石油

截至2025年12月31日和2024年12月31日（以百万美元表示，除非另有说明）

石油

截至2025年、2024年和2023年12月31日止年度（以百万美元表示，除非另有说明）

石油

截至2025年12月31日及2024年和2023年的年度（以百万美元表示，除非另有说明）

石油

截至2025年12月31日及2024年和2023年的年度（以百万美元表示，除非另有说明）

石油

截至2025年12月31日及2024年和2023年的年度（以百万美元表示，除非另有说明）

Petr ó leo Brasileiro S.A.（Petrobras），以下简称“Petrobras”或“公司”，是一家部分国有企业，由巴西联邦政府控制，无限期，受巴西公司法（1976年12月15日第6,404号法）、2016年6月30日第13,303号法及其章程规定的条款和条件管辖。

巴西石油公司的股票在巴西证券交易所（B3）的公司治理特别上市部分第2级上市，因此，公司、其股东、其经理和财政委员会成员须遵守其条例（第2级条例-Regulamento de Listagem do N í vel 2 de Governan ç a Corporativa da Brasil Bolsa Balc ã o – B3）的规定。公司章程中规定的公开发售投资者权利受到损害的，除另有规定的情况外，应以二级监管的规定优先于法定的规定。

该公司致力于勘探、钻探、提炼、加工、交易和运输来自生产陆上和海上油田以及来自页岩或其他岩石的原油，以及石油产品、天然气和其他液态碳氢化合物。此外，巴西石油公司开展与能源有关的活动，例如研究、开发、生产、运输、分配和交易所有形式的能源，包括与二氧化碳的处理和储存、能源转型和低碳经济有关的活动，以及其他相关或类似的活动。

巴西国家石油公司可直接通过其全资子公司、控制的公司、单独或通过与第三方的合资企业、在巴西或国外开展与其公司目的相关的任何活动。

与其经营目的相关联的经济活动，由公司根据市场情况与其他公司进行自由竞争，遵守第9,478/97号和第14,134/21号法律（分别为石油和天然气法规）的其他原则和准则。然而，巴西国家石油公司可能有其活动，只要它们符合其公司宗旨，在巴西联邦政府的指导下，为有理由创建它的公共利益做出贡献，旨在在以下情况下实现国家能源政策目标：

I –由法律或条例确立，以及根据与有权确立此类义务的公共实体商定的合同、契约或调整作出规定，遵守此类文书的广泛宣传；和

II –其成本和收益已被分解，并以透明的方式传播。

在这种情况下，公司投资委员会和少数股东委员会行使其对董事会的咨询作用，应根据投资估值的技术和经济标准以及公司经营下的具体经营成本和结果，评估和衡量该等市场条件与交易的经营结果或经济回报之间的差异。如果发现差异，对于每个财政年度，巴西联邦政府应对公司进行补偿。

这些合并财务报表已根据国际会计准则理事会（IASB）发布的国际财务报告准则会计准则编制并正在列报。

合并财务报表已根据历史成本惯例编制，除非另有说明。编制该等财务报表所采用的重要会计政策载于其各自的解释性说明。

编制财务报表需要使用基于假设和判断的估计，这可能会影响会计政策的应用以及资产、负债、收入和费用的报告金额。实际结果可能与这些估计不同。复杂程度较高的相关估计和判断在解释性说明4中披露。

为增进对财务状况的了解，公司对以前年度合并财务报表的列报方式进行了一定的变更，并适用于本年度，具体如下：

本合并财务报表由公司董事会于2026年3月5日召开的会议批准并授权发布。

巴西石油公司及其所有巴西子公司的功能货币为巴西雷亚尔。巴西石油公司在巴西境外经营的直属子公司的功能货币为美元。

巴西国家石油公司选择美元作为其列报货币，以便于与其他石油和天然气公司进行更直接的比较。财务报表已从记账本位币（巴西雷亚尔）转换为列报货币（美元）。所有资产和负债均按财务报表日的收盘汇率换算成美元；收入和支出以及现金流量均按期间通行的平均汇率换算成美元。因将合并财务报表从记账本位币转换为列报货币而产生的所有汇兑差额，在合并股东权益变动表的累计其他全面收益内确认为累计换算调整（CTA）。

为协助连贯性和理解性，重要会计政策载于与其相关的每项解释性说明的末尾。

编制合并财务资料需要对某些交易使用估计和判断。以下是对公司下一会计年度关键会计估计产生重大调整风险的关键判断和估计不确定性的主要来源。

在获得勘探特定区域的合法权利后，公司使用成功努力法确认与矿产资源勘探和评估相关的成本，然后才能证明开采这些资源的技术和商业可行性。这种方法要求发生的成本与矿产资源之间有直接的关系，才能将这些成本定性为资产。勘探成本的类型及其各自的确认载于附注26。

