UNIVERSIDADE CÂNDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”
PROJETO A VEZ DO MESTRE
IMPAIRMENT
Redução no Valor Recuperável de Ativos
Por: Alex Barbosa Paiva
Orientador
Prof. Luciano Gerard
Rio de Janeiro
2010
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UNIVERSIDADE CÂNDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”
PROJETO A VEZ DO MESTRE
IMPAIRMENT
Redução no Valor Recuperável de Ativos
Apresentação
de
monografia
à
Universidade Cândido Mendes como
requisito parcial para obtenção do grau
de
especialista
em
controladoria.
Por: Alex Barbosa Paiva
auditoria
e
3
AGRADECIMENTOS
Primeiramente
agradeço
à
Minha
Esposa, que me deu forças para iniciar
e concluir esta pós-graduação, bem
como me apoiou no processo de
pesquisa
e
desenvolvimento
da
monografia. Sou grato também aos
meus
pais,
que
sempre
me
incentivaram a buscar o melhor e
investir em meu futuro, assim como aos
meus colegas da Petrobras, que me
disponibilizaram material para agregar
valor ao meu estudo.
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DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho em especial à
minha esposa, Patrícia, aos meus pais,
Nizia e Edison e à minha irmã, Aline.
Por eles luto na vida em busca do
crescimento profissional e como forma
de retribuição pelo amor e carinho que
sempre tiveram comigo, além de me
fazerem acreditar que sou capaz de
lutar e vencer.
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RESUMO
Este trabalho busca analisar a aplicação do teste de impairment, uma vez que
é obrigatório para as demonstrações contábeis encerradas desde 31 de
dezembro de 2008 para todas as empresas de grande porte e de capital
aberto, e salutar para todas aquelas que queiram imprimir em suas
demonstrações atributos de transparência e seriedade, conceitos estes
alicerçados no modelo de governança corporativa que vem se firmando no
Brasil e no mundo.
Tentaremos, aqui, explorar a necessidade de realização e a forma de aplicação
do teste de impairment em grandes empresas, sobretudo nas do segmento de
energia, como a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras. Esse assunto é de grande
importância para a contabilidade, pois o teste visa a assegurar que os ativos
não estejam avaliados, contabilmente, por um valor superior àquele passível de
ser recuperado no tempo, por uso nas operações ou por venda.
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METODOLOGIA
Para atendimento aos objetivos propostos este estudo caracteriza-se como
descritivo e delineado por meio de pesquisa bibliográfica, a qual ofereceu
suporte e fundamentação teórica, e pesquisa documental e de análise de casos
múltiplos.
Para a realização deste trabalho foram utilizados livros da área de
Contabilidade, artigos de revistas e, sobretudo, informações disponíveis na
internet e obtidas diretamente na Contabilidade da Petrobras.
Sob a ótica da Teoria da Contabilidade e Contabilidade Internacional, a
apresentação das normas norte-americanas, internacionais e brasileiras,
relativas aos procedimentos do reconhecimento da perda de recuperabilidade
do ativo (impairment), também assume as características de uma pesquisa
documental, no sentido de coleta de dados nos relatórios financeiros da
Comissão de Valores Mobiliários - CVM e da Securities Exchange Commission
- SEC.
