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
20231-030-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。

是_否_X_

索引

巴西國家石油公司-巴西國家石油公司

合併財務狀況表

巴西國家石油公司

截至2023年12月31日和2022年12月31日(除非另有説明，否則以百萬美元表示)

合併損益表

巴西國家石油公司

截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度(除非另有説明，否則以百萬美元 表示)

綜合全面收益表

巴西國家石油公司

截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度(除非另有説明，否則以百萬美元 表示)

合併現金流量表

巴西國家石油公司

截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度(除非另有説明，否則以百萬美元 表示)

合併股東權益變動表

巴西國家石油公司

截至2023年、2022年及2021年12月31日的年度(除非另有説明，否則以百萬美元表示)

Petróleo Brasileiro S.A.(Petrobras)，以下簡稱“Petrobras”或“公司”，是由巴西聯邦政府控制的部分國有企業，無限期，受巴西公司法(1976年12月15日第6,404號法律)、2016年6月30日第13,303號法律及其章程的條款和條件管轄。

巴西國家石油公司的股票在巴西證券交易所(B3)上市，屬於公司治理特別上市分部的第二級，因此，公司、其股東、經理和財政委員會成員受其監管規定的約束(第二級監管-Regulamento de Listagem do Nível 2 de治國公司da Brasil Bolsa Balcão-B3)。除非其他法規另有規定，否則在損害本公司章程規定的公開發售投資者權利的情況下，應以第二級法規的規定為準 。

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以及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的活動。

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目的有關的任何活動。

與其業務目的相關的經濟活動應由本公司根據市場條件，按照第9,478/97號和第14,134/21號法律(分別為石油和天然氣法規)的其他原則和指導方針，與其他公司自由競爭。然而，巴西國家石油公司可能會在巴西聯邦政府的指導下，在符合其公司宗旨的情況下開展活動，為公共利益做出貢獻，以證明其成立的合理性，目的是在以下情況下實現國家能源政策目標：

I--由法律或法規設立，並根據與有權確立這種義務的公共實體的協定條款，遵守此類文書的廣泛公開規定；以及

二-其成本和收入已 以透明的方式細分和傳播。

在這種情況下，公司投資委員會和小股東委員會應根據投資估值的技術和經濟標準以及公司運營下的具體運營成本和結果，評估和衡量此類市場狀況與交易的經營結果或經濟回報之間的差異。如果發現差額， 在每個財政年度，巴西聯邦政府應補償公司。

這些合併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)編制和列報的。

除另有説明外，綜合財務報表乃根據歷史成本慣例編制。編制這些財務報表所使用的重要會計政策載於各自的説明附註。

編制財務報表需要使用基於假設和判斷的估計，這可能會影響資產、負債、收入和費用的會計政策和報告金額的應用 。實際結果可能與這些估計不同。複雜程度較高的相關估計和判斷在解釋説明4中披露。

這些合併財務報表在2024年3月7日舉行的公司董事會會議上獲得批准並授權發佈。

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。巴西國家石油公司在巴西境外運營的直接子公司的本位幣是美元。

巴西國家石油公司選擇美元作為其顯示貨幣，以便於與其他石油和天然氣公司進行更直接的比較。財務報表已從 本位幣(巴西雷亞爾)折算為列報貨幣(美元)。所有資產和負債按財務報表日期的收盤匯率折算為美元 ；收入和支出以及現金流按期間的平均匯率折算為美元。將合併財務報表從本位幣轉換為列報貨幣產生的所有匯兑差額確認為合併股東權益變動表中累計其他全面收益內的累計折算 調整(CTA)。

為幫助銜接和理解，重要的會計政策列在與之相關的每個解釋性説明的末尾。

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 涉及使用不同的經濟假設，以及在ANP/SPE標準中將 視為儲量的可能性，即根據ANP技術儲量規定，巴西油田在特許權合同到期日之後預計的產量。

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；以及(C)估計的已探明和可能儲量(根據ANP/SPE確立的標準，如附註4.1所述)。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，它們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(如附註4.1所述)編制。對本公司已探明和未開發儲量的修訂 可能會影響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金額。與儲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(如附註4.1所述)，放棄和拆除區域的時間以儲量枯竭的時間長短為依據。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。有關修訂公司 儲量估計的其他信息，請參閲附註4.1。

