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UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO
FUNDAÇÃO INSTITUTO DE PESQUISAS CONTÁBEIS, ATUARIAIS E
FINANCEIRAS - FIPECAFI
UNIVERSIDADE CORPORATIVA PETROBRAS
MBA GESTÃO CONTÁBIL
VALUATION ALLOWANCE X IMPAIRMENT E A DECISÃO DE SUA
IMPLANTAÇÃO NO BALANÇO.
Aluno: João Carlos Henrique
[email protected]
Orientador: Professor Carlos Renato Theóphilo
VITORIA – ES
2006
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RESUMO
VALUATION ALLOWANCE X IMPAIRMENT E A DECISÃO DE SUA
IMPLANTAÇÃO NO BALANÇO.
Esta Monografia foi apresentada à Universidade de São Paulo – USP, Fundação
Instituto de Pesquisas Contábeis Atuariais e Financeiras – FIPECAFI, como requisito
final, obrigatório, para obtenção do certificado de conclusão do MBA em Gestão
Contábil, obtendo o conceito “A”, evidentemente com um volume de matéria bem
maior e tem a premissa de apresentar as vantagens e desvantagem entre o critério
de se utilizar o SFAS 19 – Valuation Allowance, em contrapartida ao SFAS 144 –
Impairment, para uma empresa do ramo de Petróleo, na publicação de seu balanço
em USGAAP, para quem necessita de publicação de balanço pelo critério norte
americano, em função da negociação de suas ações na NISE (Bolsa de Nova York).
O critério principal entre os 2 SFAS é que o SFAS 19 permite efetuar a reversão
contábil se num futuro próximo algumas premissas forem atendidas e dentro dos
critérios técnicos exigidos. Já o SFAS 144 possui critérios fixos, não permitindo a
reversão contábil após sua implantação, mesmo que a situação futura esteja reversa
da data de origem do impairment, tais como maxivaloraçao do barril de petróleo,
aumento sensível da reserva de petróleo no campo, novas tecnologias, etc.
O desenvolvimento do trabalho apresenta dados concretos, onde após comparar os
2 métodos, pelos critérios técnicos estabelecidos, e após inserir os números da
reversão contábil pelo SFAS 19 na Demonstração do Resultado da empresa,
pudemos demonstrar que houve aumento proporcional do Lucro Líquido por Ação,
sendo vantagem para a Empresa, para os acionistas, para o Governo com aumento
de impostos e para os Empregados, com aumento na participação nos lucros.
VITORIA – ES
2006
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SUMÁRIO
Resumo
Pág.
1 – INTRODUÇÃO
6
1.1 – Antecedentes do Problema
7
1.2 – O Problema
8
1.3 – Objetivos
9
1.4 – Justificativa, Importância
9
1.4.1 – Contribuição Esperada
10
2 – REFERENCIAL TEÓRICO (DESENVOLVIMENTO)
10
2.1 – Ativo Imobilizado
10
2.1.1 – Bônus de Assinatura ANP
13
2.1.2 – Algumas Definições de Ativos pelo SFAS 144
14
2.1.3 - DD&A – Depreciação, Depleção, Provisão de Abandono e
Amortização
15
2.1.3.1 – Conceito
15
2.1.3.2 – Depreciação de Equipamentos de Produção
16
2.1.3.3 – Depreciação em Função do Volume Produzido
16
2.1.3.4 – Depreciação em Função da Vida Útil
17
2.1.3.5 – Depleção
17
2.1.3.6 – Definição para Pesquisa e Desenvolvimento
19
2.1.3.7 – Formação dos Valores
21
2.1.3.8 – Sensibilização quanto à Produção e Depleção
22
2.1.3.9 – Amortização
22
2.2 – Impairment – SFAS 144
24
2.2.1 – Campos em Parceria
29
2.2.2 – Campos não Econômicos
29
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2.3 – Valuation Allowance – SFAS 19
29
2.3.1 – Algumas Definições do SFAS 19
32
2.3.1.1 – Poço de Desenvolvimento
33
2.3.1.2 – Poço de Serviço
33
2.3.1.3 – Poço Estratigráfico
33
2.3.1.4 – Poço Exploratório
33
2.3.1.5 - Atividades de Produção de Óleo e Gás
33
2.3.1.6 - Área Provada
33
2.3.1.7 - Propriedades Provadas
33
2.3.1.8 - Propriedades Não Provadas
33
2.3.1.9 - Reservatórios
33
2.3.1.10 - Reservas Provadas
34
2.3.1.11 - Reservas Não Provadas
34
2.3.1.12 - Reservas Provadas Desenvolvidas
34
2.3.1.13 – Reservas Provadas Não Desenvolvidas
34
2.4 – Contabilização dos Ativos
34
2.4.1 – Custos Incorridos com Exploração
34
2.4.2 – Contabilização de Exploração
36
2.4.3 – Custos Incorridos com Desenvolvimento
37
2.4.4 – Contabilização do Desenvolvimento
38
2.4.5 – Custos Incorridos com Produção
38
2.4.6 – Contabilização da Produção
39
2.4.7 – Aquisição de Equipamentos e Instalações
39
2.4.8 – Tratamento dos Custos Capitalizados
41
2.4.8.1 – Propriedades não Provadas
42
2.4.8.2 – Propriedades Provadas
43
2.4.8.3 – Poços, Equipamentos e Instalações Relacionados
43
2.4.8.4 – Resumo dos Possíveis Tipos de Poços
44
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3.3 - Metodologia
45
3.3.1 – Valores do Impairment por Ano de Efetivação
45
3.3.2 – Valores da Produção dos Campos pós Impairment de
2000 a 2004 da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A
46
3.3.3 – Ajustes na Demonstração do Resultado (DRE) de 2002 a
2004 em face do emprego do SFAS 19 – Valuation
46
Allowance
3.3.4 – Gráficos da Evolução dos Valores por reversão de
Impairment SFAS 19
48
4 - CONCLUSÃO
48
REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA
49
1 - INTRODUÇÃO:
No Brasil não existe até 2004 nenhum pronunciamento, seja do IBRACON, CVM,
CRC, sobre Impairment.
1
Logo, nas demonstrações contábeis BR GAAP não estão
contidos os valores dos campos produtores 2 que sofreram Impairment, ficando para
as Notas Explicativas as argumentações dos ajustes necessários que estão contidos
no Balanço Patrimonial.
No ano de 2002 foram identificados vários eventos que estão contribuindo
para a condução das normas contábeis a um padrão mundial. Tanto o Financial
Accounting Standards Board (FASB) quanto o International Accounting Standards
Board (IASB) concordam que a convergência dos padrões contábeis é um objetivo
1
Impairment Análise efetuada periodicamente, sempre que houver indícios que indiquem a possibilidade, nos
ativos imobilizados da empresa, de identificar eventos ou mudanças de caráter definitivo ou indiquem que seus
valores contábeis residuais são superiores ao valor justo dos ativos, o que indicaria em caso em que situação
seja irreversível na necessidade de se proceder a um “Impairment” parcial ou até mesmo o total se assim for o
caso.
2
Campo Produtor de petróleo e/ou gás natural é uma área produtora destes fluidos, a partir de uma ou mais
jazidas, a profundidades variáveis, abrangendo as instalações e os equipamentos destinados à produção.
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primeiro para os próximos anos, reconhecendo, ainda, que existem muitas
divergências que, no conjunto, causam muitos problemas na utilização, preparação,
auditoria e regulamentação dos relatórios financeiros.
Segundo o FASB (1996, p. 119) “ativos são prováveis benefícios
econômicos futuros obtidos ou controlados por uma entidade particular como
resultado de transações ou eventos passados”. O conceito provável é usado com
seu significado geral, referindo-se ao que pode ser razoavelmente esperado ou pode
ser acreditado baseado em evidência disponível ou lógica, mas pode não ser certo e
nem pode ser provado. A intenção de sua inclusão na definição é reconhecer que os
negócios
ou
outras
atividades
econômicas
acontecem
em
um
ambiente
caracterizado por incerteza na qual poucos resultados são certos.
Como existe a dificuldade de se ter uma ÚNICA norma internacional e
também de se caracterizar o elemento vital das empresas industriais, que são seus
ativos, também existe a dificuldade de se decidir pela utilização de um procedimento
ou outro, no caso o SFAS 19 – Valuation Allowance
3
que é o reconhecimento de
uma perda circunstancial, passível de REVERSÃO quando o valor do ativo não
condiz temporariamente com o valor contábil, devido a condições específicas de
alguma das variáveis usadas no fluxo de caixa utilizado na determinação do valor
justo do ativo e SFAS 144 – Impairment que é um teste feito anualmente nas
reservas provadas para identificar eventos ou mudanças que indiquem as alterações
nos valores residuais das reservas, não podendo ser REVERTIDO.
1.1 - ANTECEDENTES DO PROBLEMA:
O parágrafo 8 do SFAS nº. 144 (FASB, 2001) indica que um ativo de longa
duração deverá ser testado em sua capacidade de recuperação sempre que eventos
ou mudanças em circunstâncias indiquem que seu valor contábil não possa ser
recuperável. São exemplos de tais eventos ou mudanças em circunstâncias:
• uma diminuição significativa no preço de mercado de um ativo de longa duração
(ou grupo de ativos);
3
Sem tradução definida para o Português, pode ser entendido como permissão de avaliação
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• uma modificação adversa significativa na extensão ou no modo pelo qual um ativo
de longa duração (ou grupo de ativos) é utilizado ou uma modificação significativa
em suas condições físicas;
• uma modificação adversa significativa em fatores legais, regulamentações de
órgãos de controle governamental ou no ambiente empresarial (mercado) que
poderia afetar o valor do ativo;
• uma perda operacional no período atual ou uma perda no fluxo de caixa,
combinada com um histórico de perdas operacionais ou de fluxos de caixa ou uma
projeção ou previsão que demonstram perdas continuadas associadas com o uso
de um ativo de longa duração (ou grupo de ativos);
• uma expectativa atual, em um nível de probabilidade maior que 50 por cento, que
um ativo de longa duração (ou grupo de ativos) será vendido ou, se não for
vendido, será baixado muito antes do término de sua vida útil previamente
calculada;
• um acréscimo significativo dos custos de construção ou aquisição de um ativo de
longa duração (ou grupo de ativos), em comparação aos custos orçados.
As normas norte-americanas não esgotam as possibilidades de eventos
que podem identificar uma possível perda de valor dos ativos duradouros. Todas as
circunstâncias descritas levam em consideração a possibilidade da perda, em
caráter significativo, ou seja, a materialidade do valor da perda deve ser considerada
no momento da determinação da necessidade da empresa realizar o teste de
impairment para os ativos (ou grupo de ativos) em análise.
O SFAS 19 identifica que, empresa produtoras de óleo e gás possuem tipos
especiais de ativos, cujos custos devem ser capitalizados quando incorridos:
-Propriedades (Interesses minerais em propriedades)
- Não provadas
- Provadas
-Poços e equipamentos e instalações relacionados
-Equipamentos e instalações de suporte utilizados em atividades de produção de
óleo e gás - Poços, equipamentos e instalações incompletos
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1.2 - O PROBLEMA:
O parágrafo 15 do SFAS nº. 144 (FASB, 2001) estabelece que, uma vez
previamente reconhecida a perda por impairment, fica proibida sua reversão (grifo
nosso).