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SUMÁRIO
INTRODUÇÃO
CAPÍTULO I
A IMPORTÂNCIA DO PETRÓLEO
1.1 – Principal fonte de energia
1.2 – A exploração e a produção no Brasil
1.3 – Fontes de energia renováveis e não renováveis
1.3.1 – Oferta de energia no Brasil e no mundo
1.3.2 – Energias renováveis
1.4 – O processo de exploração e produção (E&P)
1.4.1 – Descobertas do Pré-Sal
CAPÍTULO II
CONTABILIDADE DE PETRÓLEO E GÁS
2.1 – Tratamento contábil
2.1.1 – Método dos Gastos Totais – Full Cost
2.1.2 – Método dos Esforços Bem Sucedidos – Successful Efforts Cost
2.1.3 – Comparação entre os Métodos de Contabilização de Petróleo e Gás
CAPÍTULO III
REDUÇÃO NO VALOR RECUPERÁVEL DE ATIVOS - IMPAIRMENT
3.1 – Avaliação dos ativos
3.1.1 – Normas Internacionais
3.1.2 – Normas Brasileiras
3.2 – Pronunciamento Técnico CPC 01: Redução no Valor Recuperável de
Ativos
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3.2.1 – Identificação da Unidade Geradora de Caixa (UGC) à qual um ativo
pertence
3.2.2 – Valor Recuperável e valor contábil de uma UGC
3.2.3 – Composição de estimativas de fluxos de caixa futuros
3.2.4 – Taxa ou Taxas de Desconto
3.2.5 – Ágio em decorrência de expectativa de resultados futuros (goodwill)
CAPÍTULO IV
IMPAIRMENT NA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E GÁS
4.1 – Particularidades do segmento
4.2 – Impairment em Propriedades não Provadas
4.3 – Impairment em Propriedades Provadas
4.4 – Elaboração das Estimativas de Fluxos de Caixa Futuros
4.5 – Determinação do Valor Justo (Fair Value) dos Ativos de petróleo e Gás
CAPÍTULO V
IMPAIRMENT NAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS DA PETROBRAS
5.1 – Divulgação das informações
5.2 – Valorização dos fluxos de caixa futuros descontados líquidos
relacionados a quantidades provadas de petróleo e gás e as correspondentes
movimentações
5.3 – Resultados do teste de impairment
5.4 – Impairment do ágio com expectativa de rentabilidade futura
5.5 – Análises dos impactos causados nas demonstrações contábeis da
Petrobras em decorrência do impairment
CONCLUSÃO
BIBLIOGRAFIA
ANEXOS
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INTRODUÇÃO
Dentre as atividades de uma empresa de energia, a de exploração e produção
de óleo e gás caracteriza-se por ser tipicamente de capital intensivo, envolver
altos riscos e longos prazos de maturação do investimento, evidenciando
valores altamente significativos dos ativos empregados e, consequentemente,
apresentando dificuldade na recuperação dos montantes capitalizados.
Assim os testes para verificar a recuperação do valor dos ativos ganham
importância acentuada para o setor. Nesse contexto, o presente trabalho
objetiva realizar um levantamento dos principais pronunciamentos dos órgãos
contábeis nacionais e internacionais sobre desvalorização de ativos, efetuando
uma análise para se determinar como fatores extrabalanço se relacionam com
as despesas de impairment reconhecidas pelas empresas de energia que
exploram e produzem petróleo.
Apesar da importância do setor petrolífero, existe uma escassez de literatura
nacional específica relacionada aos aspectos contábeis das atividades de
exploração e produção de petróleo, além de ainda não existirem normas
contábeis específicas nem um plano de contas estruturado para o setor no
Brasil.
Nesse contexto, este estudo se justifica pela importância do setor petrolífero
para a economia brasileira e mundial, pela representatividade que as perdas
por impairment podem ocasionar no resultado das empresas desse segmento e
pela contribuição aos usuários das demonstrações contábeis na compreensão
das informações divulgadas pelas empresas em relação aos impactos da
adoção do impairment em seus ativos. Cabe ressaltar que a redução no valor
recuperável dos ativos tende a evitar a superavaliação desses bens, o que
ocasionaria riscos aos investidores.
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CAPÍTULO I
A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
1.1 – Principal fonte de energia
O petróleo representa a principal fonte de energia primária consumida no
mundo e movimenta bilhões de dólares diariamente em atividades industriais
gigantescas, sendo imprescindível às facilidades e comodidades da vida
moderna.
Além disso, os benefícios proporcionados pelo setor petrolífero são verificados
em termos de finanças públicas, balança comercial, geração de emprego,
pesquisa e desenvolvimento tecnológico, bem como em termos fiscais, em
razão da multiplicidade de fatos geradores de impostos a ele associados.
O desempenho da indústria do petróleo e da economia mundial está também
condicionado ao preço desse produto no mercado internacional. As oscilações
no preço da commodity causadas pelo poder de mercado dos grandes
demandantes ou pelo poder dos grandes produtores (principalmente os
associados a Organização dos Países Exportadores de Petróleo – OPEP),
afetam tanto a economia dos países desenvolvidos quanto a dos em
desenvolvimento (ARAGÃO, 2005).
No ano de 2009, conforme ranking divulgado pela revista de negócios Fortune,
dentre as dez maiores empresas do mundo em faturamento anual, sete eram
petrolíferas, com os seguintes montantes: Royal Dutch Shell (Holanda) – US$
458 bilhões, Exxon Mobil (EUA) – US$ 442 bilhões, BP (Grã-Bretanha) – US$
367 bilhões, Chevron (EUA) – US$ 263 bilhões, Total (França) – US$ 234
bilhões, ConocoPhillips (EUA) – US$ 230 bilhões, Sinopec (China) – US$ 207
bilhões.