开采矿产资源的技术和商业可行性确定的时刻，需要管理层的判断。公司技术主管的内部委员会定期审查每口井的状况，通过分析地质、地球物理和工程数据，以及经济状况、作业方法和政府法规。

公司认为，当项目具备将储层定性为探明储量的所有必要信息时，就可以证明矿产资源的技术和商业可行性。与非商业性矿产资源相关的成本在确定后的期间内确认为费用。

根据SEC规定的定义，已探明的石油和天然气储量是指通过对地球科学和工程数据的分析，从已知储层并在现有经济条件、作业方法和政府监管下，可以合理确定地估计出从某一特定日期起在经济上可行的石油和天然气数量。

该公司还根据国家石油、天然气和生物燃料机构/石油工程师协会（ANP/SPE）的标准确定储量。这些标准与SEC标准的主要区别在于，根据ANP技术储备规定，在ANP/SPE标准中，使用不同的经济假设以及考虑作为储备的可能性，在巴西的油田中，预期在特许权合同到期日期之后生产的产量。

非金融资产的减值测试涉及不确定性，主要涉及：（a）布伦特原油平均价格和巴西雷亚尔/美元平均汇率，其估计与公司几乎所有经营分部相关；（b）贴现率；（c）估计探明储量和概略储量（根据ANP/SPE确立的标准，如附注4.1所述）。大量用于确定使用中价值的相互依赖变量都是从这些关键假设中得出的，它们在减值测试中的应用涉及高度的复杂性。使用价值表示源自资产或现金产生单位（CGU）的估计未来现金流量的现值。

对未来一年的减值损失或转回最敏感的资产或现金产生单位的敏感性分析载于附注25。

布伦特平均价格和平均汇率

原油和天然气市场具有价格大幅波动的历史，尽管价格可以断崖式下跌或上涨，但长期行业价格往往受市场供需基本面驱动。

布伦特原油价格和汇率预测源自商业计划，并与市场证据一致，例如独立的宏观经济预测、行业分析师和专家。还进行了回测分析和反馈过程，以便不断改进预测技术。

公司的油价预测模型基于反映市场供需基本面的变量之间的非线性关系。该模型还考虑了其他相关因素，例如石油输出国组织（OPEC）的决定对石油市场的影响、行业成本、闲置产能、专业公司预测的油气产量，以及油价与巴西雷亚尔/美元汇率之间的关系。

预测巴西雷亚尔/美元汇率的过程基于计量经济学模型，这些模型考虑了涉及可观察输入的长期假设，例如商品价格、国家风险、美国利率和美元相对于一篮子外币的价值（美元指数– USDX）。

经济环境的变化可能导致假设发生变化，从而确认某些资产或现金产生单位的减值损失或转回。例如，公司的销售收入和炼油利润率直接受到布伦特原油价格变动以及巴西雷亚尔/美元汇率变动的影响，这也影响了我们的资本和运营支出。

附注25列有公司的布伦特价格和汇率估计。

贴现率

减值测试中使用的贴现率反映了与资产或现金产生单位的估计现金流量相关的特定风险。例如，经济和政治环境的变化可能会导致更高的国别风险预测，从而导致减值测试中使用的贴现率增加，以及考虑到与未完工或延迟开始运营相关的特定风险而导致项目延期或中断的投资决策。

附注25列示了在减值测试中应用的主要贴现率。

估计探明储量和概略储量

储量估算，根据ANP/SPE确定的标准（如附注4.1所述），至少每年根据最新的储层地质和生产数据以及这些估算中使用的价格和成本变化进行修订。修订也可能是由于公司的发展项目战略或产能的重大变化。

尽管公司有理由确定探明储量将会产生，但回收的时间和数量可能受到一种因素的影响，包括生产开发项目的完成、油藏性能、监管方面以及长期油气价格水平的显着变化。

现金产生单位（CGU）是指产生现金流入的较小的可识别资产组，它们在很大程度上独立于其他资产或资产组的现金流入。识别现金产生单位需要管理层的假设和判断，基于公司的业务和管理模型。

因审查投资、战略或运营因素而导致的现金产生单位变化，可能会导致资产相互依存关系发生变化，从而改变属于某些现金产生单位一部分的资产的汇总或细分，这可能会影响其产生现金的能力，并在收回此类资产时造成额外损失或逆转。如果出售现金产生单位组成部分的批准发生在报告日期和综合财务报表发布日期之间，公司将重新评估该组成部分的使用价值（以报告日期现有信息估计）是否合理地代表其公允价值（扣除处置费用）。此类信息必须包括管理层承诺出售现金产生单位组件的阶段的证据。