這些債務按現值確認， 使用無風險貼現率，根據公司的信用風險進行調整。折現率的變化可能會導致確認金額的重大變化 ，因為這是在放棄之前的長期性質。附註20對計算退役費用準備金時使用的貼現率進行了敏感性分析。

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和標準的主觀定義；iii)資產移除技術和成本隨着法規、環境、安全和公共關係方面的考慮而不斷變化。

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。

附註20提供了有關退役費用經費 的進一步信息。

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。本公司對每一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，這種不確定性將反映在財務報表中對當期或遞延所得税的計量 。

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是基於與違約風險有關的假設、確定信用風險是否已大幅增加 預期復甦等。除了來自信用評級機構的信息和基於收集延遲的投入外，該公司還使用對此類假設的判斷。

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，還規定了或有收據，但須遵守合同條款(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。

本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戰略計劃(戰略計劃)的假設和預測確定的：

如以下專題所述，公司在董事會批准的每年更新的《戰略計劃》中審議了與氣候風險有關的影響，包括為實現其氣候承諾而採取的行動，以及到2050年在其控制的活動中中和温室氣體排放的長期目標 (範圍1和範圍2)。

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，增幅約為1.7^o温度下降到2100℃(發生的概率為50% )。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(發生的可能性至少為50%)。

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情景中的價格對扣除生產税後的預計毛收入進行敏感性分析，並保持所有其他組成部分、變量、假設和數據不變以計算可收回金額，如附註26所披露，本公司的E&P部門在APS情景中將有696美元的額外減值沖銷，在NZE情景中將有6,611美元的額外減值損失，集中在坎波斯盆地油田。

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，2050年，包括逐步的排放豁免在內，E&P部門將額外產生182美元的減值虧損。

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，本公司確認的退役費用撥備總額為23,202美元，如附註20所示。按未貼現計算，名義金額為48,787美元。

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，改變或可能改變公司資產的退役期限，也沒有確定任何觸發因素，以加快公司資產的預期退役日期，因為公司的氣候目標和雄心是到2050年在其控制的活動(範圍1和範圍2)中中和温室氣體排放。

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。

為説明可能加速向低碳經濟過渡的影響，本公司估計，如果將當前使用的時間分別提前一年、三年和五年，退役成本撥備將分別增加1,101美元、3,385美元和5,478美元。這一敏感性分析 假定用於計算準備金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)，涉及本公司未來的出口(會計政策)。

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”。當確定未來出口的可能性很高，因此 有資格作為現金流量對衝會計應用的對衝項目時，本公司會考慮向 低碳經濟轉型的影響。碳價格沒有計入這樣的估計中。

使用APS和NZE方案中的價格，我們 進行了敏感性分析，以模擬將權益中記錄的匯兑損益重新分類到損益表 的需要。這種敏感性模擬了來自出口的新的未來現金流，只改變了油價，保持了所有其他組成部分、變量、假設和數據不變。在這種敏感性下，在任何模擬情況下，都不需要將在權益中記錄的外匯(損益) 重新歸類到損益表。

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，並使用直線法折舊或攤銷。 截至2023年12月31日，在巴西運營的這些資產的賬面價值為105,498美元。在此類資產中，採用直線法折舊或攤銷的資產 在2050年或之後沒有使用年限。至於使用生產單位法耗盡的資產，據估計，巴伊亞州4個油田於2023年12月31日的賬面價值為234美元，其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日適用於各自賬面值的現行折舊率，計達11,055美元，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。

巴西的天然氣和能源資產，包括 熱電廠，使用線性折舊法折舊。根據營運中資產於2023年12月31日適用於各自賬面金額的現行折舊率，合共3,004美元，假設沒有額外投資，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相關的資產的使用壽命不會發生重大變化。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 。

然而，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，因此本公司用於進行這些分析的方法也可能隨着時間的推移而改進。

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，公司正在評估其對財務報表的影響。

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。2023年和2022年，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(由流動及非流動融資債務及租賃負債組成)的目標維持在65,000美元以下，調整後現金及現金等價物的參考水平為8,000美元(包括現金及現金等價物，以及在國內及國際市場上流動性高的證券投資，即可在3個月內轉換為現金，即使期限超過12個月，但為遵守現金承諾而持有)。