Somente são reconhecidas as perdas cujos valores forem significativos. Sendo
assim, as alterações provocadas pelo reconhecimento da perda por impairment
possuem relevância e necessitam de um tratamento especial no momento de sua
divulgação. O SFAS nº. 144 (FASB, 2001-b) estabelece que as seguintes
informações sejam divulgadas em notas explicativas às demonstrações financeiras,
no período em que uma perda por impairment for reconhecida:
• a descrição do ativo (ou grupo de ativos) de longa duração que sofreu perda por
impairment, assim como os fatos e as circunstâncias que justificam o prejuízo;
• o valor da perda por impairment e a conta na demonstração de resultado que inclui
a perda, se esta não tiver sido apresentada em outro relatório;
• o método ou métodos utilizados para determinar valor justo (se baseado em um
preço de cotação de mercado, preços para ativos semelhantes, ou outra técnica de
estimação).
1.3 - OBJETIVOS
O objetivo deste trabalho visa demonstrar à Petrobras - Petróleo Brasileiro
S/A, com os dados obtidos, a indicação do critério mais adequado ao se empregar
os critérios do SFAS 144 – Impairment ou do SFAS 19 – Valuation Allowance, em
suas Demonstrações Contábeis.
Discutiremos os critérios definidos de acordo com as duas normas
internacionais, trabalharemos os dados obtidos na (Petrobras - Petróleo Brasileiro
S/A), dos campos que sofreram Impairment, cruzaremos os dados com a produção
dos campos pós Impairment, para verificar sua evolução ou involução e simularemos
na sua Demonstração do Resultado dos Exercícios os impactos provenientes desta
mudança, se melhor ou pior financeiramente para a Empresa, para os Acionistas e
para os Empregados.
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1.4 – JUSTIFICATIVA, IMPORTÂNCIA E CONTRIBUIÇÃO ESPERADA:
Os valores de Ativo de uma empresa petrolífera da área de Exploração e
Produção são bem significativos e qualquer mudança de critério implica numa
análise mais minuciosa, pois pode advir um ganho percentual para a empresa, mas
por outro lado, prejuízos para os empregados ou para os acionistas.
Assim torna-se oportuno levantar a discussão acerca da troca de critério
do SFAS 144 pelo critério do SFAS 19, já que este último permite reversão de
procedimento contábil, enquanto o SFAS 144 não permite.
Este trabalho será efetuado com dados obtidos da Petrobras – Petróleo
Brasileiro S/A, área responsável pelos Impairment e Produção dos campos.
Os critérios usados serão os mais próximos do ideal possível, tendo em
vista ser um trabalho que busca mostrar os resultados bons ou ruins mas que sejam
autênticos.
A contribuição deste trabalho visa abrir um nicho de oportunidade para os
alunos exercitarem seu conhecimento, fixando ainda mais seu aprendizado, em face
do treinamento que receberam ao nível deste MBA, e possam, pelos conhecimentos
adquiridos, demonstrar um possível retorno financeiro para a empresa, empregados
e Acionistas, na utilização de outro critério mais adequado aos seus procedimentos,
trazendo uma melhora aos seus resultados econômicos financeiros em seu Balanço.
1.4.1 - CONTRIBUIÇÃO ESPERADA
Espera-se com este trabalho estudar a viabilidade da utilização do SFAS
19 que permite reverter a situação contábil de um campo que tenha sofrido
Impairment, já que o SFAS 144 não permite reversão, mostrando a vantagem ou
não de se empregar este novo critério .
Assim, poderemos estudar se existe vantagem para um acionista que num
exercício contábil, onde na apuração do lucro líquido da empresa tenha sido
demonstrado um lucro menor, em face das baixas dos ativos por Impairment, logo os
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acionistas receberiam menor remuneração pelo seu capital, e em outro exercício
contábil teríamos a possibilidade de verificar, quando tivéssemos uma razão para
uma nova apuração, tais como descoberta de uma nova tecnologia, variação
sensível da moeda, aumento da produção e reserva do campo, etc, se a reversão
deste impairment, utilizando o critério do SFAS 19, seria vantajoso para a Empresa,
para os acionistas e para os empregados.
2 – REFERENCIAL TEÓRICO (DESENVOLVIMENTO):
2.1 – ATIVO IMOBILIZADO
Gastos com Ativo Imobilizado são considerados investimentos, pois são
aqueles incorridos visando a obtenção de um fluxo de benefícios ao longo de um
período futuro. Sob a ótica contábil, todo investimento deveria corresponder a uma
imobilização de recursos no sentido de que estes são aplicados com o objetivo de
permanecerem investidos e gerando benefícios na atividade correspondente, por um
período relativamente longo de tempo, migrando para resultado ao longo desse
período futuro, e em função do benefício gerado ou de seu serviço consumido.
No Statements of Financial Accounting Concepts n° 6 – Elements of
Financial Statements, encontramos uma definição para ativos como sendo,
“benefícios econômicos futuros prováveis, obtidos ou controlados por uma dada
entidade em conseqüência de transações ou eventos passados” (FASB, 1985:16).
O Financial Accounting Standards Board (FASB) complementa esta
definição, enumerando três características essenciais aos ativos:
1. Benefício futuro provável: corresponde à capacidade do ativo, isolado
ou em combinação com outros ativos, de contribuir para a geração de entradas
líquidas de caixa futuras;
2. Controle: a entidade pode controlar o acesso de outras entidades a
esses benefícios, muito embora em alguns casos, o direito possa ser compartilhado
com pessoas ou empresas específicas;
3. Eventos passados: os benefícios econômicos devem resultar de
transações ou eventos passados, não devem incluir benefícios que poderão surgir
no futuro, mas não existem ou não estão sob controle da entidade no presente.
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Hendriksen e Van Breda (1999:286) e Iudícibus (2000:130), não
mencionam
a
necessidade
de
um
evento
ou
transação
passada
para
reconhecimento de um ativo.
Para Iudícibus:
“O ativo deve ser considerado à luz da sua propriedade e/ou à luz de sua
posse e controle; [...] precisa estar incluído [...] algum direito específico a benefícios
futuros [...], ou em um sentido mais amplo, o elemento precisa apresentar uma
potencialidade de serviços futuros (fluxos de caixa futuros) para a entidade; o direito
precisa ser exclusivo da entidade”.
O autor complementa afirmando que: “os direitos, [...], precisam ter um
benefício líquido positivo” (Iudícibus, 2000:131). Para isso, cita um exemplo de
Hendriksen e Van Breda, em que um edifício que perdeu seu valor de serviço para a
empresa se o custo da remoção for igual ao valor de liquidação de seus materiais,
não pode ser considerado mais como um ativo (Hendriksen e Van Breda, 1999:
285). Resumindo, para que uma empresa possa registrar algum item como ativo,
este deve apresentar um potencial futuro de geração de caixa (entrada de recursos
para a empresa), e seu uso deve ser exclusivo da entidade, ou seja, deve estar sob
seu controle (apesar de em alguns casos o controle de um ativo possa ser
compartilhado).
Entretanto, devido à legislação específica, alguns investimentos diretos e
indiretos relativos às atividades de “Exploração” e “Pesquisa e Desenvolvimento
Tecnológico” não são capitalizados, não sendo tratados como investimentos, da
forma como a técnica contábil recomenda, mas sim, como gastos operacionais, do
período, sendo alocados diretamente no resultado da companhia, no mesmo período
em que são realizados. Observe-se que essa alocação de gastos com investimentos
como gastos operacionais, mesmo contrariando a rigidez da norma contábil, é
plenamente defensável conceitualmente, a partir do princípio contábil do
conservadorismo, em função da natureza das operações da companhia. Nas contas
do grupo ‘Imobilizado’, referentes às reservas, são acumuladas as aquisições diretas
de equipamentos adicionais, e/ou outros direitos de uso com valor acima de um
limite fixado pela legislação fiscal. Equipamentos ou direitos cujo valor de aquisição
seja inferior a este limite, atualmente em R$ 326,08 (no caso da Petrobras - Petróleo
Brasileiro S/A), são tratados como material de consumo. Nessas contas estão
representados os investimentos da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A em colunas
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de produção, revestimentos de poços, linhas de transferência de fluidos, vasos
separadores, bombas, compressores, linhas flexíveis, risers, árvores de natal
molhadas e secas, manifolds, etc.
Os gastos com investimentos estão segregados em “investimentos em
exploração”, “investimentos em exploração bem sucedidos”, “poços injetores” e
“poços produtores”. Enquanto os investimentos entendidos como mal sucedidos, que
são aqueles esforços de exploração que resultaram em uma jazida não econômica,
são lançados diretamente no resultado do período. Os investimentos bem sucedidos,
aqui incluindo os investimentos nos poços produtores e injetores (incluindo os gastos
com perfuração, sondas, completação, lançamento de linhas, etc., bem como os
investimentos em plataformas fixas ou flutuantes) serão recuperados, sendo
lançados a resultado proporcionalmente ao volume de drenagem da reserva
desenvolvida, via depreciação ou depleção, conforme será detalhado em tópicos
posteriores.
Existe distinção entre os dois métodos aceitáveis para contabilização das
operações de óleo e gás na indústria do petróleo. Sob o conceito do custo total “Full
Cost” todos os custos de exploração são inicialmente capitalizados, considerando-se
como acumulador o país (área geográfica) onde está localizado o projeto,
independentemente se existe mais de um projeto em um mesmo país.
Já pelo conceito do método dos esforços bem sucedidos “Successful Efforts”, todos
os poços exploratórios, incluindo os de delimitação de reservatório, são capitalizados
em um primeiro momento como poços exploratórios em andamento “Wells in
Progress”. Caso esses poços comprovem evidência comercial de extração futura de
hidrocarbonetos serão reclassificados dentro do próprio ativo imobilizado para o
grupamento de Propriedades Provadas e serão amortizadas por unidade de
produção considerando a razão produções do período sobre as reservas provadas
desenvolvidas, caso não sejam comerciais serão levados a resultado no exercício
em que se comprovar o insucesso “Poços Secos”.
Cabe ressaltar que, mesmo que haja evidência de comercialidade, a
empresa deve apresentar um plano firme de desenvolvimento do campo. Caso
contrário em um prazo máximo de um ano, deve levar a resultado, mesmo poços
com evidência técnica de comercialidade. 4
4
Fonte: Parágrafo 19 do SFAS 19.
Fl. 13 de 50
Os
valores
capitalizados
de
Poços
exploratórios,
poços
em
desenvolvimento e facilidades de produção, líquidos de amortização, depreciação e
exaustão devem ser submetidos periodicamente a teste de “impairment”, quando a
perda for certa e permanente.
Considera-se como perda a diferença a maior do valor contábil em relação
ao valor justo de mercado “fair value” do ativo.
No caso de exploração em terras de terceiros, deve-se inicialmente levar
os custos para “contas a receber”. Caso aconteça a “Evidencia de Extração”, estes
custos podem ser levados ao ativo fixo, em caso contrario devem ser levados ao
resultado.
2.1.1 - Bônus de Assinatura ANP
Os valores gastos com os bônus de assinatura são ativados e
incorporados aos custos de exploração para futura amortização (depleção), quando
as áreas se provarem econômicas e começarem a produzir. No caso de insucesso,
os valores serão levados a resultado no momento da decisão de devolução da área
a ANP.