确定现金产生单位的主要考虑因素如下：

有关减值测试的进一步资料载于附注25。

如附注23所示，与石油和天然气生产直接相关的资产使用生产单位法消耗，按每月产量计算超过各自已开发探明储量，但签字红利除外，后者按总探明储量计算。

探明已开发储量是指可以预期采收的储量：（i）通过现有油井、设备和操作方法，或所需设备的成本与新井的成本相比相对较小；（ii）通过在储量估算时安装的开采设备和操作基础设施，如果开采是通过不涉及油井的方法进行的。

生产法单元中使用的探明储量估算值由公司技术人员根据SEC定义编制（如附注4.1所述）。对公司已探明已开发和未开发储量的修订对损益表中确认的折旧、损耗和摊销金额以及石油和天然气资产的账面金额产生了前瞻性影响。与储备量估计有关的不确定性信息载于附注4.1。

因此，假设所有其他变量保持不变，估计探明储量的减少将增加，前瞻性地，折旧、损耗和摊销费用，而储量的增加将减少折旧、损耗和摊销。

精算负债净额是指公司的精算债务，扣除计划资产的公允价值（如适用），按现值计算，如附注19.3.2所述。

与固定福利养老金和医疗保健离职后计划相关的精算义务和净费用是根据几个财务和人口假设计算的，其中最重要的是：

a）贴现率：除将养老金和医疗保健义务的期限与巴西长期政府债券的未来收益率曲线相匹配的等值贴现利率外，还包括预计的未来通货膨胀；和

b）医疗和医院费用变化率：包括基于过去五年支付的人均医疗保健福利的预计增长率，作为预测的基础，收敛到30年内的一般物价通胀指数。

这些和其他精算假设至少每年修订一次，由于市场和经济状况的变化，可能与实际结果存在重大差异。

与设定受益义务相关的计量不确定性以及贴现率和医疗成本变化的敏感性分析分别在附注19.3.6和19.3.7中披露。

该公司参与仲裁以及涉及其正常业务过程中产生的民事、税务、劳工和环境问题的法律和行政诉讼，并根据法律顾问的报告和技术评估以及管理层的评估，利用估计来确认资源流出的金额和可能性。

这些估算是单独进行的，如果有具有类似特征的案例，则进行汇总，主要考虑的因素包括对原告诉求的评估、现有证据的一致性、类似案例的判例和有关该主题的原则。具体针对外包员工的诉讼，公司根据统计程序估算预期损失，由于具有类似特征的诉讼数量。

根据对法律依据的评估，针对公司的仲裁、法律和行政决定、新的判例和现有证据的变化可能导致资源流出概率和估计金额的变化。

附注20提供了有关或有事项和法律诉讼的进一步详细信息。

在勘探与生产部门，该公司有法律义务在运营结束时移除设备并恢复陆上和海上区域。其最重要的资产清除义务涉及近海区域。未来环境清理和补救活动的成本估算是基于当前有关成本的信息和预期的补救计划。根据ANP/SPE定义（如附注4.1所述），废弃和拆除区域的时间基于储量耗尽的时间长度。因此，对储量估计的修订导致储量耗尽时间的变化，可能会影响退役成本的拨备。有关公司储量估计修正的更多信息，见附注4.1。

这些债务按现值确认，采用无风险贴现率，并根据公司信用风险进行调整。贴现率的变化会导致确认金额的显著变化，这是由于直到放弃的长期性。用于计算退役费用拨备的贴现率的敏感性分析载于附注20。

确定拨备金额的计算很复杂，因为：i）义务是长期的；ii）合同和法规包含事件发生时涉及的清除和补救做法和标准的主观定义；iii）资产清除技术和成本不断变化，同时还有法规、环境、安全和公共关系方面的考虑。此外，放弃成本大多以美元计价，这可能会导致由于汇率加班的变化而导致估计发生重大变化。

公司不断进行研究，纳入技术和程序，以优化放弃过程，考虑行业最佳实践。然而，未来现金流的时间和金额存在很大的不确定性。

如果勘探与生产合同的权益全部或部分出售，如果买方未能遵守ANP确定的这一义务，则公司仍对其生产停止后的退役费用承担连带责任。

由于没有法律或合同义务，也没有与第三方就这些分部的资产退役达成任何协议，因此不确认与公司炼油、运输和营销（RT & M）以及天然气和低碳能源（G & EBC）分部相关的退役费用拨备。情况的变化可能需要确认此类资产的退役费用准备金。然而，公司预计不会出现此类变化。

