率預估。

貼現率

減值測試中使用的貼現率反映了與資產或CGU的估計現金流相關的特定風險。例如，經濟和政治環境的變化可能導致更高的國家風險預測，導致減值測試中使用的貼現率增加，以及投資決策導致項目推遲或中斷，考慮到與未完成或延遲開始運營相關的特定風險 。

附註26顯示減值測試中採用的主要貼現率。

估計已探明儲量和可能儲量

根據ANP/SPE確立的標準(見附註4.1)，儲量估計數至少每年修訂一次，依據的是最新的油藏地質和產量數據 以及這些估計數中使用的價格和成本變化。修訂也可能是因為公司的開發項目戰略或生產能力發生重大變化。

儘管本公司合理地確定將會生產已探明儲量，但開採的時機和數量可能會受到多種因素的影響，包括開發項目的完成、儲集層動態、監管方面以及長期油氣價格水平的重大變化。

現金產生單位(CGU)代表產生現金流入的較小的可識別資產組，在很大程度上獨立於其他資產或 資產組的現金流入。識別CGU需要基於公司的業務和管理模式的管理假設和判斷。CGU中的資產分解級別 可以達到單獨測試資產的限制。

審查投資、戰略或運營因素導致的CGU的變化可能會導致資產的相互依存關係發生變化，從而改變屬於某些CGU的資產的聚合或分解，這可能會影響其產生現金的能力，並在回收此類資產時造成額外損失或 逆轉。如果出售CGU組件的批准發生在報告日期和 綜合財務報表發佈日期之間，本公司將重新評估該組件的使用價值(根據報告日期的現有信息估計)是否合理地代表其扣除處置費用後的公允價值。此類信息 必須包括管理層致力於銷售CGU組件的階段的證據。

確定CGU時的主要考慮因素如下：

I)下游CGU：包括煉油廠和相關資產、碼頭和管道，以及由Transpetro運營的物流資產，這些資產在巴西合併和集中運營。管理這些資產的共同目標是以最低的總體成本服務於市場，長期保持整套資產的戰略價值。運營規劃以集中方式進行，不對這些資產進行管理、 根據其各自的結果進行衡量或評估。煉油廠無權選擇要加工的石油、要生產的石油產品組合、這些產品的交易市場、出口數量、接受哪些中間商，以及決定石油產品的銷售價格。運營決策通過針對市場供應的運營計劃的集成模型進行分析，考慮生產、進口、出口、物流和庫存的所有選項，尋求最大化公司的全球業績。關於新投資的決定不是基於將安裝資產的項目的盈利能力，而是基於CGU作為一個整體的額外結果。支持整個規劃的模型用於煉油和物流新投資的技術和經濟可行性研究，尋求分配某種類型的石油或石油產品的組合，定義市場供應(影響範圍)，旨在實現最佳的綜合結果。管道和碼頭是供應市場所需的煉油資產中相互補充和相互依存的部分。

二)CGU ItboraíUtilities：由將支持三號路線綜合項目天然氣加工廠(UPGN)的 資產組成；

Iii)CGU GasLub：仍處於休眠狀態的資產集 ，正在評估以供其他項目使用。

四)RNEST的CGU第二煉油裝置：包括阿布雷烏利馬煉油廠第二煉油裝置的資產；

V)運輸CGU：包括與Transpetro船隊有關的資產；

六)Hidrovia CGU：由正在建造Hidrovia項目(沿蒂特河運輸乙醇)的船隊組成；

七)CGU氮肥植物：由冬眠的氮肥植物組成；以及

Viii)其他境外業務，定義為能產生獨立現金流的最小資產組。

1)CGU綜合處理系統：由伊塔博拉伊、卡比納斯和卡拉瓜圖巴的天然氣加工廠組成的一套資產，由於綜合處理系統和綜合運輸系統的合同特點而組合在一起；

Ii)天然氣加工廠的CGU：剩餘的每個天然氣加工廠代表一個單獨的CGU。

Iii)CGU電力：包括熱電發電廠(UTE)。該CGU的能源業務和交易是一體化開展和協調的。整合產品組合中每個工廠的經濟 結果高度依賴於彼此，因為運營優化旨在 最大化整體結果。

四)其他CGU：海外業務被定義為產生基本上獨立現金流的最小資產組。

V)生物柴油CGU：根據生產計劃和操作流程確定的生物柴油工廠的綜合單位，考慮到國內市場情況、每個工廠的生產能力以及生物燃料拍賣和原材料供應的結果。

六)QuixadáCGU：由Quixadá生物燃料廠的資產組成。

有關減值測試的更多信息載於附註26。

如附註24所示，與石油及天然氣產量直接相關的資產按生產單位法消耗，按各已開發探明儲量的月產量計算，但使用總探明儲量的簽約獎金除外。

已探明的已開發儲量是指可預期開採的儲量：(I)通過現有油井、設備和作業方法，或所需設備的成本與新油井的成本相比相對較小；以及(Ii)通過開採設備和在儲量估計時安裝的運營基礎設施，如果開採是通過不涉及油井的方式進行的。

按產量單位法計算的探明儲量估算值由公司技術人員根據美國證券交易委員會的定義編制。對本公司已探明和未開發儲量的修訂可能會影響在損益表中確認的折舊、損耗和攤銷金額以及石油和天然氣資產的賬面價值。與儲備量估計數有關的不確定性信息載於附註4.1。

因此，考慮到所有其他變量保持不變，預計已探明儲量的減少將增加折舊、損耗和攤銷費用，而儲量的增加將減少折舊、損耗和攤銷。

如附註18.3.2所述，精算負債淨額指本公司的 精算負債，扣除計劃資產(如適用)的公允價值後的現值。

與固定福利養卹金和離職後醫療保健計劃有關的精算債務和淨費用是根據幾個財務和人口假設計算的，其中最重要的是：

A)貼現率：包括預計的未來通貨膨脹率，以及將養老金和醫療保健債務的期限與巴西長期政府債券的未來收益率曲線相匹配的等值貼現利率；以及

B)醫療費用：包括基於過去五年支付的人均保健福利的預計增長率，作為預測的基礎，在30年內匯聚到一般價格通脹指數。

這些假設和其他假設至少每年修訂一次，由於市場和財務狀況的變化以及精算假設的實際結果，這些假設和其他假設可能與實際結果大不相同。

與 固定福利義務相關的計量不確定性以及對貼現率和醫療成本變動的敏感性分析分別在附註18.3.6和 18.3.7中披露。

本公司參與仲裁及法律和行政訴訟，涉及其正常業務過程中產生的民事、税務、勞工和環境問題，並根據法律顧問的報告和技術評估以及管理層的評估，利用估算來確認資源外流的金額和可能性。

這些估計是單獨進行的，如果有類似特徵的案件，則進行彙總，主要考慮對原告要求的評估、現有證據的一致性、類似案件的判例和關於該主題的理論等因素。具體來説，對於外包員工提起的訴訟，公司根據統計程序估計預期損失，原因是具有相似 特徵的訴訟數量。

根據對法律依據的評估，針對公司的仲裁、法律和行政決定、新的判例和現有證據的變化可能導致資源外流概率和估計金額的變化。

附註19提供了有關意外情況和法律程序的進一步詳細資料。

公司有法律義務在運營結束時拆除設備並恢復陸上和近海區域。其最重要的資產轉移義務與近海地區有關。 對未來環境清理和補救活動的成本估計是基於有關成本的當前信息和預期的補救計劃。根據ANP/SPE定義，廢棄和拆除區域的時間取決於儲量枯竭的時間長短。因此，對儲量估計的修訂導致儲量耗盡的時間發生變化，可能會影響退役成本撥備。有關修訂本公司儲量估計的更多信息，請參閲 附註4.1。

這些債務按現值確認，使用無風險貼現率，並根據公司的信用風險進行調整。貼現率的變化，無論有多小，都可能導致確認的價值出現較大變化，這是由於公司大多數項目的運營地點在資產轉移和環境恢復之日之前的較長時間。

確定撥備金額的計算很複雜，因為：i)債務是長期的；ii)合同和法規包含事件發生時涉及的移除和補救做法及標準的主觀定義；iii)資產移除技術和成本隨着環境和安全法規而不斷變化。