Como a ANP é a Agência reguladora das Licitações dos Blocos
Exploratórios, todo o processo inicia-se quando há o pagamento do Bônus de
Assinatura da ANP, que na prática é o pagamento pelo direito de explorar o Bloco.
2.1.2 – Algumas Definições de Ativos pelo SFAS 144
Nas normas norte-americanas, em especial no SFAS nº. 144 (FASB,
2001-b), SFAS nº. 142 (FASB, 2001-a), SFAS nº. 121 e APB O nº. 30 (FASB, 1996)
estão descritas algumas definições, importantes para este estudo:
• Ativos (assets) são prováveis benefícios econômicos futuros obtidos ou controlados
por uma entidade particular como resultado de transações ou eventos passados;
• Ativo primário (primary asset) é o principal ativo tangível de longa duração que é
depreciado ou o ativo intangível que é amortizado, ou seja, é o componente mais
significativo do grupo de ativos, do qual deriva sua capacidade de geração de fluxo
de caixa. O ativo primário de um grupo de recurso não pode ser, então, a terra ou
um ativo intangível que não são amortizados;
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• Valor contábil (carrying amount) é o valor pela qual um ativo é reconhecido no
balanço patrimonial após a dedução de qualquer amortização acumulada;
• Perda por Impairment (impairment loss) é a perda decorrente na redução do valor
recuperável do ativo, em excesso ao seu valor justo;
• Redução no valor recuperável do ativo (impairment asset) é a condição que existe
quando o valor contábil de um ativo de longa duração (ou grupo de ativos) excede
o seu valor justo;
• Valor justo (fair value) é o valor pelo qual um ativo ou obrigação pode ser
comprado ou vendido em uma transação corrente entre partes dispostas, ou seja,
exceto em vendas forçadas ou em liquidação;
• Valor justo de um grupo de ativos (fair value of an asset group) refere-se ao valor
pelo qual o grupo de ativos poderia ser comprado, como um todo, ou poderia ser
vendido, em uma transação corrente única. Então, o valor justo do grupo não é
necessariamente igual à soma dos valores justos dos ativos e passivos individuais
do grupo.
2.1.3 - DD&A – Depreciação, Depleção, Provisão de Abandono e Amortização.
Neste ponto é pertinente destacar as diferenças entre a Legislação
Societária Brasileira, denominada pela Petrobras – Petróleo Brasileiro S/A,
informalmente, de BR GAPP, e a Legislação Societária dos Estados Unidos,
denominada de US GAPP.
A principal diferença entre as duas metodologias está no tratamento dado
aos bens afretados, que são os bens alugados e/ou arrendados. Pela legislação
societária brasileira em vigor, um contrato de arrendamento mercantil (leasing) é
tratado como um aluguel, sendo lançado como despesa do período. Já, segundo os
princípios do US GAPP, o tratamento pode variar em função das características do
contrato celebrado entre as partes. Seguindo os conceitos definidos no US GAAP,
afretamento e leasing financeiro de plataformas contratadas com empresas dentro
do sistema PETROBRAS - PETRÓLEO BRASILEIRO S/A – particularmente com as
subsidiárias Brasoil e com a Catléia – são considerados como ativos normais de
propriedade da companhia, e devem compor o ativo fixo e serem depreciados de
acordo com a natureza de sua operação. Contratos que se caracterizem como
operações de “Sales and leaseback”, devem ser tratados como uma operação
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normal de crédito. O bem, objeto do afretamento deve ser considerado como ativo
da empresa, e depreciado em função de sua vida útil ou proporcionalmente ao
volume consumido da reserva desenvolvida. Os pagamentos periódicos, a título de
afretamento, são considerados como parcelas de amortização de um financiamento,
provisionado no passivo.
2.1.3.1 – Conceito de Depreciação, Depleção e Amortização.
É intuitivo que, para que haja justiça na apuração de custos, que o
consumo de um ativo qualquer deva ser reconhecido no momento em que este
efetivamente ocorre, consoante com a realidade físico-operacional e a identificação
natural dos custos. 5
Assim, o consumo efetivo de um ativo, evidenciado pela sua amortização,
deve ocorrer em função do consumo de sua utilidade para a empresa. Seja ela em
função de um volume produzido ou de um período transcorrido. 6
2.1.3.2 - Depreciação de Equipamentos de Produção
Este item uniformiza o procedimento das depreciações das instalações de
produção de propriedade de uma Empresa que possua um Ativo de Produção.
Trata-se de um custo direto do óleo e gás produzidos para aqueles ativos cuja
depreciação ocorra em função do volume produzido, ou de um custo de período, no
caso daqueles ativos que possuem uma vida útil pré-definida.
2.1.3.3 - Depreciação em função do volume produzido
Critério aplicado para aqueles ativos fixos cuja vida útil pode ser expressa
em termos de um determinado volume de produção. A depreciação é função do
volume produzido em determinado período, em relação ao volume total a ser
extraído, considerando-se a reserva desenvolvida. Neste caso, uma ação gerencial
que altere a curva de produção atrelada a um determinado ativo, pode impactar
5
6
Fonte : SFAS 144.
Fonte: SFAS 144
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muito este custo. Produzir mais significa consumir mais rapidamente o ativo, ter uma
depreciação maior e mais acelerada. “Upgrades” nas instalações podem acelerar a
depreciação devido a um maior volume produzido e a um maior valor a ser
depreciado. As reavaliações de reservas podem impactar enormemente o valor
deste custo, uma vez que alteram o denominador da equação para apuração da
depreciação:
Produção no Período
Taxa de Depreciação
no Período
=
Volume Total a ser Produzido (Reserva
Desenvolvida no Início do Período)
Esta taxa de depreciação, multiplicada pelo saldo a ser depreciado do
ativo (saldo no início do período), é que será o custo de depreciação do período.
Assim, um aumento no volume de reserva desenvolvida, acarretará uma diminuição
na taxa de depreciação e um menor custo de depreciação por volume produzido.
As plataformas e os poços devem ser depreciados em função do volume
produzido. Importante frisar que as plataformas e os poços que são os ativos mais
relevantes de uma empresa de extração petrolífera, de forma que a correta
mensuração da depreciação mensal desses itens é fator primordial na apuração
justa dos indicadores de custos.
2.1.3.4 - Depreciação em função da vida útil
Critério aplicado para aqueles ativos fixos cuja vida útil é expressa em
termos de um determinado período de tempo. A depreciação não guarda relação
com o volume produzido em determinado período, mas sim, com a passagem do
tempo, estejam os ativos gerando receita ou não. Neste caso, uma ação gerencial
que altere a eficiência do ativo pode impactar este custo. Produzir mais não significa
ter uma despesa de depreciação maior ou mais acelerada. Upgrades geram um
adicional no valor a ser depreciado, mas podem gerar um menor custo de
Fl. 17 de 50
manutenção, um maior volume produzido, uma maior receita resultante desse
volume, e assim, um menor custo de depreciação por unidade produzida.
Geralmente, a vida útil legal de um bem, aquela que serve de base para o
cálculo da depreciação, é definida pela legislação fiscal. A seguir, seguem os dados
de vida útil referentes aos principais itens de ativo:
2.1.3.5 - Depleção
Da mesma forma que a depreciação dos Ativos Fixos vista nos tópicos
anteriores, onde seu cálculo evidencia o consumo efetivo do bem, ou consumo de
sua utilidade para a empresa, a reserva, aqui entendida como sendo a somatória
dos gastos incorridos com a prospecção de petróleo, e que resultaram em poços
exploratórios bem sucedidos, também é consumida no processo produtivo, e esse
consumo das facilidades de produção deve ser explicitado via sua depleção ou
exaustão.
A depleção das jazidas, ou seja, a exaustão do potencial de serviços das
reservas minerais, deve ocorrer no momento de sua efetiva produção, e é um custo
perfeitamente identificado ou ao produto, para produtos singulares, casos onde se
produz apenas óleo ou apenas gás, ou ao processo produtivo, nos casos onde os
produtos ocorrem associados a outros produtos, caso do óleo e gás associado.
A atividade de produção tem por missão disponibilizar o produto desejado
para venda ou transferência aos segmentos de Abastecimento e Gás & Energia, e,
para tanto, consome parte do potencial de serviços da jazida, consome parte do
“estoque” de serviços representado pela jazida mineral. A exaustão ou depleção da
reserva é um custo direto da atividade de produção, ou do produto, no caso de
produtos singulares.
Assim, todos os gastos efetuados com prospecção de petróleo, todos
aqueles investimentos que resultaram em poços exploratórios bem sucedidos
(método “Successful-Efforts”, detalhado no próximo tópico) serão amortizados, isto
é, se transformarão em custo, na medida do efetivo consumo da reserva.
Fl. 18 de 50
7
Vida útil / Depreciação anual
Edifícios – 25 anos ou 4% do valor original por ano.
Equipamentos de exploração (por exemplo, equipamentos
ligados a sísmica) – 8 anos ou 12,63% do valor original por ano.
Equipamentos de perfuração terrestre (por exemplo, sondas de
perfuração) – 6 anos ou 15% do valor original por ano.
Equipamentos de perfuração marítima (por exemplo, sondas de
perfuração) – 10 anos ou 10% do valor original por ano.
Equipamentos de produção (por exemplo, plataformas, estações
de produção e tratamento terrestres, etc.) – 10 anos ou 10% do
valor original por ano.
Equipamentos de informática – 5 anos ou 20% do valor original
por ano.
Equipamentos de apoio – 10 anos ou 10% do valor original por
ano.
Móveis e utensílios – 10 anos ou 10% do valor original por ano.
Veículos – 5 anos ou 20% do valor original por ano.
2.1.3.6 - Definição para Pesquisa e Desenvolvimento
O “FASB Statement No. 2” - “Accounting for Research and Development
Costs”, de 1974, faculta às empresas que atuam em atividade extrativa, ativar os
gastos com pesquisa e desenvolvimento, ou descarregá-los como despesa quando
incorridos. Esta posição é reforçada no “Statement of Financial Accounting
Standards No. 19”, de dezembro de 1977, “Financial Accounting Reporting by Oil
7
Fonte: Ministério da Fazenda – Secretaria da Receita Federal
Fl. 19 de 50
and Gás Producing Companies”, consagrando três tratamentos possíveis para as
reservas descobertas:
“Expense”
“Successful-Efforts”
“Full Costs”
O método denominado “Expense” considera que todos os gastos ou
investimentos realizados na atividade de exploração são tratados como despesas do
período, não associados aos produtos gerados. Este tratamento não é mais aceito
pelo fisco nos EUA, mas, por muito tempo, foi utilizado como “normalizador” do lucro
das companhias de petróleo.
O método denominado “Successful-Efforts” distingue os esforços bem
sucedidos daqueles que não resultaram em descoberta. Esforço bem sucedido pode
ser entendido como aquele investimento em exploração que resultou em um poço de
óleo e ou gás, produtor e economicamente viável. Todo investimento realizado no
projeto que resultou em tal descoberta pode ser imobilizado (visão de custo) e
amortizado posteriormente, em função dos volumes efetivamente produzidos. Em
última análise, permite confrontar os custos incorridos no passado com as receitas
futuras estimadas do projeto. Caso o VPL – Valor Presente Líquido – do projeto (um
determinado volume, valorado a um preço dado, descontado a uma determinada
taxa que varia de ano para ano, e de país para país) seja inferior ao valor investido
em exploração. A diferença deve ser imediatamente levada a resultado.