附注21提供了有关退役费用拨备的进一步信息。

公司采用增量借款利率确定租赁付款额的现值，当租赁内含利率无法轻易确定时。

增量费率的确定需要根据企业资金利率（从巴西国家石油公司发行的债券收益率中获得）进行估算，其中考虑了无风险利率和公司的信用风险溢价，并进行了调整，以反映租赁的具体条件和特点，例如该国经济环境的风险、担保、货币和支付流动的持续时间。

租赁负债现值根据各租赁开始日估计的增量费率确定。因此，即使在租赁协议具有相似特征的情况下，其现金流可能会根据公司在每项租赁开始日的企业资金利率以明显不同的增量利率进行贴现。

附注31按基础资产类别列示租赁安排信息。

该公司根据目前的业务计划和每月的短期估计，确定其“极有可能的未来出口”。极有可能的未来出口是由预计出口收入的百分比决定的。

对极有可能的未来出口量的估计，除了考虑与石油总产量相关的出口量的历史概况外，还考虑了优化公司运营和投资的模型中关于布伦特油价、石油产量和产品需求的未来不确定性。

如附注33.3.1所述，与套期工具有效部分有关的汇兑损益在其他综合收益中确认，并在被套期项目影响损益表的期间在财务收入（费用）内重新分类至损益表。但是，如果已指定外汇损益套期关系的未来出口预计不再发生，则自指定套期关系之日起至公司撤销指定之日止已在其他综合收益中确认的任何相关累计外汇损益立即从其他综合收益中循环计入损益表。

就长期而言，每当公司审查其业务计划假设时，都会审查未来的出口预测，而就短期而言，每月都会审查未来的出口。至少每年都会审查确定未来极有可能出口的方法。

有关现金流量套期会计的更多详细信息以及涉及未来出口的现金流量套期的敏感性分析，请参见附注33.3.1。

所得税规则和条例可能会被税务机关以不同的方式解释，并可能出现这些解释与公司的理解不同的情况。

所得税处理的不确定性代表税务机关不接受公司适用的某一税务处理的风险，主要涉及对所得税计算依据的扣除和加法的不同解释。公司对每一项不确定的税务处理进行单独评估，或在与预期结果相关的存在相互依赖的情况下进行分组评估。

公司根据其法律顾问的技术评估，考虑适用于当前税务立法的先例判例，估计税务机关接受不确定税务处理的可能性，这可能主要受到税务规则或法院判决的变化的影响，这些变化可能会影响对不确定性基本面的分析。对识别出的税务风险进行评估、处理，并在适用时遵循预先确定的税务风险管理方法。

如果税务机关很可能会接受不确定的税务处理，则财务报表中记录的金额与税务记录一致，因此在计量当期或递延所得税时不会反映不确定性。如果税务机关不太可能接受不确定的税务处理，则该不确定性反映在财务报表的当期所得税或递延所得税的计量中。

采用对不确定性的解决提供最佳预测的方法，对每一种不确定的税务处理进行不确定的影响估计。最可能金额法提供了一组可能结果中的单个最可能金额作为估计，而预期金额法表示与一系列可能结果相关的概率加权的金额之和。

有关所得税处理不确定性的更多信息在附注18.1中披露。

信用损失对应于欠公司的所有合同现金流量与主体预期收到的所有现金流量之间的差额，按原实际利率折现。金融资产的预期信用损失对应于各自违约风险加权的预期信用损失的平均值。

金融资产的预期信用损失是基于与违约风险相关的假设、信用风险是否显著上升的确定、恢复预期等。除了来自信用评级机构的信息和基于收款延迟的输入之外，公司还对这些假设进行了判断。

附注14.2和14.3提供了公司确认的预期信用损失的详细信息。

作为生产分成制度下转让权利协议剩余量第二轮招标的结果，公司于2022年与Atapu和S é pia领域的合作伙伴签署了修订和新协议。这些协议规定，除了签署时已收到的赔偿外，根据附注29.2中描述的条件，可能欠公司的额外应收款项可能与布伦特原油价格挂钩。

此外，在过去几年中，该公司出售了被认为是非战略性的资产，并在勘探与生产资产方面建立了合作伙伴关系，除其他目标外，旨在分担风险和开发新技术。此类交易是通过伙伴关系（附注27）和撤资进行的，其程序与现行立法和监管机构保持一致。在其中一些交易中，根据合同条款，也计提了与布伦特原油价格挂钩的或有收益（附注29.2）。