該公司不斷進行研究，結合 技術和程序以優化廢棄流程，並考慮行業最佳實踐。然而，未來現金流的時間和金額 受到重大不確定性的影響。

貼現率的敏感性分析和關於退役費用撥備的其他信息載於附註20。

當租賃中隱含的利率不能輕易確定時，公司使用遞增借款利率來確定租賃付款的現值。

確定遞增利率需要基於公司融資利率(從Petrobras發行的債券收益率獲得)的估計，該估計考慮了無風險利率和公司的信用風險溢價，並進行了調整，以反映租賃的具體條件和特徵，如國家經濟環境的風險、擔保、貨幣和付款流的持續時間。

租賃負債的現值是根據每次租賃開始日估計的遞增比率確定的。因此，即使租賃協議具有類似的 特徵，其現金流也可能以顯著不同的遞增比率貼現，具體取決於公司在每次租賃開始日的公司融資利率。

附註33按相關資產類別列載有關租賃安排的資料。

根據公司目前的戰略計劃和按月進行的短期估計，公司將未來的出口確定為“未來極有可能的出口”。未來極有可能的出口由預計出口收入的百分比決定。

對未來極有可能的出口量的估計將布倫特原油價格、石油產量和產品需求的未來不確定性考慮在內，該模型優化了公司的運營和投資，同時還考慮了出口量相對於石油總產量的歷史概況 。

如附註35.2.2所述，與套期工具有效部分有關的匯兑收益和虧損在其他全面收益中確認，並在被套期項目影響損益表的期間重新分類至財務收益(費用)內的損益表。然而，如果未來已指定外匯損益套期保值關係的出口預計不再發生，則自指定套期保值關係之日起至本公司撤銷指定之日止，在其他全面收益中確認的任何相關 累計匯兑損益將立即從其他全面收益中循環至損益表 。

對於長期而言，公司每次審查其戰略計劃假設時都會審查未來出口預測，而對於短期未來出口，則每月審查一次。將出口確定為未來極有可能出口的方法至少每年審查一次。

有關現金流量對衝會計和涉及未來出口的現金流量對衝的敏感性分析的更詳細信息，見附註35.2.2。

所得税規章制度可能會受到税務機關的不同解釋 ，可能會出現税務機關的解釋與本公司的理解不同的情況。

所得税處理的不確定性代表了 税務機關不接受本公司適用的某種税務處理的風險，主要涉及對所得税扣除和加計的不同解釋 (Pessoa Jurídica-IRPJ和貢獻者[br]社會悲哀盧洛·L·基多-CSLL)計算基礎。本公司對每項不確定的税務處理分別進行評估，或在與預期結果存在相互依存關係的組中進行評估。

本公司根據其法律顧問的技術評估，考慮適用於當前税務立法的先例判例 ，估計税務機關接受不確定税務待遇的可能性 ，這可能主要受税務規則變化或法院裁決的影響，這些變化可能會影響對不確定性基本面的分析 。對確定的税務風險進行評估和處理，並在適用時遵循預先確定的税務風險管理方法。

如果税務機關很可能會接受不確定的税務處理，則財務報表中記錄的金額與税務記錄一致，因此，在計量當期或遞延所得税時不會反映不確定性。

如果税務機關 不可能接受不確定的税務處理，這種不確定性反映在財務報表中對當期或遞延所得税的計量上。

使用提供不確定性解決方案的最佳預測的方法來估計每個不確定税收處理的不確定性的影響。最可能金額 方法提供一組可能結果中的單個最可能金額作為估計值，而預期金額方法表示按概率加權的金額與一系列可能結果的總和。

關於所得税處理的不確定性的其他信息在附註17.1中披露。

信貸損失對應於欠本公司的所有合同現金流與實體預期收到的所有現金流之間的差額，按原始有效利率貼現 。金融資產的預期信用損失對應於按相應違約風險加權的預期信用損失的平均值。

金融資產的預期信貸損失撥備是基於違約風險假設、對信用風險是否發生重大增加的確定、回收 因素以及基於外部風險分類和內部評估方法的金融工具延遲付款和評估的信息。

附註14.2和14.3提供了公司確認的預期信貸損失的詳細信息。

作為產量分享制度下權利轉讓協議剩餘量的第二輪招標的結果，本公司於2022年與阿塔普和S氣田的合作伙伴簽署了修訂和新協議 。根據附註25.2所述的條件，該等協議除了在簽署時已收到的補償外，還規定了可能欠本公司的補充金額。

此外，在過去幾年中，公司 出售了被視為非戰略性的資產，並在勘探和開發資產方面建立了合作伙伴關係，目的之一是分擔風險 和開發新技術。這種交易是通過合夥企業(附註29)和撤資進行的，程序與現行立法和監管機構保持一致。在其中一些交易中，根據合同條款，還規定了或有收據(附註31.4)。

氣候變化可能會給公司帶來負面影響和 正面影響。氣候變化對公司的潛在負面影響稱為氣候相關風險 (氣候風險)。相反，氣候變化給公司帶來的潛在積極影響被稱為與氣候相關的機會。

氣候風險分為：(1)與氣候有關的 過渡風險(過渡風險)；(2)與氣候有關的實物風險(實物風險)。

轉型風險源於向低碳經濟轉型的努力。在這一類別中，公司確定了以下可合理預期會影響其現金流、融資渠道或資金成本的風險：

氣候變化造成的人身風險可以是事件驅動的(急性人身風險)，也可以是氣候模式的長期變化(慢性人身風險)。在這一類別中，公司確定了以下可合理預期會影響其現金流、融資渠道或資金成本的風險：

會計估計是財務報表中受計量不確定性影響的貨幣金額。

公司相關會計估計中使用的以下信息主要是根據巴西國家石油公司的戰略計劃(戰略計劃)的假設和預測確定的：

如以下主題所述，公司 在董事會批准的戰略計劃中考慮了與氣候風險相關的影響，該戰略計劃每年更新一次，包括 實現其氣候承諾的行動以及到2050年在其控制的活動(範圍 1和2)中中和温室氣體排放的長期雄心。

上述雄心和承諾並不是對公司未來業績的保證，可能會受到事實證明不正確的假設以及難以預測的風險和不確定性的影響。

向低碳經濟轉型帶來了市場風險、技術風險、監管風險、法律風險和聲譽風險，這些風險在制定公司的戰略計劃時都有所考慮。這種考慮是基於以下外部環境假設，這些假設反映了能源部門的動態：

因此，《戰略規劃》中考慮的主要產品的國內和國際需求和價格都受到了負面影響。

2023年，該公司在其規劃活動中採用了三種不同的方案 ，用於不同的目的。這些情景被稱為適應、談判和承諾。在所有這些國家中，化石燃料來源都出現了放緩和隨後的收縮。談判情景作為量化公司戰略計劃的參考情景，認為到2050年，化石燃料目前約佔一次能源的80%，將佔55%左右。石油的份額將從目前的29%降至21%左右。

戰略規劃參考情景 中考慮的布倫特原油價格從2024年的每桶80美元降至2050年的每桶65美元。有關公司戰略計劃參考場景中考慮的布倫特原油價格行為的更多信息，請參見附註26。下表將《2030年和2050年戰略計劃》參考情景中使用的油價與國際能源署(IEA)宣佈的承諾情景(APS)和淨零排放情景(NZE)中預測的油價進行了比較：

根據國際能源署的説法，APS方案認為，世界各國政府做出的所有氣候承諾，包括國家自主捐款(NDC)以及長期淨零目標將全部按時實現，增加的可能性為50%，約為1.7^o温度 到2100攝氏度。至於NZE情景，根據國際能源署的説法，它為全球能源行業提供了一條實現淨零CO的途徑₂ 到2050年排放，與將氣温上升控制在1.5攝氏度以內一致(至少有50%的可能性)。