Naturalmente o esforço mal sucedido é levado ao resultado no próprio exercício. É o
método adotado por 90% das grandes companhias de petróleo, e também adotado
pela legislação societária brasileira.
O método denominado de “Full Costs” considera que todos os gastos,
realizados em uma determinada região geográfica, seja ela pequena ou grande,
devem ser ativados para posterior confronto com as receitas geradas pelos produtos
disponibilizados. É o método preferido pelas pequenas e médias companhias, onde
a pressão dos acionistas por dividendos é maior.
Fl. 20 de 50
Notadamente, qualquer que seja o método, no máximo se reconhecerá no
ativo os custos incorridos para se realizar a descoberta, não importando o seu
tamanho, localização ou potencial futuro de produção. Desta forma, uma grande
reserva, obtida com um pequeno investimento, estará representada no ativo por
esse pequeno valor, e o custo de depleção será praticamente insignificante. Já uma
pequena reserva, resultado de altos investimentos em uma área promissora, mas
que não confirmou seu potencial, terá que arcar com altos custos de depleção e
estará representada no ativo pelo alto valor dos investimentos realizados.
O quadro a seguir compara as três abordagens em relação aos dividendos
e antecipação de impostos:
8
Método
Tratamento
Efeito
Efeito nos
Principais
fiscal
dividendos
usuários
Gastos totais
Expense
lançados a
resultado no
Atualmente
Melhor
Pior
não
permitido
exercício
Parte dos gastos
lançados a
Successful
resultado
Efforts
Médio
Médio
Grandes
companhias
Parte dos gastos
ativados
Full Costs
Gastos totais
ativados
Pequenas e
Pior
Melhor
grandes
companhias
Métodos de contabilização para a reserva descoberta segundo o FASB:
8
Fonte: FASB – Financial Accounting Standards Board
Fl. 21 de 50
Segundo o Manual de Contabilidade das Sociedades por Ações, a
conta no ativo “DIREITOS SOBRE RECURSOS NATURAIS – OUTROS” engloba
contas relativas aos custos incorridos na obtenção de direitos de exploração de
jazidas de minério, de pedras preciosas e similares. O valor de custo da jazida,
quando a área é de propriedade da empresa, deve ser destacado em conta à parte
no Balanço.
2.1.3.7 - Formação dos valores
O valor que será levado a custo via depleção, que já vimos ser um caso
particular de amortização (tal qual a depreciação), é formado a partir dos
investimentos realizados em determinado campo, e que resultaram em poços
exploratórios bem sucedidos. Esses investimentos vão desde a aquisição da área
junto a ANP – Agencia Nacional do Petróleo, na figura do “Bônus de Assinatura”, até
a constatação da economicidade ou não da área. Os poços exploratórios secos, mal
sucedidos, são lançados a resultado no período em que se reconhece sua não
economicidade. Os demais, bem sucedidos, são ativados e depletados na medida
da produção. Todos os gastos com geologia, geofísica, sísmica, etc., são
considerados como esforço institucional, destinados à obtenção de conhecimentos
sobre determinada área e, portanto, não são ativados, mas reconhecidos como
despesa no próprio exercício em que ocorrem.
2.1.3.8 – Sensibilidade quanto à Produção e Depleção:
O custo de depleção, ou seja, a parcela consumida dos gastos que foram
ativados, relativos à reserva, é função direta do volume produzido em determinado
período, em relação ao volume total a ser extraído. Este volume total a ser extraído é
definido como sendo aquele correspondente à “Reserva Desenvolvida”. Neste caso,
uma ação gerencial que altere a curva de produção, referência para o calculo da
depleção, pode impactar o valor lançado a resultado no período, a título de
“depleção”. Produzir mais significa consumir mais rapidamente a reserva, ter uma
depleção maior e mais acelerada. “Upgrades” nas facilidades de produção podem
acelerar a depleção, conseqüência de um maior volume produzido. Entretanto, os
Fl. 22 de 50
impactos principais possíveis no valor do custo de depleção provêm da eventual
reavaliação de reservas, aumentando ou diminuindo o volume de “Reserva
Desenvolvida”, podendo impactar enormemente o valor deste custo, uma vez que
alteram o denominador da equação para apuração da depleção.
Esta taxa de depleção, multiplicada pelo saldo a ser depletado (saldo no
inicio do período), é que será o custo de depleção do período. Assim, um aumento
no volume de reserva desenvolvida, acarretará uma diminuição na taxa de depleção
e um menor custo de depleção por volume produzido.
2.1.3.9 - Amortização
Como já foi discutido em tópicos anteriores, amortizar um ativo significa
reconhecer o consumo efetivo de sua utilidade para a empresa. A maior parte dos
Ativos Fixos tem uma vida limitada, no final da qual precisam ser substituídos ou
abandonados. Qualquer declínio no potencial de serviços deve ser reconhecido no
período em que tal declínio ocorre.
A amortização de poços, diferentemente da amortização das reservas,
deve ser baseada somente na reserva provada desenvolvida, pelo método de
unidade de produção.
A amortização é baseada na avaliação da reserva, que é uma “pratica
contábil critica” porque leva em conta a produção sobre a capacidade estimada da
reserva. Esta amortização (percentual) vai afetar diretamente os custos que irão
compor o resultado.
Não é possível fazer uma amortização de poço baseado em reserva não
desenvolvida, pois não há produção para compor o calculo.
Quando a amortização refere-se a elementos do Ativo Fixo Tangível, tais
como, plataformas, equipamentos de produção, máquinas, edifícios, etc., temos o
procedimento denominado depreciação. Quando a amortização refere-se a recursos
naturais, tais como, minas, florestas, reservas petrolíferas, etc., denomina-se
exaustão ou depleção. Com relação aos bens intangíveis ou direitos de duração
limitada, é usual falar-se apenas em amortização.
Fl. 23 de 50
No caso de empresas de exploração de petróleo, a amortização diz
respeito aos gastos pré-operacionais, aos gastos diferidos, aos softwares adquiridos
ou desenvolvidos internamente, aos bônus de concessão e às marcas e patentes,
amortizadas à base de 20% ao ano, ou seja, em 5 anos. Compõe ainda o saldo a
ser amortizado, as benfeitorias realizadas em bens de terceiros, neste caso
amortizado em função de suas vidas úteis para a companhia, que normalmente são
os prazos dos contratos de arrendamento.
Transformação de Dispêndio em Ativo ou Resultado
D is p ê n d io /
G a s to
R e s u lta d o
P a trim ô n io
D espesas
O p e ra c io n a is
C u s to s
D ire to s
(L e a s in g ; P e ss o a l;
S e rv . 3 o s . E tc .)
+
C u s to s d e
A p o io
=
CE
P a rt. G o v.
(R o y a ltie s , P a rt.
E s p e c . R e t. Á re a ,
P ro p . T e rra , e tc .)
R e s e rva
(E x p lo ra ç ã o
b e m s u c e d id a )
In v e s tim e n to
E x p l b e m su c
In v e s tim e n to
D e s e n v o lv.
d a P ro d u ç ã o .
G a s to s co m
A bandono
A tiv o
P e rm a n e n te
+
=
P a rt. G o v .
L ifitin g
C ost
(Im o b iliza d o )
P ro v is ã o
C u s to
Abandono
P ro je c t
F in a n c e /
C o n tr. R is c o
A tiv o
D ife rid o
+
DD&A
+
L e a s in g
( e q u ip p ro d )
+
P ro je c t
F in a n c e
UN X
O ve rh e a d
UN 2
=
CTPP UN
C u s to F in a n c .
SAG
+
In v e s tim e n to
P&D
E xp l m a l s u c
S ís m ic a , e tc .
9
Fonte: Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A
UN 1
=
P & D , E xp l m al
s u c e d id a ,
O ve rh e a d , S A G
C u s to F in a n c .
CTPP
9
Fl. 24 de 50
2.2 – IMPAIRMENT – SFAS 144
Impairment deve ser entendido como a análise efetuada anualmente nos
ativos imobilizados da empresa, para identificar eventos ou mudanças que indiquem
que seus valores residuais sofreram alterações e podem não ser recuperáveis
devido às mudanças ocorridas em suas reservas provadas.
O SFAS 144 “Accounting for the impairment or Disposal of Long-Lived Assets” que é
um avanço do SFAS 121 e do APB 30 que tratam do mesmo tema, devidamente
complementado pelo FAB “Concept Statement 7 – CON 7”, são os pronunciamentos
emitidos pela FASB que tratam de “Impairment”.
Definições conceituais:
Impairment Análise efetuada periodicamente, sempre que houver indícios que
indiquem a possibilidade, nos ativos imobilizados da empresa, de identificar eventos
ou mudanças de caráter definitivo ou indiquem que seus valores contábeis residuais
são superiores ao valor justo dos ativos, o que indicaria em caso em que situação
seja irreversível na necessidade de se proceder a um “Impairment” parcial ou até
mesmo o total se assim for o caso.
O conhecimento da reserva de óleo e gás é um processo contínuo que
incorpora novos conhecimentos e informações constantemente, durante toda a vida
econômica da reserva. O valor da reserva guarda íntima relação com o potencial
volumétrico das mesmas, com a expectativa de preços futuros do petróleo extraído,
com o custo esperado para seu desenvolvimento (vide produção, a seguir), com os
custos operacionais esperados para sua operação, e, naturalmente, com o custo do
capital necessário para se realizar tal projeto. Entretanto, o respeito aos Princípios
de Contabilidade Geralmente Aceitos (BRGAAP ou USGAAP), não permite
imobilizar o valor da reserva, quando este for superior ao custo de sua obtenção.
Este ganho extra somente irá aparecer na medida em que a reserva for explotada,
na forma de receitas em muito excedentes aos custos de extração, inclusive o
DD&A. Assim, apenas os custos incorridos na obtenção da reserva, o investimento
em exploração, é que são acumulados em conta específica, e amortizados por meio
Fl. 25 de 50
da depleção, em prazo regulamentado pela legislação. Sempre vale a regra “Custo
ou Mercado, dos dois o menor”, de forma que, caso o valor da reserva, apurado de
acordo com regras previstas na legislação (US-GAAP), seja menor do que o total de
custos incorridos em sua obtenção, a diferença deve ser, e é, lançada
imediatamente a resultado. Em outras palavras, o valor da reserva, aquele que será
depletado – amortizado – será o total de custos incorridos na obtenção da reserva,
ou o “valor de mercado da reserva”, apurado em conformidade com as regras
previstas na legislação, aquele que for menor. Este ajuste é denominado
“Impairment”, e pode ser bastante significativo.
A área de estudos de reservatório está continuamente acompanhando a
evolução do conhecimento sobre a reserva e reavaliando o volume economicamente
viável a ser extraído. Estas reavaliações de volume geram um impacto no valor da
reserva, para mais ou para menos.
Anualmente é efetuada pelas empresas de exploração de Petróleo uma
análise comparativa entre o valor dos investimentos líquidos dos campos na fase de
desenvolvimento ou em produção e a respectiva receita líquida esperada, já
excluído o custo de produção. Para os casos em que o resultado desta comparação
for negativo, é efetuado um ajuste, reduzindo o valor dos investimentos de forma
que a receita líquida esperada seja igual ao investimento líquido dos campos. Este
ajuste é denominado “Impairment”. Assim, é o ajuste realizado anualmente para os
campos na fase de desenvolvimento ou em produção, e se refere à diferença entre o
valor líquido dos investimentos e a receita líquida futura gerada pelos campos.