截至2023年12月31日，總債務從截至2022年12月31日的53,799美元增至62,600美元，保持在公司戰略計劃定義的範圍內。

它們包括符合現金等價物定義的現金、可用銀行存款和 流動性高的短期金融投資。

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。

主要資源包括營運活動提供的現金43,212美元、出售資產所得款項3,606美元、財務債務所得款項2,210美元及共同參與協議所得款項391美元。

2023年這些資金的主要用途是支付股息和股份回購計劃20,454美元，償還與融資債務有關的本金和利息以及償還租賃負債，金額為12,457美元，以及收購PP&E和無形資產12,114美元。

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， 不受重大價值變化風險的影響，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：

2023年，對煉油、運輸和營銷部門的兩個客户的銷售額分別佔公司銷售收入的16%和11%；2022年，對同一部門的兩個客户的銷售額分別佔公司銷售收入的15%和11%；2021年，同一部門的一個客户分別佔公司銷售收入的10%。

本公司是簽訂至2023年12月31日的銷售合同的一方，合同最初的預期期限為1年以上，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 基於合同約定的未來銷售量，以及2023年12月31日的現行價格或反映更直接可見信息的最近銷售中的實際價格：

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，應巴西國家電力系統運營商(ONS)的要求，電力銷售主要受熱電廠發電需求的推動。這些請求很大程度上受到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數量。

2023年財務狀況表上的合同負債餘額為115美元(2022年為48美元)。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。

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。

在此情況下，由於涉及的資產總額和損益表餘額並不重要，因此並無將2022年和2021年的資料按分部重新分類以作比較。

按分部分列的折舊、損耗和攤銷金額 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，或根據可按合理基準分配給各分部的項目編制。此信息按業務活動提供，由公司執行董事會(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。

對分部業績的衡量包括與第三方(包括聯營公司和合資企業)進行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，該價格源自考慮市場參數的方法，而取消 只是為了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：

勘探和生產(E&P)：該部門涵蓋巴西國內外的原油、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。

煉油、運輸和營銷(RT&M)： 這一細分市場涵蓋巴西和國外的原油煉油、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。

天然氣和低碳能源(G&LCE)： 這部分業務涵蓋天然氣和電力的物流和交易、液化天然氣(LNG)的運輸和交易、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、利用和儲存)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。

公司及其他業務：包括除分銷業務外，不能歸屬於業務分部的項目，包括具有公司特色的分部。 公司項目主要包括與公司財務管理、貿易及其他應收賬款、信貸損失撥備、衍生品收益(虧損)(各自分部包含商品衍生品的項目除外)、公司管理費用和其他費用，包括與受益人的養老金和醫療保健計劃相關的精算費用。其他業務包括石油產品在海外(南美)的分銷。2021年，其他業務的業績包括聯營公司Vibra Energia(前身為Petrobras Distribuidora)的股權，直至於2021年7月出售該聯營公司的剩餘權益為止。

貿易及其他應收賬款一般按攤銷成本計量，但最終價格與控制權轉讓後商品價格變動掛鈎的應收賬款除外，該等應收賬款於2023年12月31日按公允價值在損益中計量，總額為503美元(截至2022年12月31日為470美元)。

撤資的應收賬款餘額主要與出售阿塔普和S氣田的收入有關，共計611美元(2022年為693美元)、以360美元(2022年為393美元)的價格出售龍卡多氣田、以296美元的價格出售卡莫波利斯氣田(2022年為275美元)、 以及以265美元的價格出售波提瓜爾氣田。

2023年9月8日，公司收到了362美元的預提所得税淨額，與第一期石油和酒精賬户有關。第二筆也是最後一筆278美元的分期付款 仍在司法賬户中，等待法院批准在第11執行法院的税務執法程序中作為擔保。