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No Brasil, segundo Aragão (2005, p. 1), a estimativa da contribuição média do
setor de petróleo no Produto Interno Bruto (PIB) tem sido crescente,
apresentando as seguintes médias: 2,44% (anos 60), 2,79% (anos 70), 4,20%
(anos 80), 3,36% (1990/97) e 4,94% (1998/2003).
Com base na revista Exame (Edição 952; setembro/2009), em 2009,
continuando a trajetória de crescimento observada após a Lei 9478/97, a
representatividade do setor petrolífero alcançou 10% do PIB. Com o pré-sal, a
estimativa é que essa participação chegue a 20% até 2020.
A relevância da indústria mundial do petróleo está além de sua posição
energética, pois impacta significativamente em outros segmentos da cadeia
produtiva, influência esta que pode ser verificada em termos econômicos,
políticos e financeiros. O investimento estimado do setor para o período de
2001 a 2030 é de US$ 3,04 trilhões, distribuídos em: US$ 2,18 trilhões para o
segmento de exploração e produção (72%); US$ 395 bilhões para o refino
(13%) e US$ 456 milhões para os demais segmentos (15%) (ARAGÃO, 2005).
1.2 – A exploração e a produção no Brasil
A Petróleo Brasileiro S.A. — Petrobras foi constituída em 1953, a fim de
conduzir as atividades de hidrocarboneto do governo brasileiro. A companhia
começou suas operações em 1954 e por cerca de quarenta anos conduziu
atividades de refino e produção de petróleo bruto e gás natural no Brasil.
Na década de 90, numa série de medidas legislativas o Estado brasileiro
renunciou a seu monopólio sobre as atividades de petróleo e gás. Em 9 de
novembro de 1995, a Constituição do Brasil foi alterada a fim de autorizar o
governo brasileiro a contratar com qualquer empresa estatal ou privada para
conduzir atividades nas áreas de exploração e produção (upstream) e
abastecimento (downstream) de petróleo e gás no Brasil.
12
Em 6 de agosto de 1997, o Brasil promulgou a Lei do Petróleo (Lei Nº 9.478),
que estabeleceu a concorrência nos mercados brasileiros de petróleo bruto,
derivados de petróleo e gás natural. Com vigência a partir de 2 de janeiro de
2002, o Brasil desregulamentou os preços do petróleo, derivados de petróleo e
gás natural.
Em 2008, conforme comentado no Relatório Form 20-F da Pertobras, a
produção média nacional diária de hidrocarbonetos pela empresa foi de 2.176
mboe/d (milhares de barris de óleo equivalente por dia), uma estimativa de
98,5% do total do Brasil. Mais de 84% das reservas provadas da empresa
estão localizadas em campos grandes, contíguos e altamente produtivos na
costa da Bacia de Campos, permitindo que concentre sua infraestrutura
operacional e restrinja seus custos de exploração, desenvolvimento e
produção.
Em 40 anos de desenvolvimento das bacias marítimas do Brasil, a Petrobras
desenvolveu uma habilidade especial na exploração e produção em águas
profundas, que a empresa explora tanto no Brasil, quanto em outras províncias
petrolíferas marítimas.
No Brasil os dados estatísticos da Agência Nacional do Petróleo – ANP
apresentam as “reservas totais”, que consideram o somatório de reservas
provadas, prováveis e possíveis, sinalizando o limite superior da disponibilidade
de reservas de petróleo.
Segundo dados recentes da ANP, de um total aproximado de 21 bilhões de
barris em 2008, 92,8 % das reservas totais nacionais de petróleo se localizam
no mar (campos “off shore”), e o restante se localiza em campos terrestres.
Três estados respondem pela maior parcela de contribuição das reservas
terrestres: Bahia (32%), Rio Grande do Norte (24%) e Sergipe (23%). Já as
reservas brasileiras “off shore” situam-se, basicamente, em estados da Região
Sudeste: Rio de Janeiro (84%) e Espírito Santo (12%). A participação dos
demais estados é marginal.
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Um indicador relevante se refere à razão entre as reservas provadas e as
reservas totais, que se situou em torno de 0,61 em 2008, ou seja, do volume
total de reservas conhecidas no Brasil, cerca de 61% são consideradas
economicamente recuperáveis com as condições atuais de tecnologia e preço.