Os ativos considerados são os existentes nas concessões de produção
(fase de desenvolvimento ou em produção), por exemplo: poços perfurados,
plataformas, linhas de escoamento, árvores de natal, etc. Todos eles utilizados para
a produção do campo, gerando receitas de óleo e gás.
A soma da previsão de produção, de óleo e gás, de um campo representa
a sua reserva.
Fl. 26 de 50
As reservas de um campo devem ser reavaliadas anualmente em função
de novas informações obtidas, por exemplo, novos poços perfurados, novos mapas,
testes de produção e outros, além da produção de óleo e gás ocorrida no período.
Após as revisões elas são valoradas para se obter o novo valor econômico
e se avaliar se esse novo valor monetário (fluxo de caixa nominal) é maior, igual ou
menor que os investimentos capitalizados ou investimento líquido (book value), ou
seja, o saldo capitalizado dos poços e equipamentos vinculados a campos menos a
provisão de abandono acumulada.
Esse teste financeiro (impairment test) precisa ser realizado para atender
às exigências da SEC, pois a comparação entre esses dois valores irá indicar se o
valor monetário de uma reserva é suficiente para recuperar os investimentos
realizados no campo até aquele momento.
Caso o somatório do fluxo e caixa nominal seja maior ou igual ao “book
value”, o valor da reserva provada do campo é suficiente para recuperar os
investimentos.
Na outra situação, fluxo de caixa nominal menor que o “book value”, é feita
nova avaliação econômica incluindo a reserva provável. Se o fluxo de caixa nominal
for maior ou igual ao “book value” o campo passou no teste financeiro, caso a
diferença seja negativa, a empresa deve reconhecer uma perda (impairment).
Após o reconhecimento da perda, o valor reduzido do ativo deve passar a
ser o seu novo valor residual (ou novo custo) e a depreciação deve ser calculada
pela sua vida útil remanescente.
O cálculo do impairment consiste em 3 etapas:
1º) Comparar o investimento líquido dos campos com o fluxo de caixa
nominal preço PETROBRAS - PETRÓLEO BRASILEIRO S/A, calculado
com base na reserva provada pré-imposto.
2º) Para os campos que ficaram negativos na 1ª etapa, elaborar um novo
cálculo utilizando o fluxo de caixa nominal preço PETROBRAS -
Fl. 27 de 50
PETRÓLEO BRASILEIRO S/A, com base na reserva provada + provável
pré-imposto.
3º) Calcular o ajuste do saldo do ativo para os campos que continuaram
negativos na 2ª etapa utilizando o fluxo de atualizado, com base na
reserva provada pós imposto.
As informações de fluxo de caixa são apresentadas em dólares norteamericanos, convertidas para reais pela cotação de dólar de 31 de dezembro do ano
corrente.
Obs: Somente será utilizado o preço da empresa de exploração de petróleo para o
cálculo do fluxo de caixa se o mesmo for inferior ao preço SEC – Security and
Exchange Comission, caso contrário, utiliza-se o preço SEC.
Principais tópicos relacionados com o Teste de Impairment (SFAS 144 FASB)
10
Principais Pronunciamentos
Necessidade da Realização do Teste
de Impairment
SFAS Nº. 144, de agosto de 2001.
Quando eventos ou circunstâncias
indicam que o valor contábil do ativo
possa não ser mais recuperável.
Comparação do valor contábil do ativo (ou
Valor de Recuperação do Ativo de
grupo de ativos) com os fluxos de caixa
Longa Duração
futuros não descontados projetados para
esse ativo.
Valor de Uso de um Ativo de Longa
Valor justo dos ativos menos o custo para
Duração
baixa.
Valor de mercado ativo do bem. Se esse
Valor justo de um Ativo de Longa
Duração
não existir ou não for confiável, utiliza-se o
valor de mercado de um ativo com
características similares. Se ainda não
houver esta informação, efetua-se a
10
Fonte: FASB – Financial Accounting Standards Board
Fl. 28 de 50
projeção do fluxo de caixa pela utilização
do ativo, descontado a valor presente.
Comparação do Valor Contábil com o
Apuração da Perda por Impairment em
Ativos de Longa Duração
Valor Justo.
Ocorrerá uma perda por Impairment
quando o valor contábil for superior ao
Valor Justo.
Grupo de Ativos é o menor nível de
agrupamento de ativos para o qual
Grupos de Ativos
existam fluxos de caixa identificáveis
independentes de outros ativos ou grupos
de ativos.
Reduz diretamente o valor contábil do
Reconhecimento da Perda por
ativo em contrapartida a uma perda
Impairment
operacional na apuração do resultado do
exercício.
Revisão da Perda por Impairment
Proibida a reversão da perda
anteriormente reconhecida.
2.2.1 - CAMPOS EM PARCERIA –
Os campos em parceria, onde a Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A não é
operadora, também deverão ser analisados para fins de impairment. A Petrobras Petróleo Brasileiro S/A requere junto aos operadores as informações necessárias
para o cálculo dos fluxos de caixa, tais como: reservas, curva de produção, custos e
investimentos.
2.2.2 - CAMPOS NÃO ECONÔMICOS
São considerados campos não econômicos os que não são aprovados na
análise da economicidade das reservas provadas segundo os critérios da SEC. Os
campos reprovados na análise econômica não possuem reserva provada, e os
Fl. 29 de 50
saldos são totalmente baixados do ativo imobilizado, porém os novos investimentos
continuarão a ser incorporados aos Ativos.
2.3 – VALUATION ALLOWANCE – SFAS 19
É o reconhecimento de uma perda circunstancial, provavelmente
reversível, quando se estima que o valor do ativo não condiz temporariamente com o
valor contábil do mesmo, devido a condições específicas de alguma das variáveis
usadas no fluxo de caixa, utilizado na determinação do valor justo do ativo. O
“valuation Allowance” pode ser revertido caso a condição que determinou a perda
efetivamente seja revertida.
O SFAS 19 define critérios apenas para atividades produtoras de óleo e
gás. Não define critérios para transporte, refino ou comercialização. Também não se
aplica a produção de outros recursos minerais não-regenerativos, à produção de
vapor geotérmico, à extração de hidrocarbonetos como subprodutos da produção de
vapor geotérmico e recursos geotérmicos associados ou a extração de
hidrocarbonetos de "shale, tar sand" ou carvão.
Também identifica que, empresas produtoras de óleo e gás possuem tipos especiais
de ativos, cujos custos devem ser capitalizados quando incorridos:
a) Propriedades (Interesses minerais em propriedades);
• Não provadas;
• Provadas.
b) Poços e equipamentos e instalações relacionados;
c) Equipamentos e instalações de suporte utilizados em atividades de produção de
óleo e gás; -Poços, equipamentos e instalações incompletos.
Não resultam em aquisição de ativos e, portanto devem ser levados ao resultado
quando incorridos, os seguintes custos:
•
Geologia e geofísica;
•
Custo de retenção de propriedades não desenvolvidas;
Fl. 30 de 50
•
Custos de perfuração de poços exploratórios e poços de teste estratigráficos
exploratórios que não tenham encontrado reservas provadas.
RESUMO ESQUEMÁTICO 11
CUSTO
CLASSIFICAR
RECLASSIFICAÇÃO
COMO
AMORTIZAR
-Se inviabilizadas:
1
Aquisição de
propriedades não
provadas
reconhecer a perda;
Propriedades
-Se encontrar
não provadas reservas provadas:
Propriedades
Na produção por
produção/reserva
s provadas.
provadas.
2
Aquisição de
propriedades
provadas
Na produção por
Propriedades
produção
provadas
reservas
provadas.
3 G&G Custo de
retenção de
propriedades não
desenvolvidas
Despesa
Dry hole
contributions/bottom
hole contribution
-Se o poço não
4
encontrou reservas
Perfurar e equipar
Poços,
poços exploratórios
equipamentos
e estratigráficos
e instalações
exploratórios
incompletos
provadas: despesa;
-Se o poço encontrou
reservas provadas:
Poços e
equipamentos e
instalações
relacionados.
11
Fonte: FASB – Financial Accounting Standards Board
Na produção por
produção/Reserv
as provadas
desenvolvidas.
Fl. 31 de 50
5 Estudos de G & G
conduzidos por
-Se o poço não
empresas em
encontrou reservas
propriedades de
terceiros,
reembolsáveis caso
não encontrem
provadas: cobrar o
Contas a
montante
receber
-Se o poço encontrou
reservas provadas:
reservas provadas
Na produção por
produção/reservas
provadas
Propriedades
ou com direito a
provadas
participação caso
encontrem
6
-Quando completados
os poços ou
Poços,
Desenvolvimento da equipamentos
produção
e instalações
incompletos.
concluídos os
equipamento e
instalações:
Poços e
equipamentos e
Pela
produção/reservas
provadas
desenvolvidas.
instalações
relacionados.
7
Custos de
Na exploração,
equipamentos e
desenvolvimento
instalações de
Equipamentos
da produção ou
suporte utilizados
e instalações
produção
em atividades de
de suporte.
conforme
produção de óleo e
apropriado, pela
gás
vida útil.
2.3.1 – ALGUMAS DEFINIÇÕES DO SFAS 19
Estão descritos abaixo alguns termos utilizados neste documento, merecedores de
maior esclarecimento. Devido ao SFAS 19 ser uma norma produzida nos EUA,
alguns termos aplicam-se diretamente à realidade que ocorre naquele país.
Fl. 32 de 50
2.3.1.1 - Poço de Desenvolvimento: Poço perfurado dentro da área provada de um
reservatório de óleo ou gás, na profundidade sabidamente produtora.
2.3.1.2 - Poço de Serviço: Poço perfurado com o objetivo de suportar a produção,
isto é, injeção de gás, injeção de água ou descarte de água salgada.
2.3.1.3 - Poço Estratigráfico: Poço perfurado para fins de informação apenas. Tais
poços são perfurados para obter informação sobre camadas de geológicas de subsuperficie e suas profundidades. São classificados como:
•
Poço estratigráfico exploratório: perfurado em uma área não provada.
•
Poço estratigráfico de desenvolvimento: perfurado em uma área provada.
2.3.1.4 - Poço Exploratório: Poço que não é um poço de desenvolvimento, de
serviço ou estratigráfico, isto é, um poço perfurado para encontrar e produzir óleo ou
gás em uma área não provada, para encontrar um novo reservatório em um campo
com outro reservatório produtor ou para estender um reservatório conhecido.
2.3.1.5 - Atividades de Produção de Óleo e Gás: atividades envolvendo a
aquisição de interesses minerais em propriedades, exploração, desenvolvimento e
produção de óleo cru e gás natural.
2.3.1.6 - Área Provada: porção da propriedade em uma certa profundidade á qual
foram especificamente atribuídas reservas provadas.
2.3.1.7 - Propriedades Provadas: propriedades que contém reservas provadas.
2.3.1.8 - Propriedades Não Provadas: propriedades sem reservas provadas.