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)。

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。

原油和液化天然氣庫存可以進行交易，也可以用於生產石油產品。

中間產品是指已經過至少一個精煉過程，但仍需進一步處理、加工或轉化才能銷售的產品流 。

生物燃料主要包括乙醇和生物柴油庫存。

材料、用品及其他主要包括本公司營運所用的生產用品及營運材料，按平均採購成本計算，不超過 重置成本。

2023年，公司確認了7美元的銷售成本沖銷，將庫存調整為可變現淨值(2022年銷售成本內虧損11美元)，這主要是由於國際原油和石油產品價格的變化。

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基金會在2008年， ，估計金額為986美元。

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分組來確定的。在財務報表報告日期之後銷售價格的變動在計算可變現淨值時被考慮在內，如果它們確認了該報告日期存在的條件。

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墊付的餘額為110美元(截至2022年12月31日為130美元)，付款期限為7至92天，加權平均期限為57天(截至2022年12月31日為24天)。

所得税的計算依據是：IRPJ按15%的税率再加10%的應納税所得額，CSLL按9%的應納税所得額計算，考慮到税收損失的抵銷 和CSLL的負基數，以當年應納税所得額的30%為限。截至2015年，由於發佈了第12,973/2014號法律， 直接或間接子公司或關聯公司在國外獲得的淨收入，經股息和股權投資的結果調整後，乘以巴西現有的所得税税率，構成所得税支出。

所得税資產主要是指由於按月估算和繳納所得税而產生的税收抵免 ，以及與2017、2018、2019和2021年相關的IRPJ和CSL的負餘額。流動負債內的所得税是指應支付的IRPJ和CSL的當期部分。

税務結算計劃金額主要與 巴西聯邦税務局發出的欠款通知有關，原因是在確定計算所得税的應税利潤時，將財務承諾(TFC)條款所產生的費用視為可扣除費用。截至2018年1月，付款期限為每月145期，以SELIC利率為指數。

法定所得税率與實際所得税率之間的對賬

下表提供了巴西法定税率與公司所得税前收入的有效税率的對賬：

遞延所得税--非流動所得税

遞延所得税變動列示如下 ：

遞延税項資產和負債的構成 列於下表：

沖銷遞延所得税的時間

遞延税項資產乃根據公司2024-2028年戰略計劃內的假設所支持的未來期間應課税利潤預測而確認，該戰略計劃的支柱是保持財務實力、財務及項目的環境應變能力，並注重價值創造。

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：

此外，本公司亦有離岸附屬公司的税項虧損結轉 ，因此並無確認遞延税項。

這些未確認的遞延税項資產主要來自在美國從事石油和天然氣勘探、生產和煉油活動的子公司。於2023年，本公司確認了26美元以前未確認的遞延税項資產，原因是重新評估了這些資產與預期未來業務運營產生的應納税所得額相關的可回收性。

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，本公司有6,982美元(截至2022年12月31日為6,043美元)與司法和行政訴訟有關的所得税不確定税務處理 (見附註19.3)。此外，截至2023年12月31日，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4,063美元所得税(截至2022年12月31日為30,020美元)的不確定税務處理 。這些不確定的税收處理得到了技術評估和税收風險評估方法的支持。因此，巴西國家石油公司認為，這樣的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為税收目的而進行的估值，金額為595美元，按適用利率更新。

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，按照與已經分攤的期間類似的基礎，可能達到242美元。因此，截至2023年12月31日，這些不確定的 税收待遇總額為837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。

遞延所得税一般按資產或負債的計税基數與其賬面金額之間的暫時性差異確認。它們是按照具體法律規定的適用於資產變現或債務清償期間的税率計量的。

遞延税項資產和負債應確認為所有可扣除的暫時性差異以及未使用的税項損失或抵免結轉，前提是可能會有應納税的 利潤可用於抵銷這些可抵扣的暫時性差異。當與同一税務機關及同一應課税實體有關的應課税暫時性差異不足時，應根據管理層批准並由本公司戰略計劃支持的預測，在該實體有可能在未來期間有足夠的應課税利潤的範圍內確認遞延税項。

當遞延税項資產和負債與對同一應納税主體徵收的所得税有關時，當存在可依法強制抵銷當期税項資產和當期税項負債的權利時，以及當遞延税項資產和遞延税項負債與同一税務機關對同一應納税主體徵收的税項有關時，遞延税項資產和負債被抵銷 。