气候变化可能对公司产生负面和正面影响。气候变化对公司的潜在负面影响被称为气候相关风险。反过来，气候变化对公司的潜在积极影响被称为与气候相关的机会。

气候风险分为：（i）与气候有关的过渡风险（transition risks）；（ii）与气候有关的物理风险（physical risks）。

该公司的2026-2030年业务计划包含了与向低碳经济转型相关的行动和目标。除其他外，这些举措包括旨在实现公司碳可持续性承诺的运营脱碳项目。

会计估计是财务报表中存在计量不确定性的货币金额。

公司相关会计估计使用的以下信息，很大程度上是根据2026-2030年经营计划的假设和预测确定的：

如以下主题所述，公司在董事会批准的业务计划中考虑了与气候风险相关的影响，该计划每年都会更新，包括实现其气候承诺的行动以及中和范围1的温室气体（GHG）排放的长期雄心^[1]和2^[2]到2050年。

上述雄心和承诺并非公司对未来业绩的保证，并受制于可能被证明不正确的假设以及难以预测的风险和不确定性。

转型风险来自与向低碳经济转型相关的努力。在这一类别中，公司确定了可以合理预期会影响其现金流、融资渠道或资本成本的以下风险：

上述风险在公司2026-2030年经营计划的制定中进行了考虑。这种考虑是基于以下反映能源部门动态的外部环境假设：

^[1]直接GHG排放，由公司拥有或控制的能源产生。

^[2]间接GHG排放，来源于公司购买和消耗的能源，发生在能源产生地设施。

因此，2026-2030年经营计划中考虑的主要产品的国内和国际需求和价格都受到负面影响。

2025年，公司在规划活动中采用了三种不同用途的不同情景。这些场景被称为适应、谈判和承诺。在所有这些国家中，都存在着化石燃料来源的放缓和随后的收缩，以及对可再生能源和低碳解决方案的需求增加，发达市场和发展中市场之间的情况有所不同。谈判情景被用作量化公司业务计划的参考情景，认为目前约占全球一次能源80%的化石燃料到2050年将占48%左右。石油在全球一次能源中的占比将从目前的30%下降到20%左右。尽管出现了这一减少，但预计在这一时间范围内，石油需求仍将十分可观。

2050年商业计划参考情景中考虑的布伦特价格从2025-2029年商业计划中的每桶65美元增加到2026-2030年商业计划中的每桶70美元。有关公司业务计划中考虑的布伦特价格行为的更多信息，见附注25。下表将2035年和2050年参考情景中使用的油价与国际能源署（IEA）在已宣布的认捐情景（APS）和净零排放（NZE）情景中预测的油价进行了比较，即使它们不是公司直接使用的：

根据IEA，APS情景^[3]2024年发布的考虑到，全球各国政府做出的所有气候承诺，包括国家自主贡献（NDC），以及长期净零目标，都将按时全额实现，增加约1.7^o2100年前气温C（发生概率50%）。关于NZE情景^[4]发布于2025年，据IEA，它为全球能源部门实现净零CO提供了一条路径₂到2050年排放，与将升温限制在1.5 ° C（至少有50%的发生概率）一致。

公司会计估计未纳入碳定价影响。目前，由于巴西碳市场的实施和动态存在不确定性，公司认为有必要等待2024年第15,042号法律的监管，该法律确立了SBCE。这项规定将提供必要和充分的细节，以可靠和合理地评估对巴西石油公司资产及其现金产生单位的现金流的影响。2025年10月，碳市场特别秘书处成立，组织SBCE，将发布必要的附加法规，以实施2024年第15042号法。

a.1）对减值测试中使用价值的潜在影响

在衡量其资产的使用价值时，公司的现金流量预测基于合理和可支持的假设，这些假设代表管理层对经济状况范围的最佳估计。

^[3]先前版本中包含的APS情景并未在《2025年世界能源展望》（WEO 2025）中涉及。这一假设假设充分、及时地实施主要的国家能源和气候目标——例如各国的国家自主贡献（NDC）——没有被IEA分析，因为有几个国家没有在2025年发布更新的NDC。因此，为了进行比较，巴西国家石油公司继续使用WEO2024报告中公布的APS预测。

^[4]《世界经济展望2025》中提出的NZE情景概述了到2050年实现与能源相关的二氧化碳净零排放的途径。为此，该机构首次强调了与能源无关的排放轨迹，强调需要减少森林砍伐以及扩大排放清除技术的部署。

公司向低碳经济转型的行动和目标并未表明任何资产可能已减值。

向低碳经济转型的速度超过业务计划中的预期，可能导致布伦特原油价格和对公司产品的需求低于为减值测试目的而被视为估计公司资产使用价值的价格和需求。

公司资产的使用价值减少可能会导致由于该等资产的账面值无法收回而确认亏损。

鉴于油价是决定性影响资产可收回金额的变量，公司对使用APS和NZE情景下考虑的布伦特原油价格的影响进行了敏感性分析，用于公司在巴西的勘探与生产资产的减值测试。

使用APS和NZE情景中的价格对扣除生产税的预计总收入（扣除所得税）进行敏感性分析，并保持计算可收回金额的所有其他组成部分、变量、假设和数据不变，公司的勘探与生产部门，关于公司确认的减值损失，如附注25所披露，在APS情景中将产生额外的减值转回303美元，在NZE情景中将产生额外的减值损失17,874美元，主要集中在Campos盆地油田。