2.3.1.9 - Reservatório: Formação porosa e permeável subterrânea contendo óleo
ou gás produzíveis confinados por rochas impermeáveis ou barreiras de água. É
individual e separado de outros reservatórios. As reservas podem ser:
•
Reservas provadas;
•
Reservas não provadas;
•
Reservas provadas desenvolvidas;
•
Reservas provadas não desenvolvidas.
Fl. 33 de 50
2.3.1.10 - Reservas Provadas: Reservas que são razoavelmente certas de serem
recuperadas no futuro, a partir de reservatórios conhecidos, sob condições
econômicas e de operação existentes com:
•
Os preços em vigor;
•
Tecnologia atual;
•
Produtibilidade econômica suportada pela produção atual ou teste de
formação conclusivo.
2.3.1.11 - Reservas não provadas: Reservas que não satisfazem as condições de
reservas provadas.
2.3.1.12 - Reservas provadas desenvolvidas: Reservas que espera-se que sejam
recuperadas através de poços, equipamentos e métodos existentes e técnicas de
recuperação melhoradas (projeto piloto bem sucedido ou programa instalado).
2.3.1.13 - Reservas provadas não desenvolvidas: Reservas que espera-se que
sejam recuperadas através de:
•
Poços novos perfurados em áreas não perfuradas;
•
Poços existentes que exigem um investimento grande para recompletação;
•
Técnicas de recuperação melhoradas, apenas no caso de testes reais
efetivos no mesmo reservatório.
2.4 – Contabilização dos Ativos segundo o SFAS 19
As propriedades devem ser classificadas como não provadas (sem reservas
provadas) e provadas (com reservas provadas).
Custos de aquisição de propriedades (interesses minerais em propriedades)
não provadas devem ser capitalizados como "Propriedades não provadas". As
propriedades devem periodicamente, ser verificadas de forma a determinar sua
inviabilização (ver item 1II). 6a». Quando forem encontradas reservas provadas
atribuídas à propriedade, seus custos de aquisição devem ser reclassificados para
"Propriedades provadas" para posterior amortização (ver itens 111.6 a) e h».
Fl. 34 de 50
Custos de aquisição de propriedades (interesses minerais em propriedades)
provadas devem ser capitalizados como "Propriedades provadas", e amortizados
pelo método das unidades produzidas, de forma a compor o custo do óleo e gás
produzidos.
2.4.1 – Custos Incorridos com Exploração
Custos de exploração são custos incorridos para:
•
Identificar áreas que devem ser examinadas;
•
Examinar áreas específicas com prospectos de conter reservas de óleo e
gás, incluindo perfuração de poços exploratórios e poços estratigráficos
exploratórios. Custos de exploração podem incorrer antes (algumas vezes
referido como prospecção) ou depois da aquisição da propriedade.
Os principais custos de exploração (que incluem depreciação e custos de
operação de equipamento e instalações de suporte e outros custos de atividades
exploratórias) são:
a) Custos de G & G (geologia e geofísica): incluem todos os custos incorridos
para conduzir estudos de O & O e os custos de direitos de acessos a propriedades
para conduzir tais estudos, incluindo quaisquer danos ou aluguel pagos aos
proprietários da superfície. São custos similares aos de pesquisa, pois são incorridos
para fornecer informações. Sua correlação com descobertas futuras (meses ou anos
após) é muito difícil ou impossível e não pode ocorrer no momento em que os custos
são incorridos.
•
Estudos topográficos, geológicos e geofísicos;
•
Direitos de acesso a propriedades para conduzir estes estudos;
•
Salários e outras despesas de geólogos, equipes geofísicas e outros
conduzindo tais estudos.
b) Custos de retenção de propriedades não desenvolvidas: são incorridos
primariamente para manter os direitos de propriedade e não adquiri-los. Incluem: "delay rentals";
•
Impostos "ad valorem";
Fl. 35 de 50
•
Custos legais para defesa de título: incluem advogados, corte etc.
Quando o interesse é processado em conecção com reclamações pelo
título da propriedade é suportado pela participação operacional;
•
Manutenção da terra e registros do arrendamento, incorridos para
manter, avaliar e atualizar os registros do arrendamento da companhia.
Inclui salário, materiais e suprimentos.
c)
"Dry
hole
contributions
e
bottom
hole
contributions
(“Test-Well
contributions"): São pagamentos feitos de uma companhia A para outra B, em troca
de informações de O & O específicas obtidas pela companhia B durante a
perfuração em uma propriedade vizinha. Como são em essência custos de O & O,
tem o mesmo tratamento descrito para O & O.
d) Custos de perfurar e equipar poços exploratórios;
e) Custos de perfurar de poços estratigráficos exploratórios;
2.4.2 – Contabilização de Exploração
Custos de G & G (geologia e geofísica), de retenção de propriedades não
desenvolvidas e de I "Dry hole contributions" e "bottom hole contributions" não
resultam em aquisição de ativos e portanto devem ser levados ao resultado quando
incorridos. A companhia que recebe o “test well contribution" trata o valor recebido
como uma redução de custos intangíveis de perfuração.
Antes da perfuração do poço, tipicamente conduz-se estudos de O & O
para determinar a locação de um local específico de perfuração. Apesar de envolver
O & O, tais custos são considerados como parte do processo de perfuração e
portanto, devem ser contabilizados como tal.
Custos de perfurar, equipar poços exploratórios e de perfurar de poços
estratigráficos
exploratórios
devem
capitalizados
como
custos
de
poços,
equipamentos e instalações incompletos, aguardando determinação do poço
encontrar reservas provadas. Se o poço encontrar reservas provadas, seus custos
devem passar a ser parte de poços e equipamentos e instalações relacionados da
empresa (mesmo que não seja completado como poço produtor).
Fl. 36 de 50
Caso não encontre reservas provadas, devem ser reclassificados para
despesa (ver item 111.6 e).
O procedimento acima baseia-se no fato de que, segundo o método dos
esforços bem- sucedidos, é requerida uma relação direta entre custos incorridos e as
reservas, para que as mesmas sejam caracterizadas como ativos. Portanto, apenas
custos de exploração bem - sucedidos são considerados como parte dos custos de
óleo e gás.
Custos de estudos de G & G conduzidos por empresas em propriedades
de terceiros, reembolsáveis caso não encontrem reservas provadas ou com direito a
participação caso encontrem reservas provadas, devem ser inicialmente registrados
como contas a receber. Após sua determinação, se o poço encontra reservas
provadas, capitalizar como Participações minerais, e se o poço não encontrou
reservas provadas deve cobrar o montante.
2.4.3 – Custos Incorridos com Desenvolvimento
Custos de desenvolvimento (incluindo depreciação e custos de operação de
equipamentos de suporte e instalações) são incorridos para preparar reservas
provadas para:
I - produção, isto é, obter acesso a reservas provadas e para fornecer instalações
para extrair,
tratar, coletar e armazenar o óleo e gás. São custos incorridos
basicamente para:
a) Ganhar acesso a locações de poço e prepará-las para perfuração, incluindo
levantamentos de locações de poços visando determinação de locais
específicos de perfurações de desenvolvimento, limpeza da área,
drenagem, construção do acesso, mudanças de estradas públicas, linhas de
gás e energia, desde que necessários ao desenvolvimento de reservas
provadas;
b) Perfurar e equipar poços de desenvolvimento, poços estratigráficos de
desenvolvimento e poços de serviço, incluindo o custo de plataformas e
Fl. 37 de 50
equipamentos de poços como revestimento, tubulação, equipamento de
bombeio e instalações na cabeça de poço;
c)
Adquirir, construir e instalar instalações de produção, como linhas de fluxo
na área, separadores, equipamento para tratamento, aquecedores,
"manifolds",
medidores,
tanques
de
armazenagem,
plantas
de
processamento e reciclagem de gás e sistemas de utilidades e descarte;
d) Estabelecer métodos de recuperação eficientes.
2.4.4 - Contabilização do Desenvolvimento
Todos
os
custos
de
desenvolvimento
devem
ser
capitalizados,
independentes do sucesso dos poços. Tais custos de perfuração e construção
destes equipamentos e instalações devem ser incluídos nos custos de poços,
equipamentos e instalações incompletas até que o final da perfuração ou construção
esteja completo (ver item 1II. 6.e).
O procedimento acima baseia-se no fato de que, diferentemente dos
custos de perfuração exploratória, considera-se que o objetivo das atividades de
desenvolvimento é construir um sistema de produção de poços e equipamentos e
instalações relacionado segundo o método dos esforços bem-sucedidos, é requerida
uma relação direta entre custos incorridos e as reservas, para que as mesmas sejam
caracterizadas como ativos. Portanto, apenas custos de exploração bem-sucedidos
são considerados como parte dos custos de óleo e gás.
2.4.5 - Custos Incorridos com Produção
São custos incorridos para elevar óleo e gás para a superfície e coletar,
tratar, processar no campo (Ex. processar gás para extrair hidrocarbonetos líquidos)
e armazenar (no campo) óleo e gás. Para fins do SFAS 19, a produção termina na
válvula de saída da área do arrendamento (lease) ou no tanque de armazenagem do
Fl. 38 de 50
campo. Caso exista alguma circunstância especial, pode-se entender o fim da
produção como no primeiro ponto no qual óleo, gás ou líquido de gás são
distribuídos para um duto principal, uma transportadora, refinaria ou terminal
marítimo.
Custos de produção são aqueles custos incorridos para operar e manter
poços e equipamentos e instalações, incluindo depreciação e custos de operação de
equipamentos e instalações de suporte e outros custos de operação e manutenção
daqueles poços e seus I"""" equipamentos e instalações. Tais custos formam o custo
de produção do óleo e gás. São exemplos de custos de produção:
a) Pessoal que opera os poços e equipamentos e instalações relacionadas;
b) Reparos e manutenção;
c) Materiais, suprimentos e combustíveis consumidos e serviços utilizados na
operação dos poços equipamentos e instalações relacionadas;
d) Impostos territoriais e seguro aplicáveis às propriedades provadas e aos
poços e equipamentos e instalações relacionadas;
e) "severance-tax".
Depreciação, depleção e amortização de custos capitalizados de aquisição,
exploração e desenvolvimento também formam o custo do óleo e gás.
2.4.6 - Contabilização da Produção
Os custos de produção de óleo e gás formarão o custo do óleo e gás
produzidos.
2.4.7 – Aquisição de Equipamentos e Instalações
Custos de aquisição ou construção de equipamentos e instalações de
suporte utilizados em atividades de produção de óleo e gás devem ser capitalizados.
Exemplos destes equipamentos e instalações são:
•
Equipamentos sísmicos, de perfuração, de construção e classificação
ou outros equipamentos;
Fl. 39 de 50
•
Veículos, locais de manutenção, armazéns, pontos de suprimento,
acampamentos;
•
Escritórios para divisões, distritos ou campos.
Quaisquer custos de depreciação e operação de equipamentos de suporte
e instalações devem ser registrados como exploração, desenvolvimento ou
produção, desde que utilizados nestas atividades. Se forem utilizados em mais de
uma atividade, devem ser rateados baseado em alguma medida de uso, como horas
utilizadas.
PARCERIAS EM PROPRIEDADES MINERAIS E TRANSAÇÕES
RELACIONADAS PELO CRITÉRIO SFAS 19.
SITUAÇÃO
12
NÃO RECONHECER
Troca de ativos utilizados em atividades produtoras de
óleo ou gás (incluindo propriedades provadas ou não
Ganho ou perda
provadas).