當期和非當期ICMS(增值税)抵免因臨時和多繳税款申請而產生，根據各州的法律予以抵銷。它們也出現在收購房地產、廠房和設備的資產時，這些資產在4年內以直線方式抵銷。

當期和非當期PIS/COFINS抵免主要是指為在建資產購買貨物和服務，因為只有在這些資產投入生產後才允許使用這些商品和服務，以及臨時税收抵免。

生產税是在巴西領土上勘探和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。它們由版税、特殊參與、簽名獎金和保留或佔用面積的費用組成。這些金額包括涉及與ANP達成的協議的金額，該協議涉及2009年8月至2011年2月和2012年12月至2015年2月與Jubarte油田的石油生產有關的特許權使用費和特別參與的重新計算的法律程序。

從2023年3月1日至6月30日，對出口原油徵收出口税，公司將285美元確認為損益表內的其他税種。

申請收回PIS和 COFINS

該公司對巴西聯邦政府提起了四起民事訴訟，要求追回從1999年2月至2004年1月期間支付的PIS和COFINS的財務收入和外匯變動收益。

在所有訴訟中，法院授予該公司追回這些税款的最終權利。關於已被公司註冊的前子公司Petroquisa的兩起訴訟，巴西聯邦政府於2023年支付了相應的金額。對於剩餘的兩個案件， 法院都做出了有利於公司的裁決，其中一個案件中，巴西聯邦政府已經表示同意，並做出了有利於公司的裁決，但仍有待上訴。關於另一起訴訟，目前還沒有法院裁決 。

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。

員工福利是實體為換取員工提供的服務或終止僱傭而提供的所有形式的對價。它還包括 董事和管理層的費用。這類福利包括薪金、離職後福利、解僱福利和其他福利。

本公司在損益表中確認了以下金額：

表演獎勵計劃(《Deempeneno》節目-PPP和普雷米奧表演節目-珠江三角洲)

2023年，公司為2022年的購買力平價支付了562美元，因為與公司和個人業績相關的指標是在2022年實現的。

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一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繼續由關鍵指標(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)的實現情況和個人目標(所有員工的業績管理分數，執行經理除外，將考慮其各自部門的記分卡)確定。

珠江三角洲規定，為了觸發這筆 付款，必須申報並支付經公司董事會批准的分配給股東的款項 以及本年度的淨收益。

總金額限於該年度淨收入或調整後EBITDA的百分比(非公認會計準則衡量標準，定義為淨收入加上淨財務收入(支出)；收入 税項；折舊、損耗和攤銷；股權投資結果；資產減值；資產處置/註銷結果 ；競標地區共同參與協議的結果)。2023年，珠三角地區的最高限額為調整後息税折舊攤銷前利潤的5%。

於2023年，本公司撥備415美元與珠江三角洲有關(2022年為553美元)，計入其他收入及開支，包括合併公司的可變薪酬計劃。

利潤分成(參與的人不會得到結果-PLR)

2023年，本公司考慮到國有企業管理和治理祕書處(SEST)批准的2021年和2022年PLR協議，解決了與PLR 2022相關的134美元，該協議規定，只有沒有管理職能的員工才有權根據其薪酬獲得個人 限額的利潤分享。

2023年，考慮到公司浮動薪酬計劃中實施的變化，PLR還將包括具有管理職能的員工，它將成為公司主要的可變薪酬計劃。

對於與2023年相關的PLR付款，公司 需要滿足以下觸發條件：申報並支付經公司董事會批准的向股東的分配、當年淨收益，以及達到一套擬議指標加權平均值的至少80%。

2023年，總金額限於淨收益的6.25%和分配給股東的25%這一較低的 。

2023年，公司為2023年的PLR撥備了591美元(2022年為132美元)，計入了其他收入和支出。

可變薪酬計劃(PRD、PPP和PLR)的會計政策

可變薪酬方案的準備金 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，並且可以可靠地估計義務。

解僱福利是指因以下原因而提供的員工福利：i)公司決定在員工正常退休日期之前終止勞動合同；或ii)員工決定接受福利待遇以換取其終止僱傭關係。

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。

公司分兩次支付遣散費，一次在終止時支付，其餘在終止一年後支付。

截至2023年12月31日，餘額143美元中，26美元是指494名退休員工的第二期，117美元是指參加自願離職計劃的1,046名員工，預計2025年9月終止。

該公司為其在巴西的員工(在職員工和退休員工)及其家屬(Saúde Petrobras-AMS)維持一項醫療保健計劃，以及其他五項主要的離職後福利計劃(統稱為“養老金計劃”)。