戰略計劃還包括公司為實現碳可持續性承諾而採取的行動，如低碳研發(R&D)項目和運營脱碳項目 。這些行動旨在應對過渡風險，同時反映氣候機遇。

該公司的會計估計沒有計入碳價格的影響。目前，巴西未來碳市場的結構和動態存在不確定性，也沒有足夠和可靠的信息來評估碳價格的影響。

A.1)對減值測試中使用的 值的潛在影響

在衡量其資產的使用價值時，公司的現金流預測基於合理和可支持的假設，這些假設代表了管理層對 經濟狀況範圍的最佳估計。

如果向低碳經濟過渡的速度比戰略計劃中預計的更快，可能會導致布倫特原油價格和對本公司產品的需求低於 認為用於減值測試目的評估本公司資產價值的價格和需求。

此外，在巴西建立受監管的碳市場的進展可能會導致將碳價格計入公司用於減值測試的資產使用價值的計算中。

本公司 資產使用價值的減少可能會導致由於這些資產的賬面價值無法收回而導致的損失確認。

鑑於油價是一個決定資產可收回金額的變量，公司對在APS和NZE情景中使用考慮的布倫特價格的影響進行了敏感性分析，以進行公司在巴西的勘探和開發資產的減值測試。

使用APS和NZE情景中的不變價格 對預計毛收入和政府股份對該等收入進行敏感性分析，並計算 税項對收入的影響，但在保持所有其他組成部分、變量、假設和用於計算可收回價值的數據不變的情況下，母公司的E&P部門對於公司確認的可回收損失，如附註26中所披露的，在APS 情景中將有3,368雷亞爾的額外減值沖銷，而在NZE情景中將有32,006雷亞爾的額外減值虧損，集中在Campos油田。

本公司不認為這種基於APS和NZE布倫特原油價格情景的敏感性分析是確定對資產可收回金額、銷售收入或淨收入的預期影響的最佳估計。

考慮到該公司沒有在其會計估計中計入碳價格影響，該公司對温室氣體排放定價成本對巴西E&P部門資產減值測試的影響進行了敏感性分析，考慮了每噸CO的貨幣費用₂從2028年開始排放，並存在免費排放額度。

在這種情況下，使用10美元/CO的基價₂ 從2024年到2030年，美國31美元/CO₂2035年，美國52美元/CO₂2040年，美國73美元/CO₂2045年，美國95美元/CO₂ 為模擬額外的現金流出(扣除所得税後)，並保持所有其他組成部分、變量、假設和用於計算可收回金額的數據不變，在2050年，包括逐步的排放豁免在內，母公司的E&P部門將額外產生880雷亞爾的減值虧損。

本公司並不認為對温室氣體排放定價成本對資產減值測試的影響的這種敏感性分析是確定對可收回金額的預期影響的最佳估計，而不是對支出或淨收益的估計影響。

A.2)對退役成本的潛在影響

由於其運營，公司有法律義務 拆除設備並恢復陸上和近海地區。於2023年12月31日，母公司確認的退役費用撥備總額為111,828雷亞爾，如附註20所示。在未貼現的基礎上，名義金額為236.191雷亞爾。

本公司用來計算退役成本的估計時間與相關資產的使用年限一致。石油和天然氣資產按資產賬面價值加權的平均退役期限為14年。

在2023年期間，沒有發佈與氣候問題有關的政府法規，改變或可能改變母公司資產退役的期限， 也沒有發現任何觸發因素，會加快公司資產退役的預期日期，因為公司的氣候目標和雄心是在2050年前中和其控制的活動(範圍1和範圍2)中的温室氣體排放。

向低碳經濟的過渡速度快於公司預期的速度 可能會加快移除設備和恢復陸上或近海地區的時間。這種加速 將增加公司確認的退役義務的現值。

為了説明可能加速向低碳經濟轉型的影響，該公司估計，如果當前使用的時間分別提前一年、三年和五年，退役成本撥備將增加5,328雷亞爾、16,390雷亞爾和26,521雷亞爾。這一敏感性分析 假定用於計算撥備的所有其他組成部分、變量、假設和數據保持不變。使用的年份範圍 不是對未來可能發生的事件或結果的預測。

A.3)在涉及公司未來出口的現金流對衝會計中使用的“極有可能的未來出口”的潛在影響

向低碳經濟轉型的速度比公司預期的要快，這可能會對公司未來的出口產生負面影響。這種影響可能會導致某些出口，其外匯收益或損失被指定用於對衝會計，不再被認為是極有可能的，但仍然是可預測的， 或者，取決於過渡的規模和速度，不再被認為是預測的。有關該等影響的後果 的進一步詳情載於附註35.2.2(A)，涉及公司未來的出口(會計實務)。

如附註4.8所述，“未來極有可能的出口”的計算依據是“戰略計劃”中的預計出口。該公司僅將其預計出口的一部分 視為“未來極有可能的出口”。當確定未來出口極有可能，因此有資格作為適用現金流量對衝會計的對衝項目時，

公司考慮了與向低碳經濟轉型有關的影響，包括布倫特價格和產品需求等變量。碳價格並未包含在此類估算中。

基於APS和NZE情景中包含的布倫特原油價格，編制了關於是否需要對結果的權益中記錄的匯率變化進行重新分類的敏感性分析。這種敏感性模擬了來自出口的新的未來現金流，只改變了價格變量 ，保持所有其他組件、變量、假設和數據不變。在這種敏感性下，研究發現，在任何模擬情況下，沒有必要將​​在權益中記錄的匯率變異值 重新歸類到損益表中。

根據情景APS和NZE的布倫特價格進行此類敏感性分析所使用的模擬，並不被本公司視為確定將權益中記錄的外匯變動重新分類對損益表的預期影響的最佳估計。

A.4)對PP&E使用壽命的潛在影響

向比公司預期更快的低碳經濟轉型可能會縮短其資產的使用壽命，這可能會導致年度折舊、損耗和攤銷費用的增加。

與合同地區的石油和天然氣生產直接相關的資產 使用生產單位法耗盡，並使用直線法進行折舊或攤銷。 截至2023年12月31日，這些資產在巴西運營的賬面價值為510,748雷亞爾。在這類資產中，通過直線法折舊或攤銷的資產在2050年或之後沒有使用壽命。至於按單位生產法耗盡的資產，據估計，巴伊亞州於2023年12月31日賬面金額為1,135雷亞爾的4個油田的生產曲線用於估計其使用年限超過2050年(基於其已探明的已開發儲量)。

正如“向低碳經濟轉型的風險”項所述，戰略計劃的參考情景表明，未來幾十年全球對石油的需求將持續存在。此外，在這種情況下對預期產量和石油和天然氣儲量的計算考慮了向低碳經濟轉型的影響。

該公司的煉油廠由巴西的10家煉油廠組成。根據營運資產於2023年12月31日適用於各自賬面金額的現行折舊率，達53,522雷亞爾，並假設沒有額外投資，所有煉油廠將於2050年前完全折舊。

該公司估計，未來幾十年對石油產品的需求將持續存在，儘管需求在減少，但應逐步由碳強度較低的車型提供。因此，本公司對煉油廠使用的折舊率符合向低碳經濟過渡的趨勢。

與巴西天然氣和能源部門相關的資產，包括熱電廠，使用線性折舊法進行折舊。根據運營中資產於2023年12月31日適用於各自賬面金額的當前折舊率，總計14,541雷亞爾，並假設沒有額外的 投資，這些資產將在2050年前完全折舊。

在此背景下，根據現有信息，本公司預計其煉油廠的使用壽命、與石油和天然氣生產直接相關的資產以及與天然氣和能源部門相關的資產在向低碳經濟轉型過程中不會發生重大變化。此類資產佔公司運營總資產的91%。

本公司 資產的運營狀況受到與氣候變化相關的實際風險的影響。被認為最容易受到這些變化影響的變量包括 公司近海作業區域的海浪、風和洋流模式，以及我們陸上作業的淡水供應情況 。

該公司估計，巴西東南部盆地的海上結構 佔Petrobras產量的最高比例(96%)，其尺寸與該地區海浪、風和洋流模式的預期變化相適應。

關於我們設施運營所需的淡水供應情況，與此相關的風險由本公司進行監控、管理和緩解。此類風險可能源於各種因素，如人口增長、消費模式加劇、基礎設施不足、污染、資源錯配和氣候變化等，這些因素共同對水資源供應構成了壓力。

因此，公司的水風險管理 涵蓋氣候和非氣候風險，根據公司的評估，氣候變化對我們設施淡水供應的潛在影響 並不代表所涉及的所有風險。

因此，關於有形風險，截至2023年12月31日，本公司預計氣候變化引起的變化不會對會計估計產生實質性影響，無論是從氣候變量的角度還是從淡水可獲得性的角度 。

但是，作為本公司氣候變化情景分析基礎的環境可能會發生變化，因此用於進行這些分析的方法也可能隨着時間的推移而改進。

國際會計準則委員會發布的尚未 生效且在2023年12月31日之前尚未被公司採納的主要標準如下：

關於自2024年1月1日起生效的國際財務報告準則第16號及國際會計準則第1號的修訂，根據所作的評估，本公司估計首次應用不會對其綜合財務報表造成重大影響。關於《國際會計準則第7號》和《國際財務報告準則第7號》的修訂，公司預計會有更多信息披露。