União de ativos em uma empreitada com a intenção
de encontrar, desenvolver ou Produzir óleo ou gás de
uma propriedade ou grupo de propriedades
Ganho ou perda
específicas.
Parte de uma participação é vendida e existe incerteza
quanto a recuperação dos custos aplicáveis à
Ganho
participação.
Parte de interesses é vendida e o vendedor tem
obrigação substancial de performance futura, como a
obrigação de perfurar um poço ou operar a
propriedade sem reembolso proporcional para aquela
parte da perfuração ou custos operacionais aplicáveis
aos interesses vendidos.
12
Fonte: FASB – Financial Accounting Standards Board
Ganho
Fl. 40 de 50
2.4.8 – Tratamento dos Custos Capitalizados
Conforme descrito nos itens anteriores, os custos incorridos em atividades de
exploração e desenvolvimento da produção que resultam em aquisição de ativos são
classificados da seguinte forma:
13
ATIVO
FASE
Propriedades não provadas Aquisição
CUSTO
Aquisição de propriedade não provadas.
(a)
Propriedades provadas (b)
Aquisição
Aquisição de propriedades provadas:
-adquiridas provadas;
-reclassificação de não provadas.
Poços
e
equipamento
e Exploração
instalações relacionados (c)
Perfura e equipar poços exploratórios e
estratigráficos
exploratórios,
que
encontraram reservas provadas.
Poços
e
equipamento
e Desenvolvimento Obter acesso a reservas provadas e
instalações relacionados (c) da produção
estabelecer
instalações
para
extrair,
tratar, coletar e armazenar óleo e gás,
incluindo perfurar e equipar poços de
desenvolvimento e poços estratigráficos
de desenvolvimento (bem sucedidos ou
não) e poços de serviço.
Equipamentos e instalações Exploração,
Aquisição
ou
construção
de
de suporte utilizados em Desenvolvimento equipamentos e instalações de suporte
atividades de produção de da Produção e utilizados em atividades de produção de
13
Fonte: FASB – Financial Accounting Standards Board
Fl. 41 de 50
óleo e gás (d)
Poços,
Produção.
equipamentos
e Exploração
instalações incompletos (e).
óleo e gás.
Perfurar e equipar poços exploratórios e
estratigráficos exploratórios ainda não
completados.
Poços,
equipamentos
e Desenvolvimento Perfurar
instalações incompletos (e). da produção
Poços,
equipamentos
e
equipar
poços
de
desenvolvimento ainda não completados.
e Desenvolvimento Adquirir ou construir equipamentos e
instalações incompletos (e). da Produção
instalações ainda não completas ou
instaladas.
2.4.8.1 - Propriedades não provadas
Propriedades não provadas devem ser, periodicamente verificadas, de
forma a determinar sua inviabilização. Uma propriedade pode ser considerada
inviável quando, por exemplo, um poço seco foi perfurado e a empresa não tem
intenções de continuar perfurando. Além disso, a probabilidade de inviabilização
total ou parcial de uma propriedade aumenta conforme o prazo de expiração do
contrato se aproxima, não havendo início de perfuração na propriedade ou em
propriedades vizinhas. Se o resultado da verificação indicar inviabilização, deve ser
reconhecida uma perda através de uma provisão, que pode ser efetuada
propriedades a propriedade (custo de aquisição individual significativo) ou através de
um agregado de propriedades (custo de aquisição individual não significativo).
Se/quando reservas provadas são encontradas ou, de outra forma,
atribuídas à propriedade, tal propriedade deve ser reclassificada para provada.
Ocasionalmente, uma única propriedade como um contrato de leasing ou concessão
estrangeiros cobrem uma área tão vasta que apenas parte da propriedade à qual as
reservas provadas se relacionam (determinado baseado em aspectos geológicos
estruturais ou condições estratigráficas) devem ser reclassificadas. Para uma
propriedade que foi considerada inviável individualmente, o valor líquido (custo de
aquisição-provisão)
deve
ser
reclassificada
para
reservas
provadas.
propriedades agrupadas para amortização, o custo bruto (aquisição).
Para
Fl. 42 de 50
2.4.8.2 - Propriedades provadas
Custos de aquisição de propriedades provadas devem ser amortizados
(depletados) pelo método das unidades produzidas, de forma que, cada unidade
produzida receberá uma porção pro rata do custo. A amortização pode ser calculada
propriedade a propriedade ou através de alguma agregação razoável de
propriedades com estrutura geológica ou condições estratigráficas comuns, tais
como um reservatório, os campos. Custos de participações em royalties que não são
individualmente significantes podem ser agregados para cálculo da amortização.
Caso não haja informação disponível de quantidades aplicáveis as participações em
royalties, um outro método diferente das unidades produzidas pode ser utilizado. O
custo unitário deve ser computado baseado no número total estimado de reservas
de óleo e gás (produção em parceria será discutida posteriormente). As taxas de
amortização devem ser recalculadas quando houver revisões ou ao menos
anualmente, e registradas como mudanças nas estimativas.
2.4.8.3 - Poços, Equipamentos e Instalações Relacionados
Os custos capitalizados de perfuração exploratória e desenvolvimento
devem ser amortizados (depreciados) pelo método das unidades produzidas. Pode
ser apropriado, em alguns casos, depreciar plantas de processamento e reciclagem
de gás por outro método. A amortização (depreciação) pode ser calculada
propriedade a propriedade ou através de alguma agregação razoável de
propriedades com aspectos geológicos estruturais ou condições estratigráficas
similares, como um campo ou reservatório. O custo unitário deve ser calculado
baseado na estimativa de reservas provadas desenvolvidas, diferentemente de
reservas provadas, como no caso dos custos de aquisição. Se custos de
desenvolvimento significantes (tais como o de uma plataforma de produção offshore)
são incorridos relacionados a um grupo planejado de poços antes que todos os
poços estejam perfurados, será necessário excluir uma parcela destes custos de
desenvolvimento para calcular a taxa de amortização unitária até que os demais
poços sejam perfurados. Similarmente, será necessário excluir as reservas provadas
que serão produzidas apenas quando ocorrer algum custo de desenvolvimento
Fl. 43 de 50
significativo como sistemas de melhoria da recuperação. Em nenhum caso custos
futuros de desenvolvimento devem ser antecipados para o cálculo da taxa de
amortização. As taxas devem ser revistas sempre que houver indicação da
necessidade de revisão ou ao menos anualmente, e devem ser tratadas como
mudanças em estimativas (ver APB Opinion 20, parágrafos 31-33).
2.4.8.4 – Resumo dos Possíveis Tipos de Poços: 14
TIPO
Explicação
Descrição
DE
Para a obtenção de informações geológicas
(2)
OS
ESTRATIGRÁFIC
POÇOS
POÇO
(estratigráficas, estruturais, geoquímicas,
Estratigráfico
hidrodinâmicas, etc...).
Para testar condições geológicas favoráveis
à acumulação de petróleo em feições
(1) Pioneiro
POÇOS EXPLORATÓRIOS
geológicas ainda não produtoras.
Para estender, delimitar ou ampliar o
(3) Extensão
conhecimento da jazida de tal forma que
permita obter o máximo de informações.
Para testar condições geológicas favoráveis
(4) Pioneiro
adjacente
(5) Jazida mais
rasa
à acumulação de petróleo em área adjacente
e geologicamente relacionada à jazida.
Para testar novas acumulações, mais rasas
ou mais profundas, dentro dos limites de um
(6) Jazida mais
profunda
14
Fonte: Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A
campo.
(7)
Para drenagem econômica do reservatório e
Desenvolvimen
delimitação final da acumulação.
to
Para injeção de fluidos no reservatório,
(8) Injeção
visando aumentar a recuperação de petróleo.
Para objetivos específicos não enquadrados
(9) Especiais
IS
ESPECIA POÇOS DE LAVRA
POÇOS
Fl. 44 de 50
nas demais categorias anteriores.
3.3 - METODOLOGIA
3.3.1 – VALORES DO IMPAIRMENT POR ANO DE EFETIVAÇÃO
IMPAIRMENT - RESUMO GERAL
2000
2001
2002
2003
2004
R$
R$
R$
R$
R$
28.610.565,23 42.907.999,80 64.403.597,27 50.834.924,76 53.611.927,25
15
EVOLUÇÃO DOS VALORES DE IM PAIRMENT
VALORES (R$)
70.000.000,00
60.000.000,00
50.000.000,00
40.000.000,00
30.000.000,00
20.000.000,00
10.000.000,00
0,00
2000
15
2001
Fontes: Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A
2002
2003
2004
Fl. 45 de 50
3.3.2 – Valores da Produção dos Campos pós Impairment de 2000 a 2004 da
Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A
RESUMO DA PRODUÇÃO POR ANO DOS CAMPOS COM IMPAIRMENT
2000
2001
2002
Total (US$)
Total (US$)
2003
Total (US$)
Total (US$)
2004
Total (US$)
4.761,90
547.298,88
1.169.840,70
1.175.118,66
1.452.646,27
693.842,50
251.447,81
358.577,80
497.369,42
957.256,75
10.947.735,54 12.627.840,15 16.158.714,59
6.618.226,52
7.191.835,15
4.338.894,98
TOTAL
US$
698.604,40
COTAÇÃO
798.746,69 12.476.154,04 20.918.554,75 30.099.347,75
1,962
2,362
3,625
2,924
2,717
TOTAL R$ 1.370.661,83 1.886.639,68 45.226.058,40 61.165.854,09 81.779.927,82
Gráfico da Evolução da Produção em Dólar e em Real, de 2000 a 2004
VALOR PRODUÇÃO POR ANO (US$)
VALOR PRODUÇÃO
40.000.000,00
30.000.000,00
20.000.000,00
10.000.000,00
0,00
2000
2001
2002
ANO
16
Fontes: Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A
2003
2004
16
Fl. 46 de 50
VALOR PRODUÇÃO POR ANO (R$)
VALOR PRODUÇÃO
100.000.000,00
80.000.000,00
60.000.000,00
40.000.000,00
20.000.000,00
0,00
2000
2001
2002
2003
2004
ANO
RELAÇÃO ENTRE IMPAIRMENT X PRODUÇÃO
DOS CAMPOS COM IMPAIRMENT
VALORES (R$)
100.000.000,00
80.000.000,00
60.000.000,00
40.000.000,00
20.000.000,00
0,00
2000
2001
PERIODO
2002
2003
2004
IMPAIRMENT
PRODUÇÃO
3.3.3 – Ajustes na Demonstração do Resultado (DRE) dos exercícios de 2002 a
2004 em face do emprego do SFAS 19 - Valuation Allowance.