下表列出了離職後福利的餘額 ：

醫療保健計劃

醫療保健計劃巴西國家石油公司 – AMS由Petrobras Health Association(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。根據該計劃的規則，該計劃向所有員工、退休人員、退休人員和符合條件的家庭成員提供援助，並向新員工開放。

該計劃目前由Petrobras、Transpetro、PBIO、TBG和Termobahia發起，主要面臨由於通貨膨脹、新技術、新保險類型和醫療福利利用率增加而導致的醫療成本增加的風險。該公司不斷改進其技術和行政流程的質量，以及為受益人提供的健康計劃，以降低此類風險。

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醫療程序費用的可變繳費，這兩種繳費都是基於計劃的繳費 表，而繳費表是根據工資和年齡水平等某些參數確定的。該計劃還包括在受益人共同參與的情況下，通過報銷或採購和送貨上門的方式為購買某些藥品提供援助。

福利由本公司根據受益人產生的費用支付。本公司及受益人在開支上的財務參與由 集體談判協議(ACT)規定，本公司佔60%，參與者佔40%。

根據《2023-2025年集體談判協議》第37條第2段的規定，如果巴西聯邦政府公司治理委員會第42/2022號和第49/2023號決議和巴西聯邦政府公司控股管理局(管理法人委員會[br]de Participaçáes Societárias da União-CGPAR)被撤銷或修訂，允許在醫療保健計劃的成本分擔方面進行調整，公司和工會將開會實施新的成本分擔安排，以將對受益人收入的影響降至最低。

醫療保健計劃年度修訂

2023年12月31日，使用訂正精算假設對這項債務進行了訂正，其結果見附註18.3.2。

養老金計劃

該公司的退休後計劃由Petros Foundation(巴西國家石油公司社會基金會)，受私法管轄的非營利性法人實體 ，具有行政和財務自主權。

巴西的養老金計劃由國家補充養老金理事會(Conselho National de Previdíncia互補性-中國石油天然氣集團公司)，它為其管理和與利益攸關方的關係確立了計劃將採用的所有指導方針和程序。

Petros基金會定期對計劃進行修訂，並在適用時制定旨在維持計劃財務可持續性的措施。

本公司記錄的退休金計劃的淨負債是按照IFRS的要求計量的，IFRS的計量方法與適用於養老基金的計量方法不同，由退休後福利聯邦委員會(Conselho National de Previdíncia互補性-中石油).

2023年3月29日，Petros基金會審議委員會批准了由本公司發起的截至2022年12月31日的養老金計劃財務報表。

下表顯示了Petros基金會截至2022年12月31日登記的Petros計劃赤字與公司在同一日期登記的淨精算負債的對賬(截至2023年12月31日計劃的最新對賬結果將在Petros基金會審議委員會批准其年度財務報表後於2024年第一季度披露)：

公司贊助的主要退休後養老金福利 包括：

。Petros計劃-重新談判(PPSP-R)

。Petros計劃-重新談判-70之前(PPSP-R 70之前)

。Petros計劃-未重新協商(PPSP-NR)

。Petros計劃-未重新協商-70之前(PPSP-NR 70之前)

。Petros 2計劃(PP-2)

。Petros 3計劃(PP-3)

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

PPSP-R和PPSP-NR創建於2018年，是該公司最初於1970年7月制定的Petros計劃(PPSP)的拆分。2020年1月1日，PPSP-R Pre-70和PPSP-NR Pre-70分別作為PPSP-R和PPSP-NR的拆分而創建。

養老金計劃除了在參與者死亡時保證受益人的養老金外，還在退休期間補充參與者的收入 。這項福利包括 巴西社會保障研究所發放的福利的補充的月收入。

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，本公司與PPSP-R 和PPSP-NR一起承諾支付2017年實施的PED 2015年範圍內的特別贊助商捐款。這些捐款以前不是由於法院禁令而作出的。