至於將於2025年1月1日起生效的修正案，公司正在評估其對合並財務報表和母公司財務報表的影響。

國際會計準則理事會發布被視為類似於《國際財務報告準則》的公告、對公告和解釋的審查。以下是CPC發佈的尚未生效且直到2023年12月31日才被公司及早採用的法規以及同等的國際財務報告準則：

初次申請提及上述條例的預期效果與項目6.1中所列國際會計準則理事會發布的有關條例的預期效果相同。

此外，2024年2月，CPC發佈了技術公告 CPC 09(R1)-增加值説明書，自2024年3月1日起施行，適用於2024年1月1日及以後的財政年度。

本公司資本管理的目標是將其資本結構維持在適當的水平，以便繼續經營下去，為股東和投資者帶來最大價值。其主要資金來源是其業務活動提供的現金。

《2024-2028年戰略規劃》的財務戰略重點是：

總債務的目標將維持在650億美元以下，調整後現金和現金等價物的參考水平為80億美元。

在2023財政年度，Petrobras實現了正的經常性調整EBITDA，通過運營現金流實現了現金產生的一致性，這一業績使其能夠通過支付税款和股息回報社會。

2023年，該公司的總債務增加了88.01億美元，但仍在其規劃中規定的參考範圍內。2023年淨債務增加31.82億美元。在雷亞爾， 總債務增加了8%，淨債務保持穩定，如下表所示：

這些指標不是根據《國際財務報告準則-國際財務報告準則》來定義的，不應單獨考慮或作為國際財務報告準則中利潤、債務和營運現金的替代指標，也不應作為與其他公司的指標進行比較的基礎。

包括銀行現金和手頭現金、可用銀行存款以及符合現金和現金等價物定義的高流動性短期投資。

在巴西的短期金融投資主要包括對持有可立即贖回的巴西聯邦政府債券的基金的投資，以及自收購之日起三個月內到期的逆回購協議。境外短期金融投資包括自收購之日起三個月內到期的定期存款、高流動性自動投資賬户、利息支票賬户和其他短期固定收益工具。

主要資源主要由經營活動提供的現金215,696雷亞爾、出售資產所得款項18,232雷亞爾、融資債務所得款項10,716雷亞爾及共同參與協議所得款項2,032雷亞爾提供。

2023年這些資金的主要用途是支付股息和股票回購計劃101,822雷亞爾，償還與融資債務有關的本金和利息，償還租賃負債，金額為62,315雷亞爾，以及收購PP&E和無形資產60,315雷亞爾。

現金和現金等價物的會計政策

現金和現金等價物包括手頭現金、銀行定期存款 和短期高流動性金融投資，這些投資可隨時轉換為已知金額的現金，價值變化風險不大，自收購之日起到期日為三個月或更短。

通過損益分類為公允價值的有價證券主要指對巴西聯邦政府債券的投資(金額由公允價值層次結構的第1級確定)。這些金融投資的到期日超過三個月。

歸類為攤銷成本的證券是指： 在巴西境內以每日流動資金、期限在一至兩年之間的後固定銀行存單進行的投資；以及 在國外以自簽約日期起三個月以上期限的定期存款進行的投資。

有價證券的會計政策

自協議簽訂之日起三個月以上的業務投資金額最初按公允價值計量，隨後根據其各自的 分類計量，分類依據這些資金的管理方式及其合同現金流的特點：

作為一家綜合能源公司，與客户簽訂的合同的收入來自公司運營部門銷售的不同產品，並考慮到其運營市場的具體 特點。欲瞭解本公司的經營部門、經營活動和銷售的產品的更多信息，請參見附註13。

交易價格的確定源於基於這些市場參數的方法和政策，反映了經營風險、市場份額水平、匯率和國際大宗商品價格的變化，包括布倫特原油價格、柴油和汽油等石油產品以及Henry中心指數。

截至2023年12月31日，按發貨目的地劃分的銷售收入構成如下：

銷售收入為511,994雷亞爾，比2022年(641,256雷亞爾)減少129,262雷亞爾，反映出：

國內市場銷售收入下降，主要原因是：

出口收入的減少反映了國際價格下跌，但石油出口量增加部分抵消了價格下降的影響，石油出口量增加反映了巴西石油產量的增加，以及石油產品出口量的增加，主要是汽油。

海外銷售收入減少，反映在國際價格貶值後實現的平均價格下降，以及離岸貿易業務量減少，重點是液化天然氣貨物。

2023年，面向煉油、運輸和營銷部門兩個客户的銷售額分別佔公司銷售收入的16%和11%。2022年，面向同一細分市場的兩個客户的銷售額分別佔公司銷售收入的15%和11%。

本公司是簽訂至2023年12月31日的銷售合同的一方，最初的預期持續時間超過1年，合同規定了在合同期限內交付的貨物或服務的數量和時間 以及這些未來銷售的付款條件。

以下列出的2023年這些合同的估計剩餘價值是基於合同商定的未來銷售量，以及2023年12月31日的現行價格或最近銷售中的實際價格，反映了更直接的可觀察信息：

收入在貨物轉讓和向客户提供服務後確認 ，其計量和確認時間將取決於未來的需求、大宗商品價格、匯率和其他市場因素的變化。

上表不包括最初預期期限不到一年的合同的信息，如現貨市場合同、受約束的可變考慮因素，以及僅建立一般條款和條件(主協議)的合同信息，其數量和價格將僅在後續合同中定義。

此外，電力銷售主要是應巴西國家電力系統運營商(ONS)的要求 從熱電廠發電的需求推動的。 這些需求在很大程度上受巴西水文條件的影響。因此，上表主要列出了客户在這些運營中可獲得的電力的固定金額。

2023年財務狀況表 中的合同負債餘額為558雷亞爾(2022年為252雷亞爾)。這一金額被歸類為其他流動負債，主要包括船舶客户的預付款以及基於未來天然氣銷售或客户未行使權利而確認為收入的合同。

關於收入的會計政策

本公司評估與客户簽訂的銷售石油和石油產品、天然氣、電力、服務和其他產品的合同，這些合同將取決於收入確認，並確定每個合同中承諾的不同商品和服務。

銷售收入在控制權移交給客户時確認，這通常發生在產品交付或提供服務時。此時，公司履行了履約義務。

履約義務被認為是向客户轉讓的承諾：(I)不同的商品或服務(或一組商品或服務)；以及(Ii)具有相同特徵或基本相同且具有相同轉讓模式的一系列不同的商品或服務。

收入是根據公司為向客户轉讓承諾商品或服務而預期有權獲得的對價金額 計算的，不包括代表第三方收取的金額 。交易價格基於合同規定的價格，這反映了公司基於市場參數的定價方法和政策。

開具發票發生在非常接近交付和提供服務的時期，因此，交易價格的重大變化預計不會在履行義務履行後的 期間的收入中確認，但某些出口產品的最終價格形成發生在產品控制權轉移之後，並受商品價值變化的影響除外。

銷售是在短時間內收到的，因此沒有重要的融資部分。

10.1.銷售成本

銷售成本為242,061雷亞爾，比2022年(307,156雷亞爾)低65,095雷亞爾，突出了以下因素：

10.2.銷售費用

銷售費用為25,163雷亞爾，比2022年(25,448雷亞爾)低285雷亞爾，主要反映了由於市場開放的影響，與天然氣運輸相關的物流費用降低，其他代理商現在可以直接進入運輸基礎設施。