17
Fonte: Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A
17
Fl. 47 de 50
Demonstração do resultado
Exercícios findos em 31 de dezembro de 2002 e de 2001 (Em Reais)
RECEITA OPERACIONAL BRUTA
2.004
CONSOLIDADO
2004 RECALCULADO
#
(*)
2.003
CONSOLIDADO
2003 RECALCULADO
(*)
2.002
CONSOLIDADO
2002 RECALCULADO
(*)
VENDAS
Produtos
Serviços, principalmente fretes
149.973.540.000, #
149.973.540.000
131.837.043.000
131.837.043.000
98.880.119.000
98.880.119.000
429.672.000, #
429.672.000
151.217.000
151.217.000
283.999.000
283.999.000
0
Encargos de vendas
150.403.212.000, #
150.403.212.000
131.988.260.000
131.988.260.000
99.164.118.000
99.164.118.000
-42.201.733.000, #
-42.201.733.000
-36.245.558.000
-36.245.558.000
-29.987.963.000
(29.987.963.000)
108.201.479.000, #
108.201.479.000
95.742.702.000
95.742.702.000
69.176.155.000
69.176.155.000
-63.100.143.000, #
-63.100.143.000
-52.893.317.000
-52.893.317.000
-44.205.250.000
(44.205.250.000)
45.101.336.000, #
45.101.336.000
42.849.385.000
42.849.385.000
24.970.905.000
24.970.905.000
-4.751.501.000, #
-4.751.501.000
-3.364.418.000
-3.364.418.000
-2.941.423.000
(2.941.423.000)
(2.462.598.000)
0
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
Custo dos produtos e serviços vendidos
0
LUCRO BRUTO
DESPESAS OPERACIONAIS
Vendas
Financeiras (nota 11)
-4.101.844.000, #
-4.101.844.000
-3.195.132.000
-3.195.132.000
-2.462.598.000
Receitas
930.789.000, #
930.789.000
1.817.356.000
1.817.356.000
3.628.776.000
3.628.776.000
Variações monetárias e cambiais, líquidas
753.178.000, #
753.178.000
2.727.906.000
2.727.906.000
-4.613.251.000
(4.613.251.000)
-26.390.000, #
-26.390.000
-28.765.000
-28.765.000
-6.140.000
(6.140.000)
De administração
-4.006.311.000, #
-4.006.311.000
-3.140.912.000
-3.140.912.000
-2.252.700.000
(2.252.700.000)
Tributárias
-1.206.284.000, #
-1.206.284.000
-982.611.000
-982.611.000
-1.041.825.000
(1.041.825.000)
-695.650.000, #
-695.650.000
-570.850.000
-570.850.000
-420.866.000
(420.866.000)
Custos exploratórios para extração de
petróleo e gás (nota 9c)
-1.735.624.000, #
-1.735.624.000
-1.637.818.000
-1.637.818.000
-1.358.806.000
(1.358.806.000)
Outras despesas operacionais líquidas (notas
5, 13a e 13b) (Incluido Impairment do ano em
exercício)
-2.865.627.000, #
-2.865.627.000
-5.591.195.000
-5.591.195.000
-3.463.975.000
(3.463.975.000)
Despesas
Gerais e administrativas
Honorários da Diretoria e do Conselho de
Administração
Custos com pesquisas e desenvolvimento
tecnológico
Reversão do valor de Impairment do
exercício anterior por aumento de produção
PARTICIPAÇÕES EM SUBSIDIÁRIAS E
COLIGADAS
Resultado de participações em investimentos
relevantes (nota 7b)
LUCRO OPERACIONAL
50.834.925
-
-
64.403.597
-
42.908.000
-17.705.264.000, #
-17.654.429.075
-13.966.439.000
-13.902.035.403
-14.932.808.000
(14.889.900.000)
-144.661.000, #
-144.661.000
-1.009.121.000
-1.009.121.000
1.426.327.000
1.426.327.000
27.251.411.000, #
27.302.245.925
27.873.825.000
27.938.228.597
11.464.424.000
11.507.332.000
605.764.000
605.764.000
CORREÇÃO MONETÁRIA DE BALANÇO
(NOTA 2B)
-531.125.000, #
-531.125.000
-484.708.000
-484.708.000
-170.099.000
(170.099.000)
26.720.286.000, #
26.771.120.925
27.389.117.000
27.453.520.597
11.900.089.000
11.942.997.000
Contribuição social (nota 12c)
-1.928.597.000, 0
(*)-1.932.266.125,
-2.045.555.000 -0
(*)-2.050.364.979,
-971.172.000
Imposto de renda (nota 12c)
-5.321.097.000, 0
(*)-5.331.220.303,
-5.770.142.000 -0
(*)-5.783.710.086,
-3.037.611.000
LUCRO ANTES DAS PARTICIPAÇÕES
DOS EMPREGADOS E
ADMINISTRADORES E DA PARTICIPAÇÃO
MINORITÁRIA
19.470.592.000, #
19.507.634.496
19.573.420.000
19.619.445.531
7.891.306.000
-783.224.000, 0
(*)-784.714.071,
-894.442.000
RECEITAS (DESPESAS) NÃOOPERACIONAIS
LUCRO ANTES DA CONTRIBUIÇÃO
SOCIAL, DO IMPOSTO DE RENDA, DAS
PARTICIPAÇÕES DOS EMPREGADOS E
ADMINISTRADORES E DA PARTICIPAÇÃO
MINORITÁRIA
Participações dos empregados e
administradores (nota 14)
LUCRO ANTES DA PARTICIPAÇÃO
MINORITÁRIA
Participação minoritária
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
LUCRO LÍQUIDO POR AÇÃO DO CAPITAL
INTEGRALIZADO NO FIM DO EXERCÍCIO R$ (NOTA 15A)
(*)-896.545.217,
-0
-0
(*)-974.673.742,
(*)-3.048.563.675,
7.919.759.582
-444.094.000 -0
(*)-445.695.264,
-0
18.687.368.000, #
18.722.920.424
-826.614.000, 0
(*)-828.186.620,
17.860.754.000, #
17.894.733.804
16,29 #
16,32
18.678.978.000
-884.309.000 -0
17.794.669.000
18.722.900.313
7.447.212.000
(*)-886.388.390,
650.579.000
17.836.511.922
8.097.791.000
16,27
7,46
16,23 #
7.474.064.318
0
(*)652.924.784,
8.126.989.102
7,49
0
(*) CÁLCULO PROPORCIONAL
(*) CÁLCULO PROPORCIONAL
(*) CÁLCULO PROPORCIONAL
Fl. 48 de 50
3.3.4 – Gráficos da Evolução dos Valores por Reversão de Impairment-SFAS
19.
AUMENTO DO IMPOSTO DE RENDA COM
REVERSÃO DE IMPAIRMENT POR
AUMENTO DE PRODUÇÃO
AUMENTO DA CONTRIBUIÇÃO SOCIAL COM
REVERSÃO DE IMPAIRMENT POR AUMENTO DE
PRODUÇÃO
5.000.000.000
14.000.000.000
12.000.000.000
4.000.000.000
10.000.000.000
RECALCULADO
RECALCULADO
3.000.000.000
8.000.000.000
6.000.000.000
Impost o de renda
(not a 12c)
4.000.000.000
1.000.000.000
2.000.000.000
0
0
2.002
2.003
1
2.004
AUMENTO DA PARTICIPAÇÃO DOS
MINORITÁRIOS NO LUCRO, COM A
REVERSÃO DE IMPAIRMENT POR AUMENTO
DA PRODUÇÃO
2.000.000.000
2
3
AUMENTO DA PARTICIPAÇÃO DOS
EMPREGADOS E ADMINISTRADORES NO
LUCRO, COM A REVERSÃO DE IMPAIRMENT
POR AUMENTO DE PRODUÇÃO
2.000.000.000
1.500.000.000
1.000.000.000
500.000.000
RECALCULADO
RECALCULADO
1.500.000.000
Participação
minoritária
1.000.000.000
500.000.000
0
0
1
2
3
1
AUMENTO DO LUCRO LÍQUIDO COM A
REVERSÃO DE IMPAIRMENT POR AUMENTO DA
PRODUÇÃO
40.000.000.000
2
3
Participações dos
empregados e
administradores
AUMENTO DO LUCRO LÍQ. POR AÇÃO, COM A
REVERSÃO DE IMPAIRMENT POR AUMENTO
DE PRODUÇÃO
RECALCULADO
35,00
RECALCULADO
30.000.000.000
30,00
25,00
20,00
15,00
20.000.000.000
10.000.000.000
LUCRO LÍQUIDO
DO EXERCÍCIO
0
1
18
Contribuição social
(nota 12c)
2.000.000.000
2
3
Fontes: Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A
10,00
5,00
0,00
1
2
3
LUCRO LÍQUIDO
POR AÇÃO DO
CAPITAL
INTEGRALIZAD
O NO FIM DO
18
Fl. 49 de 50
4 – CONCLUSÃO:
A efetiva busca de alternativas onde podemos contribuir para melhoria dos
processos da empresa foi a inspiração para este trabalho, pois o mercado literário
apresenta muito pouca literatura, principalmente em português, onde é quase artigo
raro.
O exercício desta busca me levou até o SFAS 19 (Financial Accounting
Standards nº. 19) que permite a reversão contábil dos campos que sofreram
Impairment, desde que existam fatores que justifiquem tal procedimento. No caso
estudado, o aumento da Produção de todos os campos pós Impairment.
No detalhamento da metodologia onde mostramos a influência dos ajustes
contábeis na Demonstração do Resultado dos Exercícios (DRE), pudemos confirmar
que a utilização do SFAS 19 apresenta uma vantagem financeira para a Petrobras Petróleo Brasileiro S/A ao invés da utilização do SFAS 144, já que este não permite
reversão contábil dos campos que sofreram Impairment.
Os dados empregados foram fornecidos pelas áreas envolvidas da
Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A, já que se pretendia mostrar os dados os mais
fiéis possíveis e o resultado o mais coerente também possível.
Em face das considerações contidas nos 2 SFAS, podemos chegar à
conclusão que o objetivo de apresentar um conteúdo que nos possibilite demonstrar
um resultado financeiro melhor ao mudarmos um procedimento e obtermos
vantagens competitivas para os envolvidos, governo, acionistas, empregados, posso
dar por satisfeito que o objetivo foi atingido com mérito, pois demonstramos que
todos ganham com esta mudança.
Esperamos que este trabalho exerça o papel de questionador dos fatos e
alcance o objetivo da proposta de mudança de procedimento, fazendo com que
nossos Balanços tenham valores maiores para os acionistas, para o governo e para
os empregados, já que o emprego do SFAS 19 demonstrou o aumento proporcional
do lucro e aumento proporcional da Participação nos Lucros pelos Empregados.
Fl. 50 de 50
Agora cabe à Direção da empresa adotar ou não este novo procedimento
se assim julgar conveniente.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS
Financial Accounting Financial Accounting Standards Board – FASB. Statements of
Financial Accounting Standards n°144 - Accounting f or the Impairment or Disposal of
Long-lived Assets . EUA, 2001. Disponível em: <www.fasb.org>
KPMG. Normas internacionais: SFAS 144 – contabilização do “impairment” ou baixa
de ativos de longa duração. DPP News, São Paulo, n.5, p.4-5.
Santos, José Luiz dos, Estudo de Teste de Impairment para ativos de longa duração:
tratamento contábil de acordo com o SFAS 144, Nilson Perinazzo Machado, Paulo
Schmidt.
Financial Accounting Standards Board – FASB. Statements of Financial Accounting
Standards n°19 - Financial Accounting and Reporting by Oil and Gas Producing
Companies. EUA, 1977. Disponível em: www.fasb.org
FIPECAFI – Fundação Instituto de Pesquisas Contábeis, Atuariais e Financeiras. Manual de
contabilidade das sociedades por ações: aplicável às demais sociedades. 6 ed. São
Paulo: Atlas, 2003.
Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A. Relatório das Demonstrações Contábeis da
Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A, exercício de 2001, 2002, 2003 E 2004,
Disponível em: <www.petrobras.com.br>.