As reservas totais de petróleo no Brasil vêm crescendo sistematicamente na
última década, graças às descobertas “off shore”. As reservas em terra
praticamente não se alteraram.
1.3 – Fontes de energia renováveis e não renováveis
Tecnicamente, o petróleo é constituído, basicamente, por uma mistura de
compostos químicos orgânicos, os chamados hidrocarbonetos. Assume a
forma gasosa quando é composto de moléculas de pequeno tamanho e o
estado físico líquido quanto os hidrocarbonetos são compostos por moléculas
maiores, considerando as condições normais de temperatura e pressão
(THOMAS, 2004, p. 4).
O petróleo ocupa papel de destaque na matriz energética global, uma vez que
o crescimento e o desenvolvimento econômico dependem grandemente, entre
outros fatores, das fontes de energia provenientes do petróleo. O Gráfico 1
demonstra como está distribuído o consumo energético mundial, desde a
década de oitenta, das principais fontes de energia.
Na análise da distribuição do consumo de energia, percebe-se que as matrizes
energéticas mundial e brasileira estão mais baseadas em recursos minerais de
fontes não renováveis, conforme demonstrado no subitem a seguir.
1.3.1 – Oferta de energia no Brasil e no mundo
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Em razão de sua importância para a economia mundial, o petróleo é fator
decisivo na geopolítica mundial. O crescimento econômico está diretamente
associado à disponibilidade de energia, mas sabe-se que a distribuição das
reversas de petróleo não ocorre de maneira uniforme no planeta e que o
consumo é maior em regiões de economia desenvolvida.
O levantamento feito pela gigantesca petrolífera British Petroleum - BP em
2006, com dados de 2005, mostra que os 1.200,7 bilhão de barris de petróleo
disponíveis como reservas provadas no planeta e os 179,83 trilhões de metros
cúbicos de gás natural estão distribuídos da seguinte maneira: 51%
concentrados no Oriente Médio, 24% na Europa e Euroásia, 9% na América
Central e do Sul, 6% na África, 6% na região da Ásia-Pacifico e 4% na América
do Norte. Demonstramos a seguir a distribuição das principais fontes de
energia do Brasil e do mundo.
Fonte: site do Ministério das Minas e Energia
1.3.2 – Energias renováveis
As fontes de energia mais utilizadas pelo homem são as chamadas de “nãorenováveis”, as quais se encontram na natureza em quantidades limitadas e se
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extinguem com a sua utilização. Uma vez esgotadas, as reservas não podem
ser regeneradas. Consideram-se fontes de energia não renováveis os
combustíveis fósseis (carvão, petróleo bruto e gás natural) e o urânio, que é a
matéria-prima necessária para obter a energia resultante dos processos de
fissão ou fusão nuclear.
Todas essas fontes de energia têm reservas finitas, uma vez que é necessário
muito tempo para repô-las, e a sua distribuição geográfica não é homogênea,
ao contrário das fontes de energia renováveis, originada graças ao fluxo
contínuo de energia proveniente da natureza.
Geralmente, as fontes de energia não-renováveis são denominadas fontes de
energia convencionais, uma vez que o sistema energético atual assenta na
utilização dos combustíveis fósseis. São também consideradas energias sujas,
já que sua utilização é causa direta de importantes danos para o meio
ambiente e para a sociedade: destruição de ecossistemas, danos em bosques
e aquíferos, doenças, redução da produtividade agrícola, corrosão de
edificações, monumentos e infra-estruturas, deterioração da camada de ozônio
ou chuva ácida. Sem esquecer os efeitos indiretos, como os acidentes em
sondagens petrolíferas e minas de carvão ou a contaminação por
derramamentos químicos ou de combustível.
Em razão das características acima apresentadas, a Petrobras tem
concentrado grandes esforços no estudo e desenvolvimento de energias
renováveis, prevendo, inclusive, investimento de US$ 669 milhões até 2013 em
projetos que incluem geração de energia elétrica por meio de usinas eólicas,
solares e PCHs.
Energia eólica
A Petrobras desenvolveu projetos próprios em locais em que seu Centro de
Pesquisa - Cenpes vem realizando a medição do potencial eólico há anos.
Algumas parcerias também foram firmadas para a participação, em 2009, do
leilão específico de energia eólica preparado pelo Governo Federal. O primeiro
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projeto de energia eólica do Governo, a Usina Piloto de Macau, com 1,8 MW
instalados, completou cinco seis de operação, atingindo a marca de 24.500
MWh produzidos desde sua implantação, evitando a emissão de cerca de 6 mil
toneladas de CO2 por ano para a atmosfera.