這一影響被以下因素部分抵消：i)與石油和石油產品出口量增加相關的後勤費用增加，重點是汽油；以及ii)與石油和石油產品出口相關的運費增加。

10.3.一般和行政費用

一般和行政費用7,952雷亞爾，增加1,075雷亞爾(6,877雷亞爾)，主要反映：

其他營業收入(費用)淨額為負19,930雷亞爾，較2022年(9,023雷亞爾)減少28,953雷亞爾，重點是：

這些影響被較低的法律訴訟損失和或有事項準備金 部分抵消，這主要是由於涉及合同問題的民事訴訟損失準備金減少。

淨財務收入(費用)為負11,861雷亞爾，與2022年的負結果(19,257雷亞爾)相比減少了7,396雷亞爾，原因是：

2023年11月23日，董事會在《2024-2028年戰略計劃》的背景下，批准了與公司將進行的資本支出有關的新方法， 將該部門的願景從“天然氣和電力”改為“天然氣和低碳能源”，此外還有新的戰略業務驅動因素：

截至2023年12月31日，按運營部門列出的信息 反映了執行幹事委員會(首席運營決策者-CODM)在做出有關資源分配和績效評估的決策時所使用的最新管理模式。

在這方面，由於所涉及的資產總額和損益表並不重要，2022年的資料並未按分項重新分類以作比較。

按業務分部計提的折舊、損耗和攤銷餘額如下：

經營部門的會計政策：

與本公司營運分部有關的資料 乃根據可直接歸屬於各分部的現有財務資料編制，或根據可合理分配至各分部的項目編制。此信息按業務活動提供，由公司執行幹事董事會(首席運營決策者-CODM)在資源分配和績效評估的決策過程中使用。

分部業績的計量包括與第三方(包括聯營公司和合資企業)結轉的交易以及經營分部之間的交易。經營部門之間的轉移按內部轉移價格確認，內部轉移價格源於考慮市場參數的方法，並被剔除 僅用於對合並財務報表進行對賬。

本公司單獨披露的業務部門包括：

A)勘探和生產(E&P)：這一部分 涵蓋巴西和國外的原油、天然氣液體(NGL)和天然氣的勘探、開發和生產活動，主要目的是供應國內煉油廠。E&P部門還通過與其他 公司的夥伴關係運營，包括在這一部門運營的外國實體中持有權益。

作為一家以石油和天然氣為主的能源公司，部門間銷售收入主要是指向煉油、運輸和營銷部門輸送石油，旨在供應 公司的煉油廠，滿足國內對成品油的需求。這些交易是以國際油價及其各自的匯率影響為基礎的內部轉移價格來衡量的，同時考慮到轉移的油流的具體特點。

此外，E&P部門的收入包括向天然氣和低碳能源部門的天然氣加工廠輸送天然氣。這些交易是根據該商品的國際價格按內部轉移價格計量的。

銷售給第三方的收入主要反映與勘探和生產活動有關的服務，銷售勘探和生產的天然氣加工廠，以及海外子公司開展的石油和天然氣業務。

B)煉油、運輸和營銷(RT&M)： 這一領域涵蓋巴西國內外的原油精煉、物流、運輸、收購和出口，以及石油產品貿易。這部分業務還包括石化業務(包括在巴西的石化公司中持有股份)和化肥生產。

該部門從勘探和生產部門採購原油，為煉油廠板巖進口石油，並利用國內石油加工成本與進口石油產品成本之間的現有價差在國際市場上收購石油產品。該部門還執行從G&LCE部門收購天然氣的工作。

部門間收入主要反映按市價向分銷業務出售石油產品，以及按內部轉移價格向G&LCE和E&P部門的業務銷售。

銷售給第三方的收入主要反映了巴西的石油產品貿易以及外國子公司的石油和石油產品的出口和貿易。

C)天然氣和低碳能源(G&LCE)：這一部分涵蓋天然氣和電力的物流和交易活動、液化天然氣(LNG)的運輸和交易、利用熱電廠發電以及天然氣加工。它還包括可再生能源業務、低碳服務(碳捕獲、利用和封存)以及生物柴油及其副產品的生產。

部門間收入主要反映加工天然氣、液化石油氣(LPG)和天然氣向RT&M部門的轉移。這些交易按內部轉賬價格 計量。

該部門從國家天然氣部門購買國家天然氣，從合作伙伴和第三方採購天然氣，從玻利維亞進口天然氣和液化天然氣，以滿足國家需求。

銷售給第三方的收入主要反映向分銷商和自由消費者加工的天然氣，以及發電和交易。

D)公司業務和其他業務：除分銷業務外，還包括不能 歸屬於業務部門的項目，包括具有公司特色的項目。公司項目 主要包括與公司財務管理、貿易及其他應收款項、信貸損失撥備、衍生工具收益(虧損) 、公司管理費用及其他開支有關的開支，包括與受益人的退休金及醫療保健計劃有關的精算開支。其他業務包括在海外(南美)分銷石油產品。

14.1.貿易和其他應收款

應收賬款被歸入攤銷成本類別，但某些應收賬款除外，這些應收賬款在產品控制權轉讓後形成最終價格，這取決於商品價值的變化 ，歸入通過損益的公允價值類別，2023年12月31日的價值總計為2,434雷亞爾(截至2022年12月31日為2,451雷亞爾)。

來自撤資的應收賬款餘額為 主要與阿塔普和Sépia油田的收入總額2,957雷亞爾(2022年為3,618雷亞爾)、以1,745雷亞爾(2022年為2,049雷亞爾)出售龍卡多 油田、以1,433雷亞爾(2022年為1,435雷亞爾)出售Carmópolis油田以及以1,283雷亞爾出售Potiguar 油田有關。

2023年9月8日，該公司收到了1,788雷亞爾的預扣所得税淨額，與石油和酒精賬户的第一期款項有關。第二期也是最後一期的價值為1,345雷亞爾，仍在司法賬户中，正在等待法院釋放，以在第11執行法院的税務執法過程中形成 擔保。

於2023年，來自國內市場第三方的貿易應收賬款的平均期限約為衍生品銷售的2天(2022年相同期限)和原油銷售的20至27天(2022年相同期限)。燃料油出口的平均收貨期為11至14天，而石油出口的收貨期為8至12天(2022年，燃料油的平均收貨期為12天至26天，石油的平均收貨期為7至16天)。

(1)2024年1月10日，巴西國家石油公司從Carmo Energy收到了2.98億美元的最後一筆分期付款，包括與出售Carmópolis綜合設施有關的調整和逾期付款費用，該綜合設施於2023年12月20日到期。

貿易和其他應收款的會計政策

貿易及其他應收賬款一般按攤銷成本分類，但某些按公允價值按損益分類的應收賬款除外，其現金流有別於收到本金及利息，包括最終價格與轉讓控制權後商品價格變動掛鈎的應收賬款 。

當本公司為融資租賃的出租人時，應收賬款按租賃投資淨額確認，包括應收租賃款項和本公司應計的任何未擔保剩餘價值，按租賃隱含利率貼現。

本公司使用撥備矩陣計量短期貿易應收賬款的預期信貸損失(ECL) ，該撥備矩陣基於根據當前和前瞻性信息調整的歷史觀察違約率(如適用)，且無需不必要的成本或努力。

ECL是歷史信用損失與相應違約風險的加權平均值，根據權重可能會發生。金融資產的信貸損失是通過應付本公司的所有合同現金流與本公司預期收到的所有現金流之間的差額來衡量的，按原始有效利率貼現 。

本公司根據其他貿易應收賬款的12個月預期信用損失來計量其ECL撥備，除非該等應收賬款的信用風險自其初始確認以來顯著增加，在這種情況下，撥備是根據其使用年限計算的。

在確定信用風險是否大幅增加時，本公司會比較初始確認日期和報告日期的違約風險。

無論評估為信用風險顯著增加 ，逾期30天的違約期將觸發金融資產信用風險顯著增加的定義，除非有合理和可支持的信息另行證明。

若應收賬款於報告日期被視為信用風險較低，本公司假設應收賬款自首次確認以來並無顯著增加。低信用風險是根據外部信用評級或內部方法確定的。

在沒有爭議或其他可能導致暫停催收的問題的情況下，本公司假設只要交易對手沒有履行到期或至少逾期90天償還債務的法定義務 ，就會發生違約。

石油和液化天然氣庫存可以在其原始狀態下交易，也可以在其石油產品的生產過程中消耗。

中間產品是由 已通過至少一個加工單元，但仍需要進行加工、處理或轉換才能 銷售的產品流形成的。

生物燃料主要包括乙醇和生物柴油庫存的餘額。

材料、用品和其他主要指生產 將在公司活動中使用的投入和運營材料，並按平均採購成本列示，當這不超過 重置成本。

2023年庫存餘額減少8 620雷亞爾， 主要是指：

一.在成品油方面，由於國際價格下降、國外市場銷售量增加以及進口成品油在庫存形成中的參與度降低，進口成品油由於煉油廠利用率提高而部分抵消了進口成本和原材料(油)的成本；以及