巴西國家石油公司的欠款為2.3億美元(11.14億雷亞爾)，指的是2020年7月至2021年12月期間未計入的金額。公司於2022年10月28日支付了44美元，剩餘餘額將根據工資單支付，以換取參與者和受助人部分的收集。

這項計劃的影響已在其實施當年的財務報表中得到確認。

截至2023年12月31日，計入精算負債的本工具餘額為165美元(截至2022年12月31日為168美元)。

2021年赤字解決計劃參照PPSP-R計劃(PED 2021)

2022年11月10日，Petros基金會審議委員會批准了一項計劃，以解決PPSP-R在2021年登記的赤字。2023年4月1日，該計劃在海事局於2023年3月17日作出有利決定後實施。

截至2023年12月31日，這一赤字總計1,759美元(85.15億雷亞爾)，由贊助商和參與者在平等的基礎上解決(除非在某些情況下由參與者自己贊助)，其中829美元(40.12億雷亞爾)由巴西國家石油公司在計劃有效期內支付。

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，截至2022年12月31日，PED 2022規定解決298美元(15.57億雷亞爾)的赤字，滿足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為367美元(17.75億雷亞爾)。

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支付。 因此，本公司將出資171美元(8.27億雷亞爾)的赤字，直至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。

贊助商的支出將在計劃有效期內減少 ，估計前5年的年均額外流量為1,200萬美元(6,000萬雷亞爾)。

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。

養老金計劃的年度修訂

2023年12月31日，使用現行精算假設對這項債務進行了訂正，其結果見附註18.3.2。

精算負債淨額指按現值計算的公司債務，扣除計劃資產的公允價值(如適用)。

關於用於確定固定福利債務的精算假設的信息，見附註18.3.6中的表格。

與具有固定福利特徵的養卹金和醫療保健計劃有關的精算負債變動情況如下：

巴西國家石油公司有四個養老金計劃(PPSP-R、PPSP-NR、PPSP-R Pre-70)目前正在使用計劃資產，還有一個計劃(PP-2)，其中大多數參與者處於積累資金階段。

因此，計劃資產公允價值的變化 反映了這些影響，包括繳款流入、用於支付福利的資金流出以及這些資產的返還。

養老金計劃資產投資管理

Petros基金會每年準備針對每個計劃的投資 政策(PI)，以下兩種模式：

養老金計劃資產遵循基於對每種不同資產類別評估的風險的長期投資策略，並提供多樣化，以降低投資組合風險。 投資組合配置文件必須符合巴西國家貨幣委員會(康塞略·莫內塔裏奧民族-CMN) 法規。

Petros Foundation根據流動性和償付能力參數制定5年期投資政策 ，每年審查一次，使用資產負債管理模型(ALM)解決福利計劃的淨現金流不匹配問題，模擬30年期。

按資產類型分列的養老金計劃資產列示 如下：

醫療保健計劃沒有計劃資產。 向養老金計劃參與者提供的貸款按攤銷成本計量，這被認為是公允價值的適當估計。

截至2023年12月31日，投資組合 包括1美元的公司普通股(2022年為1美元)和26美元的公司租賃房地產(2022年為2美元)。

如附註18.3.2所示，本公司於2023年向 固定利益計劃(2022年為2,130美元)貢獻927美元，減少了這些計劃的債務餘額。此外，本公司對PP-2和PP-3計劃的固定出資部分分別出資232美元和2美元(2022年PP-2和PP-3分別為197美元和2美元)，並在損益表中確認。

2024年，PPSP-R、PPSP-R、PPSP-R Pre-70、PPSP-NR Pre-70和PP-2的固定受益部分的預期捐款為524美元，而PP-2的固定捐款部分為238美元。

根據Petros基金會審議理事會的決定，自2012年7月以來一直暫停的PP-2固定福利部分的繳款於2023年4月重新設立，因此，每月繳款的一部分被分配給風險保險 (主要用於支付一次性死亡撫卹金和最低保障)，從而減少了 繳款時精算義務的餘額。

下面的估計數僅反映了預期未來的現金流量，以滿足在本報告所述期間結束時確認的固定福利債務。