公司不认为这种基于APS和NZE布伦特价格情景的敏感性分析是确定对资产可收回金额、销售收入或净收入的预期影响的最佳估计。

考虑到公司未将碳价格影响纳入会计估计，公司在巴西勘探与生产环节资产减值测试中开展了GHG排放定价成本影响的敏感性分析，考虑了每吨CO的货币费用₂2030年开始的等效排放，并存在免费排放配额。

在此背景下，采用10美元/CO的基价₂2030年，35.3美元/CO₂2035年，60.6美元/CO₂2040年，85.9美元/CO₂2045年，以及111.2美元/CO₂2050年，考虑到排放配额将免费分配，逐步减少，以模拟额外的现金流出（扣除所得税），并保持计算可收回金额的所有其他组成部分、变量、假设和数据不变，勘探与生产部门将额外产生69美元的减值损失。

公司不认为这种温室气体排放定价成本对资产减值测试影响的敏感性分析是确定对可收回金额的预期影响的最佳估计，既不是对费用的估计影响，也不是对净收入的估计影响。

a.2）对退役成本的潜在影响

由于其运营，该公司有拆除设备和恢复陆上和海上区域的法律义务。于2025年12月31日，公司确认的与巴西勘探与生产部门相关的退役费用拨备总额为28,400美元，详见附注21。按未贴现基准计算，名义金额为57,030美元。

公司用于核算退役成本的估计时间与相关资产的使用寿命一致。按此类资产账面价值加权计算的油气资产平均退役年限为14年。

该公司向低碳经济转型的行动和目标并未对其退役成本拨备的金额和期限产生重大影响。

在2025年期间，没有发布与气候问题相关的政府法规，这些法规改变或有可能改变公司资产退役的数量和期限。

向低碳经济转型的速度比公司预期的要快，这可能会加快拆除设备和恢复陆上或海上区域的时机。这种加速将增加公司确认的退役义务的现值。

为说明可能加速向低碳经济转型的效果，公司估计，如果将目前使用的时间分别提前一年、三年和五年，则退役费用拨备将增加1,318美元、4,067美元和6,532美元。这一敏感性分析假定计算拨备的所有其他组成部分、变量、假设和数据保持不变。所使用的年份范围并非旨在预测未来可能发生的事件或结果。

a.3）涉及公司未来出口的现金流量套期会计中使用的“极可能未来出口”的潜在影响

向低碳经济转型的速度比公司预期的更快，可能会对公司未来的出口产生负面影响。这种影响可能导致某些出口，其外汇收益或损失被指定用于套期会计，不再被认为是极有可能的，而是保持预测，或者，根据过渡的幅度及其速度，不再被视为预测。这些影响的后果在涉及公司未来出口的附注33.3.1（a）的会计政策中进行了描述。

如附注4.8所述，“极有可能的未来出口”的计算是基于2026-2030年业务计划中的预计出口。该公司仅将其预计出口的一部分视为“极有可能的未来出口”。在确定未来出口为极有可能，因此有资格作为被套期项目应用现金流量套期会计时，公司考虑了与向低碳经济转型相关的影响。碳价格未纳入此类估算。

该公司向低碳经济转型的行动和目标并未对其极有可能的未来出口产生实质性影响。

利用APS和NZE情景下的价格，我们进行了敏感性分析，以模拟需要将权益中记录的汇兑损益重新分类到损益表中。这样的分析模拟了一个新的未来出口现金流，只改变了油价，保持所有其他成分、变量、假设和数据不变。在这样的分析中，有必要在NZE情景中将在权益中记录的16美元的外汇损失重新分类到损益表中。

用于进行此类敏感性分析的模拟，基于情景APS和NZE的布伦特价格，公司不认为是确定将记录在权益中的外汇变动重新分类到损益表的预期影响的最佳估计。

a.4）对PP & E使用寿命的潜在影响

比公司预期更快的向低碳经济转型可能会降低其资产的使用寿命，这可能导致每年的折旧、损耗和摊销费用增加。

承包区内与油气生产直接相关的资产，采用生产单位法进行损耗，采用直线法进行折旧或摊销。截至2025年12月31日，这些在巴西运营的资产的账面价值为108,424美元。根据这一账面值并假设维持当前的折旧和摊销率，到2050年，这些资产的余额将不会是重大的。该公司认为这种模拟不代表对2050年账面金额的预期。