二、在原油方面，由於生產和進口石油的生產税降低了成本 ，隨着布倫特原油的減少，進口石油在形成庫存中的參與減少， 加工和銷售的數量增加，但部分被原油產量的增加所抵消。

綜合存貨按其可變現淨值調整後淨額列示，該等調整主要因國際石油及石油產品價格波動而產生，並於構成時於年內於損益中確認為已售出貨品及服務的成本。2023年12月31日，公司 確認了40雷亞爾的銷售成本沖銷，將庫存調整為可實現淨價值(2022年12月31日銷售成本內的57雷亞爾虧損)。

截至2023年12月31日，該公司已將原油和成品油數量作為與Petrobras和PPSP簽署的養老金計劃PPSP-R、PPSP-R Pre-70和PPSP-NR Pre-70相關的財務承諾期(TFC)的抵押品。巴西國家石油公司社會基金會-Petros基金會，2008年，估計金額為4,773雷亞爾。

存貨的會計政策

存貨低於其賬面價值時，按調整為可變現淨值的加權平均成本法確定。

可變現淨值是指存貨在正常業務過程中的估計銷售價格 減去預計完工成本和預計完成銷售的開支(考慮到持有存貨的目的)。具有可識別銷售合同的庫存的可變現淨值以合同價格為基礎，例如，在海上作業(無實物油罐，裝船並在客户處直接卸貨)或拍賣中。考慮到估計時可獲得的最可靠證據，庫存中的其他項目基於一般銷售價格具有可變現淨值。

存貨的可變現淨值是通過將具有相同特性或用途的相似項目進行分組來確定的。在計算可變現淨值時，如果銷售價格在財務報表報告日期之後的變動確認該報告日期存在的情況，則在計算可變現淨值時予以考慮。

截至2023年12月31日，巴西的平均付款期限為32天，而國外的貿易應收賬款的平均付款期限為58天，其他商品和服務的平均付款期限約為26天。

2023年供應商餘額減少5 205雷亞爾， 主要是指PIB BV分期付款購買石油和石油產品以及Petrobras購買石油和天然氣的淨付款。

福費廷

該公司有一個鼓勵石油和天然氣生產鏈發展的計劃，名為“Mais Valor“(更多價值)，由合作伙伴公司在100%數字平臺上運營 。

通過使用該平臺，希望 預期其應收賬款的供應商可以發起反向拍賣，獲勝者是提供最低折扣率的金融機構。金融機構成為供應商預付發票的債權人，巴西國家石油公司在同一日期按照最初與供應商商定的條件支付發票。

發票預付於“Mais Valor“ 計劃完全由供應商自行決定，不會改變Petrobras與此類供應商簽訂的條款、價格和商業條件，也不會增加公司的財務費用，因此，在現金流量表(經營活動的現金流量)中將分類為貿易應付款。

截至2023年12月31日，供應商在計劃範圍內預付的餘額為534雷亞爾(截至2022年12月31日為677雷亞爾)，付款期限為7至92天，在滿足合同商業條件後，加權平均期限為57天(截至2022年12月31日為24天)。

現行税種

所得税按15%的税率計算，再加上應納税所得額的10%和社會貢獻淨收入的9%的額外企業所得税。 考慮到税收損失的抵消和社會貢獻的負基礎，以當年應納税所得額的30%為限。從2015年起，根據公佈的第12,973/2014號法律，直接或間接子公司或附屬公司在國外賺取的收入，經股息和股權投資結果調整後，乘以巴西淨收入的税率，包括 支出、所得税和對淨收入的社會貢獻。

流動資產收入的税項是在計算企業所得税和社會貢獻的過程中產生的税收抵免，再加上計算的相應負餘額， 主要針對2017至2019和2021日曆年計算。流動負債是計算當期企業所得税和社會貢獻的應付部分。

聯邦税務結算計劃的餘額基本上由2017年特別税收正規化計劃(PERT)中插入的企業所得税和社會貢獻税評估通知組成，該通知關於公司在2008年承擔的義務在財務承諾方面的全額扣除，與Petros和代表員工的實體簽訂了 。付款期限為145個月和連續分期付款，按SELIC 利率更新，截至2018年1月。

流動資產餘額增加，主要是由於在計算企業所得税和社會貢獻時，計入了新的財務投資預提所得税抵免，以及在計算企業所得税和社會貢獻應繳補償時多付了 淨額。

流動負債餘額減少，主要是由於2023年税前收入和海外應税收入減少，勘探費用增加，原因是出售Papa Terra、Búzios和Carmópolis的註銷，以及於2022年歸還Garoupa集羣油田(於2023年1月結算)。

法定税率與實際税費税率之間的對賬

按名義税率和登記税額計算的税額對賬如下：

遞延所得税--非流動所得税

遞延所得税變動列示如下 ：

遞延税項負債淨額在2023年增加 ，主要原因是融資和租賃合同中貸款、應收賬款和應付款項的匯率變化、加速折舊以及司法存款的貨幣指數化增加。這些金額由探礦成本變現、向員工發放福利及減值折舊部分抵銷。

下表顯示了實現遞延税項資產和負債的構成和依據 ：

已整合

沖銷遞延所得税的時間

遞延税項抵免資產乃根據未來數年的應課税利潤預測確認，並以《2024-2028年戰略計劃》的前提為支持，該計劃以債務、投資及業務決策的控制為支柱 在決策過程中確保理想資本結構及穩健的管治 確保所有利益相關者的盈利能力、合理性及創造價值的過程。

管理層認為，遞延税項資產 將在遞延税項負債轉回且預期應課税事項根據其戰略計劃 2024-2028年發生時予以變現。

下表列出了截至2023年12月31日的 遞延税項淨資產(負債)的估計收回/沖銷時間表：

截至2023年12月31日，該公司有未使用的税項損失 ，未確認為遞延税項資產，如下：

海外未確認的税收抵免源於子公司Petrobras America Inc.和Petrobras de Valore Internacional de Espanha S.L.U積累的税收損失，主要來自美國的石油和天然氣勘探、生產和煉油活動。2023年，該公司記錄了部分税收抵免，金額為126雷亞爾，原因是這些子公司加入Petrobras的出口鏈，對未來税收利潤的預測提供了支持。

境外公司未確認的遞延税項資產的賬齡情況如下：

所得税的不確定税收處理

截至2023年12月31日，該公司對與司法和行政訴訟有關的33,802雷亞爾(截至2022年12月31日為31,533雷亞爾)的所得税 (見附註19.3)存在不確定性 。此外，鑑於税務機關可能會有不同的解釋，本公司還有其他可被視為所得税 至19,668雷亞爾(截至2022年12月31日為156,635雷亞爾)的不確定税務處理。這些不確定的税務處理得到了技術評估和税務風險評估方法的支持。因此，巴西國家石油公司認為， 這些立場很可能被税務機關(包括司法法院)接受。

對企業所得税(CIT)的不確定處理

2023年，本公司收到荷蘭税務機關的額外費用 ，原因是對荷蘭子公司2018至2020年企業所得税(CIT)的計算進行了最終評估，這是由於根據Repetro税制國有化的平臺和設備在税收方面的估值 金額為2,881雷亞爾(5.95億美元)，按適用利率更新至2023年12月31日。

該税務機關尚未對某些子公司2020-2022年的税收待遇進行評估。荷蘭税務當局在這些年度的任何費用，按照與已分攤期間類似的基礎，可能達到1,173雷亞爾(2.42億美元)。因此，截至2023年12月31日，這些不確定税務處理的總金額為4,054雷亞爾(8.37億美元)，按適用利率更新。

本公司繼續為其立場辯護，但 瞭解到税務機關不太可能完全接受這種税務待遇。因此，通過期望值方法確認負債，並在該期間的損益表內產生相應的所得税影響，由損失概率加權的金額之和構成。

所得税的會計政策

本公司根據現行法律並按報告期結束時的現行税率計算所得税。該期間的所得税支出在該期間的損益表中確認 ，但因直接在權益中確認的交易或事件而產生的税款除外。

噹噹期所得税與同一應納税主體和同一税務機關徵收的所得税有關，且存在法定權利且該主體有意同時抵銷當期税收資產和當期税收負債時，當期所得税被抵銷。

定期評估不確定的税務處理，並考慮税務機關接受的可能性。

一般按資產和負債的計税基礎與賬面價值之間確定的暫時性差異進行確認，並按具體法律規定的適用於資產變現或負債清償當年的税率進行計量。

遞延税項資產/負債將確認所有可扣除的暫時性差額，包括未使用的税項損失和抵扣，只要有可能存在可抵扣暫時性差額的應納税利潤，除非遞延税項資產是由於最初確認非企業合併交易中的資產或負債而產生的，且在交易時不影響會計利潤 或應税利潤(税損)。

當存在可依法強制執行的權利將當期税項資產與當期税項負債和遞延税項資產相抵銷時，遞延所得税和社會貢獻按淨額列報，而遞延税項負債是指由同一機關税項、同一應納税實體或不同應納税實體評估的利潤的税項，擬按淨額結算當期税項負債和資產，或同時變現資產和清償負債 在預期將有大量遞延税項資產清算或收回的每一未來期間 。

17.2.其他税項

已整合

延期的ICMS增值税税收抵免是由於申請臨時抵免和不適當的抵免造成的，根據每個州的法律予以抵銷。它們還產生於收購用於固定資產的資產所產生的信貸，這些資產按1/48的比率抵銷，並在4年內全額攤銷。

延期PIS-COFINS抵免主要指為在建資產(在建工程)購買貨物和服務，因為税法只允許在這些資產投產後使用它們，以及巴西聯邦税務局的臨時抵免電子退款請求(PER)。

生產税是在巴西境內生產石油和天然氣的公司應向巴西聯邦政府支付的財政補償。它們包括版税、 特別參與、簽名獎金和保留或佔用面積的費用。這些金額包括與ANP達成的一項協議，即從2009年8月至2011年2月和從2012年12月至2015年2月，結束涉及重新計算朱巴特油田石油生產特許權使用費和特別參與的法律程序的金額。

從2023年3月1日至2023年6月30日，對原油出口徵收出口税，公司將1,446雷亞爾確認為損益表內的其他税收。

PIS和COFINS Law 9,718/98

該公司對巴西聯邦政府提起普通訴訟，稱其收回了作為PIS/COFINS收取的財務收入和資產匯兑差異的金額， 考慮到第1條違憲。9.718/98號法律第3條，1999年2月至2004年1月期間。

所有行動均被視為有效，並有最終和不可上訴的判決 。巴西政府已經支付了與其註冊公司有關的費用(來自其子公司Petroquisa的兩起訴訟)。關於剩下的兩個進程，兩個進程都有有利的報道，在其中一個進程中，巴西政府表示同意價值的相關部分，但判決仍有待上訴。第二個更有價值，等待司法宣判。

第二支柱-全球最低充值税

2021年12月，經濟合作與發展組織(OECD)發佈了改革國際公司税收的兩個支柱示範規則，旨在確保 收入超過7.5億歐元的跨國公司為其子公司的利潤繳納最低附加税，這些利潤按每個司法管轄區低於15%的實際税率徵税(全球最低充足税)。

如果父實體位於尚未實施充值税的轄區 ，則將按照自上而下的方法對位於已實施充值税的轄區 中的組織結構中的下一個實體徵收該税。2023年12月19日，荷蘭頒佈了2024年1月1日生效的第二支柱所得税立法 。

巴西國家石油公司正在評估第二支柱立法是否有任何風險敞口。根據對新規則的初步評估，巴西國家石油公司預計不會出現重大風險。考慮到用於綜合分析的信息仍在評估中，而且由於新立法的複雜性，巴西國家石油公司預計將在2024年完成評估。

巴西國家石油公司適用了國際會計準則理事會於2023年5月發佈的《國際會計準則》第12號修正案中所述的關於所得税會計的臨時豁免。因此，本公司既不確認，也不披露與第二支柱相關的遞延税項資產或負債的信息。

員工福利是公司為換取員工提供的服務或終止僱傭而給予的所有形式的對價。它還包括董事 和其他經理的費用。這類福利包括薪金、離職後福利、解僱福利和其他福利。

18.1.短期利益

該公司在收入表中確認了以下金額：

(1)包括應計值/沖銷值​​ 該準備金指的是前幾年的計劃。

18.1.1.可變薪酬 計劃

表演獎勵計劃(節目 PRERMIO POR性能-PPP e《普雷米奧方案》-珠江三角洲)

公司向員工支付了2022財政年度的PPP，金額為2,848雷亞爾(母公司為2,637雷亞爾)，包括2022年11月預付款448雷亞爾(母公司為404雷亞爾)，並考慮到遵守公司業績指標和所有員工的個人表現。

對於2023年，巴西國家石油公司修訂了其可變薪酬計劃， 實施了PRD取代了PPP。在新的模式中，PRD針對有管理職能和沒有管理職能的員工，作為利潤分享(PLR)的補充計劃。

珠江三角洲旨在表彰每位員工為實現公司業績所付出的努力和個人表現。支付給每位員工的金額仍由關鍵指標(目前是Delta Valor Petrobras-Valor、温室氣體排放目標成就指標-IAGEE和石油泄漏量指標-VAZO)和個人目標(所有員工的績效管理分數，執行經理除外，將考慮其各自部門的記分卡)的績效 確定。

珠江三角洲規定，為了觸發這筆付款， 必須有公司董事會批准的向股東分配的申報和付款 以及本年度的淨收益。

用於向所有參與者付款的總金額 限於淨收入和/或EBITDA的一定百分比。

對於2023財政年度，確定的可變薪酬金額不得超過調整後EBITDA的5%。

巴西國家石油公司2023年為珠三角地區撥備1,673雷亞爾(2022年購買力平價為2,655雷亞爾)，記入其他運營費用。在合併中，撥備達到2,088雷亞爾(2022年為2,863雷亞爾)，包括巴西國家石油公司的浮動薪酬和合並公司的其他計劃。

利潤分享(Participaçáes nos Lucros ou Resultados-PLR)

2023年，公司向員工支付了2022年PLR，金額為678雷亞爾(母公司為643雷亞爾)，考慮到經​​批准的PLR 2021-2022年規則國有企業治理祕書巴西 政府的(SEST)，向不擔任管理職位的員工提供服務，並根據參與者的薪酬提供個人限制。

2023年，考慮到公司 浮動薪酬模式的變化，擬議的PLR也將涵蓋那些擔任管理職位的人。新計劃成為公司 主要的浮動薪酬實踐。

要支付PLR​​2023年，公司必須滿足以下觸發條件：向股東申報和支付薪酬，參考相關年份，經董事會(CA)批准 ，計算參考年度的淨收益，以及實現一套指標目標的平均百分比(按權重加權)至少80%(80%)。

支付PLR​​2023年的總金額不得超過當年淨收益的6.25%(6.25%)和分配給巴西國家石油公司股東的股息的25%，以較低者為準。

2023年，公司撥備了2,925雷亞爾(母公司為2,885雷亞爾)，用於員工當年的利潤分享或業績，計入其他運營費用。2022年，與PLR 2022相關的撥備 為684雷亞爾(母公司為647雷亞爾)。

可變薪酬計劃(PRD、PPP和PLR)的會計政策

可變薪酬方案的撥備在僱員提供服務期間按權責發生制確認。它們代表基於PRD、PPP和PLR的標準和指標對過去事件產生的未來支出的估計，前提是滿足激活這些計劃的要求，並且債務可以可靠地估計。

18.2.終止合同的好處

它們是因以下原因終止僱傭合同而提供的：i)公司決定在正常退休日期之前終止僱員的僱傭關係；或ii)僱員決定接受福利以換取終止僱傭關係。

自願遣散費計劃

該公司為企業部門和剝離資產的員工制定了專門的自願離職計劃，提供了相同的法律和賠償優勢。

2023年，有481名員工通過這些計劃退休，而註冊人數為55人，退出人數為179人。關於解僱福利的規定的變動情況如下：

費用撥備在員工 註冊計劃時確認。

該公司分兩次推遲支付賠償金 ，第一次是在被解僱時連同法定遣散費，第二次是在適用的情況下，在支付第一筆分期付款後12個月。

截至2023年12月31日，127雷亞爾的金額相當於494名被解僱員工的第二期，565雷亞爾的金額相當於參加自願離職計劃的1,046名員工，計劃於2025年12月前離職，總額為692雷亞爾。