如“向低碳经济转型的风险”一项所述，该战略计划的参考情景表明，未来几十年，全球对石油的需求将持续存在。此外，在这种情况下，对预期产量和石油和天然气储量的计算考虑了向低碳经济过渡的影响。

该公司的精炼厂包括巴西的11家精炼厂和2家化肥厂。根据对2025年12月31日各自账面值适用的当前运营资产折旧率，即9,702美元，并假设没有额外投资，这些炼油厂在2050年之后将没有材料折旧金额。该公司认为这种模拟不代表对2050年账面金额的预期。

该公司估计，未来几十年对石油产品的持续需求虽然在减少，但应该会由碳强度较低的车型逐步供应。因此，公司对炼油工厂使用的折旧率符合向低碳经济的转型。

巴西的天然气和能源资产，包括热电厂，采用线性方法折旧。根据截至2025年12月31日各自账面值适用的运营中资产的当前折旧率，总计3813美元，并假设没有额外投资，这些资产在2050年后将没有重大折旧金额。该公司认为这种模拟不代表对2050年账面金额的预期。

在此背景下，根据现有信息，公司预计其炼油厂、与石油和天然气生产直接相关的资产以及与天然气和能源相关的资产的使用寿命不会因向低碳经济转型而发生重大变化。该等资产占公司在营总资产的93%。

物理风险来自气候变化，可能是事件驱动的（急性物理风险）或气候模式的长期变化（慢性物理风险）。在这一类别中，考虑到目前已识别的风险，公司预计气候变化导致的变化不会对会计估计产生重大影响。

该公司系统地发现了使其业务脱碳的机会，并根据其专注于具有经济和环境复原力的石油和天然气的战略，一直在投资于旨在减少或避免温室气体排放的举措。

下表列出与公司经营活动内脱碳举措投资相关的长期资产账面金额资本化的支出余额：

公司预计2025财年脱碳资产项目支出金额为E & P 507美元、RT & M 55美元和G & LCE 27美元，2025年实际支出总额分别为503美元、67美元和23美元。

所进行的主要投资涉及将用于盐下层的新生产系统中的脱碳技术，这些技术正被纳入与巴西国家石油公司以伙伴关系行事的油气田生产开发项目相关的七个FPSO（浮式生产、储存和卸载装置）中，如下所示：

由于这些技术都离不开FPSO，与脱碳技术相关的金额是通过将合同项下发生的支出总额乘以一个指数来确定的，该指数表示有和没有该技术的FPSO的建造成本。

这些领域整合了2025年合并财务报表中未确认减值损失的现金产生单位。

这些脱碳技术的采用确保了新机组呈现更低的碳强度，这对于实现《2026-2030年经营计划》中规定的GHG减排目标至关重要。

如2026-2030年业务计划中所述，公司有5项承诺，到2030年在运营控制下（范围1和2）减少GHG排放。其中一项承诺涉及到2030年将绝对运营排放量与2015年相比减少30%。

有关减少GHG排放的承诺并不构成公司未来业绩的保证，且受制于可能无法实现的假设以及难以预测的风险和不确定性。此外，当前和计划中的投资也不构成实现这些承诺的保证。

通过碳信用额进行的排放抵消可被用作公司脱碳举措的补充工具。涉及与GHG减排相关的资产的交易，例如碳信用额的获取和淘汰，对这些合并财务报表而言并不重要。为此目的使用碳信用额并不构成公司业绩的保证。

关于自2026年1月1日起生效的修订，根据作出的评估，公司估计首次应用不会对其综合财务报表产生重大影响。

关于自2027年1月1日起生效的修订，公司正在评估这些修订将对其合并财务报表产生的影响。

公司在资本管理方面的目标是将资本结构维持在适当水平，以便持续经营，为股东和投资者实现价值最大化。其主要资金来源为经营活动提供的现金。

2026-2030年经营计划的财务战略包括巩固以成本优化、提高生产力和运营效率为重点的资本纪律措施，以利于公司的长期可持续发展。该计划可行性的主要假设是：

截至2025年12月31日，总债务从截至2024年12月31日的60,311美元增至69,793美元，保持在公司业务计划定义的范围内。

这一衡量标准不是根据国际财务报告准则会计准则定义的，不应孤立地考虑或作为这些准则下债务衡量标准的替代，也不应将其作为与其他公司指标进行比较的基础。

它们包括现金、可动用的银行存款和流动性高的金融投资，符合现金等价物的定义。

分类为现金等价物的金融投资自其获得之日起最长期限为三个月。在巴西，它主要包括回购协议和对持有巴西联邦政府债券的基金的投资，以及具有每日流动性的浮动利率银行存单。境外短期金融投资主要包括定期存款，以及具有日常流动性的投资。

现金和现金等价物主要由经营活动（36,047美元）、融资债务收益（5,320美元）、金融投资撤资（2,784美元）、资产处置收益-撤资（613美元）和共同参与协议的财务补偿（355美元）提供。

这些资金在2025年的主要用途为收购PP & E和无形资产，金额为19,521美元，偿还与融资债务相关的本金和利息以及偿还租赁负债，金额为14,571美元，以及支付股息8,154美元。

现金及现金等价物会计政策

现金及现金等价物包括库存现金、存放在银行的定期存款和短期高流动性、易于转换为已知金额现金、价值变动风险很小且自取得之日起三个月或更短期限的金融投资。

金融投资（未分类为现金等价物）的期限超过三个月。分类为公允价值变动计入损益的金融投资主要指对巴西联邦政府债券的投资（公允价值等级的第1级）。归类为摊余成本的金融投资主要指在巴西投资具有每日流动性的浮动利率银行存单，初始期限在一年至两年之间，以及在国外投资定期存款和政府债券。

金融投资的会计政策

自协议之日起，投资于期限超过三个月的业务的金额按公允价值进行初始计量，随后根据这些资金的管理方式及其合同现金流量的特点，按照各自的分类进行后续计量：

与客户签订合同的收入来自公司经营分部销售的不同产品，同时考虑到其经营所在市场的具体特点。有关公司经营分部、其活动及其各自销售的产品的更多信息，见附注13。

交易价格的确定源自基于这些市场参数的方法和政策，反映了经营风险、市场份额水平、汇率和国际大宗商品价格的变化，包括布伦特油价、柴油和汽油等油品以及Henry Hub指数。

截至2025年12月31日，按航运目的地划分的销售收入构成列示如下：

2025年，对炼油、运输和营销（RT & M）部门两个客户的销售额分别占公司销售收入的14%和10%；2024年，对RT & M部门两个客户的销售额分别占公司销售收入的15%和10%；2023年，对RT & M部门两个客户的销售额分别占公司销售收入的16%和11%。有关RT & M分部的更多信息，请参见附注13 –按经营分部划分的信息。

某些在2025年12月31日之前签署的、原预期期限等于或超过1年的销售合同，规定了在合同期限内交付的货物或服务的数量和时间，以及这些未来销售的付款条件。

下文列出的2025年这些合同的估计剩余价值是基于合同约定的未来销量，以及2025年12月31日的现行价格或反映更直接可观察信息的近期销售中的实际价格：

一旦向客户转让商品和提供服务，收入即被确认，其计量和确认时间将受制于未来需求、商品价格变化、汇率和其他市场因素。

上表不包括原始预期期限不到一年的合同信息，例如现货市场合同、受约束的可变考虑因素以及仅确立一般条款和条件的合同信息（主协议），其数量和价格将仅在后续合同中定义。

此外，根据巴西国家电力系统运营商（ONS）的要求，电力销售主要是由热电发电厂发电的需求驱动的。这些请求在很大程度上受到巴西水文条件的影响。因此，上表主要列出了在这些业务中向客户提供的电力的固定金额。

2025年财务状况表结转的合同负债余额为76美元（2024年为64美元）。该金额归类于流动负债，主要包括客户根据未来天然气销售或在客户未行使权利后确认为收入的收取或支付合同中的预付款。

收入的会计政策

公司评估与客户签订的销售石油及石油产品、天然气、电力、服务及其他产品的合同，这些合同将受到收入确认的约束，并识别在每一项合同中承诺的可区分的商品和服务。

销售收入在控制权转移给客户时确认，这通常发生在交付产品或提供服务时。此时此刻，公司履行履约义务。

履约义务被视为向客户转让的承诺：（i）可区分的货物或服务（或一组货物或服务）；（ii）具有相同特征或实质相同且向客户转让模式相同的一系列可区分的货物或服务。

收入是根据公司预期有权获得的对价金额计量，以换取向客户转让承诺的商品或服务，不包括代表第三方收取的金额。交易价格基于合同规定的价格，反映了公司基于市场参数的定价方法和政策。

开票发生在非常接近交付和提供服务的期间，因此，交易价格的重大变化预计不会在履约义务履行之后的期间在收入中确认，但某些出口产品的最终价格形成发生在产品控制权转移之后，并受商品价值变化的影响。

销售以短期收款方式进行，因此不存在重大融资成分。

按分部划分的折旧、损耗及摊销金额列示如下：