18.3.離職後福利

該公司為其在巴西的員工 及其家屬(在職和退休)以及其他五種主要類型的退休後養老金福利(統稱為“養老金計劃”)維持醫療保健計劃。

發放給 名員工的離職後福利餘額如下：

健康護理計劃

這項名為AMS(巴西國家石油公司)， 由薩烏德石油協會(APS)，這是一個非營利性的民間協會， 包括預防和保健計劃。根據條例規定的標準，該計劃向所有現有僱員、退休人員、領取養老金者和符合條件的家庭羣體提供保健援助，並向新僱員開放。

該計劃目前由Petrobras、Transpetro、PBIO、TBG和Termobahia贊助，主要面臨由於通貨膨脹、新技術、新類型的保險和更高水平的醫療福利而導致的醫療成本增加的風險。該公司不斷改進其技術和管理流程的質量，以及為受益人提供的健康計劃，以降低這一風險。

僱員、退休人員和養老金領取者每月繳納固定繳費，以支付高風險程序和涉及其他醫療和牙科程序費用的可變繳費， 兩者都基於計劃的繳費表，繳費表是根據工資和年齡範圍等參數定義的。該計劃還包括通過報銷或購買和送貨上門的方式幫助購買一些藥品，受益人 共同參與。

援助費用由本公司根據受益人的使用情況支付。公司和受益人在費用中的財務參與在集體談判協議中確定，目前公司和參與者分別為60%(60%)和40%(40%)。

根據《2023-2025年集體協議》第37條第 2段的規定，如果CGPAR第42/2022號和第49/2023號決議被撤銷或修訂，允許調整健康計劃供資關係，公司和工會實體將舉行會議，實施新的成本計算關係，以便根據Petrobras歷史上採用的成本計算關係， 對受益人(財務責任)的薪酬/收入影響較小。

年度健康計劃審查

2023年12月31日，使用目前的 精算假設對負債進行了重新計量，其結果見項目18.3.2--財務報表中與 確定的福利計劃有關的數額--表(A)。

養老金 計劃

贊助的養老金計劃由Petros基金會管理，該基金會是一個受私法管轄的非營利性法人實體，具有行政和財務自主權。

養老金計劃受Conselho National de Previdíncia互補性-中國石油天然氣集團公司，包括計劃為其管理和與利益攸關方的關係而採用的所有指導方針和程序。

Petros根據現行的補充養老金規則定期評估計劃，並在適用時制定旨在為計劃提供可持續性的措施。

公司記錄的養老金計劃的淨債務與適用於養老基金的確認方法不同，受Conselho National de Previdència 補充(中石油)。

2023年3月29日，Petros審議委員會批准了該公司贊助的截至2022年12月31日的年度養老金計劃的財務報表。

在計算巴西(CNPC和CVM)採用的2022年12月31日的精算承諾額時，養恤基金和贊助方在會計慣例上的主要差異見下表。

在Petros審議理事會批准其相應年度的財務報表後，2023年12月31日計劃結果的更新表將在2024年第一季度的説明中披露。

公司贊助的主要退休後養老金福利 包括：

目前，PPSP-R、PPSP-R Pre-70、PPSP-NR、PPSP-NR Pre-70和Petros 3計劃由Petrobras贊助，Petros 2計劃由Petrobras、Transpetro、PBIO、TBG、Termobahia 和Teromacaé贊助。

Petrobras系統Petros計劃(PPSP)最初由該公司於1970年7月建立，於2018年拆分為PPSP-R和PPSP-NR計劃。2020年1月1日，PPSP-R和PPSP-NR計劃被拆分，產生了PPSP-R Pre-70和PPSP-NR Pre-70計劃。

養老金計劃除了向受益人保證死亡撫卹金外，還補充參與者退休期間的收入 。福利由國家社會保障研究所(INSS)發放的福利的每月收入補充 組成。

下表提供了這些計劃的其他特點 ：

與2015年赤字解決計劃(PED 2015)有關的債務承擔文書

2022年10月18日，該公司正式確定了其付款承諾 指的是2017年實施的赤字等式計劃-2015(PED 2015)的非常僱主繳費，以及Petros重新談判和未重新談判的養老金計劃(PPSP-R和PPSP-NR)。由於法院禁令，以前沒有支付非常捐款 。

與Petrobras相關的金額為1114雷亞爾，指的是2020年7月至2021年12月期間未計入的金額。229雷亞爾的金額已於2022年10月28日支付，剩餘的 是指到期的分期付款，將根據工資單支付，以換取參與者和受助人的部分。

2015年PED對PPSP R和PPSP NR養卹金計劃的影響已在其實施當年的財務報表中確認。

2023年12月31日，私人票據的餘額為800雷亞爾，包括精算負債金額的記錄(2022年12月31日的876雷亞爾)。

赤字方程式計劃2021(PED) -Petros重新談判計劃

2023年4月1日，巴西國家石油公司重新談判計劃(PPSP-R)的2021財年赤字解決計劃(PED)生效，從2023年3月17日SEST(贊助商Petrobras的監督機構)發佈了一份有利的聲明後，從4月/23日開始對在職和受助員工的工資單 收取特別費用。

PED 2021已於2022年11月10日獲得Petros審議理事會(CD)的批准，考慮到捐款平價限制，贊助商和PPSP-R參與者正在解決2021財年計算的赤字8,515雷亞爾，巴西國家石油公司將負責2022年12月31日確定的4,012雷亞爾的總額，這筆錢將在該計劃整個存續期內按月分期付款。

赤字解決計劃2022參照PPSP-NR計劃(PED 2022)

2023年12月22日，公司董事會批准了一項解決PPSP-NR在2022年(PED 2022)登記的赤字的計劃，該計劃已提交SEST審查。

根據Petros基金會進行的研究，2022年PED規定解決截至2022年12月31日的1,557雷亞爾的赤字，這符合該計劃的償付能力需求。 根據該計劃截至2023年12月的精算目標更新的這一赤字總計1,775雷亞爾。

根據第108/2001和109/2001號補充法律，以及中國石油天然氣集團公司第30/2018號決議，赤字必須由PPSP-NR的發起人和參與者平分解決。 因此，公司將出資827雷亞爾的赤字，更新至2023年12月。

在Petros基金會計劃於2024年4月開始實施PED 2022的特別收藏 之前，該解決計劃必須得到 SEST的有利評估。

贊助商的支出將在該計劃的有效期內減少 ，估計前5年的年均額外流量為60雷亞爾。

截至2023年12月31日的PPSP-NR的精算負債反映了實施2022年PED後實施新的非常捐款的影響。

養卹金計劃的年度審查

截至2023年12月31日，負債採用有效的精算假設重新計量，其結果載於項目18.3.2--財務報表中與界定福利計劃有關的數額 表(A)。

18.3.2.與固定福利計劃相關的財務報表中的金額

代表公司的債務，按CVM決議第110/2022號批准的CPC 33(R1)-員工福利(IAS 19)所確立的方法計算，扣除抵押品資產 並按現值折現計算，這與CVM決議第110/2022號批准的養老基金採用的會計和精算做法不同。這是一項全國性的補充。

截至2023年12月31日，離職後福利計劃的精算負債增加20,633雷亞爾，主要是指在股東權益中確認的精算虧損17,552雷亞爾。 由於精算假設的變化而對負債進行重新計量，主要是由於醫院醫療成本增加-VCMH，用於計劃負債的實際貼現率下降，部分被擔保資產回報抵消。

關於適用於 精算審查的主要假設的差異的信息載於附註18.3.6--與界定福利義務相關的計量不確定性。

具有固定福利養卹金和健康計劃的債務的變動情況如下：

C) 計劃資產公允價值變動

Petrobras有四個養老金計劃，即PPSP-R、PPSP-NR、PPSP-R Pre-70和PPSP-NR Pre-70，處於擔保資產的消費階段，還有一個計劃--PP2，其大部分參與者處於財富積累階段。

擔保資產的演變反映了計劃的這些特點 ，這是繳款流入和贖回資產以支付福利的結果，以及資產投資的盈利能力的影響。