Energia solar
A Petrobras possui oito sistemas termossolares instalados em refinarias,
fábricas de fertilizantes e no edifício sede da companhia, para aquecimento da
água destinada a vestiários e refeitórios. Ao longo de 2008, esses sistemas,
totalizando 2.180 m2 de coletores planos fechados, evitaram a emissão de 309
toneladas de CO2 para a atmosfera. Também em 2008, em busca da
conservação energética e contribuição para o meio ambiente, sem perder o
foco no vetor econômico, tiveram continuidade os trabalhos de prospecção,
análises técnicas e financeiras, e elaboração de projetos básicos.
Pequenas centrais hidrelétricas (PCHs)
Foram realizados estudos de otimização do projeto da PCH Pira, que prevê
capacidade instalada de 19,5 MW e será construída pela Petrobras no Rio do
Peixe, em Santa Catarina. O impacto ambiental será baixo, pois a área prevista
para o seu reservatório é de 0,3 km2, considerada pequena mesmo quando
comparada à de outras PCHs, que, na maioria dos casos, apresentam áreas de
até 3 km2.
Em 2009 foram desenvolvidos novos projetos de PCHs, visando ampliar a
carteira de empreendimentos da companhia.
1.4 – O processo de exploração e produção (E&P)
A exploração e a produção de petróleo estão voltadas para a descoberta e a
extração de reservas de óleo e gás natural, que são o nosso principal ativo.
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As acumulações de óleo e gás natural ocorrem, predominantemente, em
formações geológicas sedimentares. A existência dessas acumulações é
inferida por meio de métodos indiretos e confirmada, ou não, por meio da
perfuração de poços pioneiros.
A ocorrência de petróleo depende da combinação de vários fatores que
determinam
os
diferentes
riscos
exploratórios
nas
diversas
bacias
sedimentares. Uma vez que a avaliação destes riscos se apóia na
interpretação de dados geológicos, quanto mais informações disponíveis,
menores serão os riscos envolvidos.
A ocorrência de petróleo é definida pelos volumes de matéria orgânica
presentes nas rochas sedimentares e pelas condições geológicas favoráveis,
ou seja, (a) soterramento suficiente para que com aumento da pressão e
temperatura, a matéria orgânica se transforme em petróleo, (b) dutos de
migração, para que o petróleo expelido das rochas geradoras migre para (c)
rochas-reservatório porosas e permeáveis, (d) recobertas por rochas
impermeáveis (selos) (e) dispostas em trapas (armadilhas) estruturais ou
estratigráficas, permitindo que o petróleo gerado migre e se acumule. Se a
acumulação
tiver
porte
(volume)
suficiente,
poderá
ser
explotado
comercialmente.
Confirmada a acumulação de petróleo, novos poços são perfurados com vistas
a delimitar a jazida e permitir a avaliação técnico-econômica da extração.
Uma vez determinada a atratividade econômica, é executado um projeto de
lavra (desenvolvimento da produção), que requer investimentos adicionais na
perfuração de poços e na implantação de instalações industriais.
Esse processo requer, desde a descoberta até o início da produção, cinco
anos, em média, na atividade marítima, e de um a dois anos, na atividade
terrestre. A partir daí, a vida útil do projeto é da ordem de quinze anos. O ciclo
de vida do projeto de produção se encerra com a sua desativação, que requer
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recursos adicionais para o abandono das instalações de produção e dos poços
de petróleo.
A ocorrência de petróleo é definida pelos volumes de sedimentos orgânicos e
pelas condições geológicas favoráveis para acumular o óleo ou o gás formado,
e existentes há milhões de anos.
O petróleo bruto é uma complexa mistura de hidrocarbonetos e outros
compostos, que não é utilizável em sua forma natural, e necessita ser
processado em unidades industriais (refinarias), para obtenção dos seus
derivados (GLP ou gás de cozinha, gasolina, nafta petroquímica, solventes,
querosenes, óleo diesel, óleos lubrificantes, parafinas, óleo combustível, asfalto
e outros).
O processamento do petróleo é iniciado pela destilação, que permite a
separação de diversas correntes (GLP, nafta, querosenes, óleo diesel,
gasóleos e óleo combustível). Algumas dessas correntes sofrem um
processamento secundário para conversão em outros produtos, enquanto
outras passam por um tratamento para melhoria de suas características e
atendimento das exigências dos consumidores expressas nas especificações
de qualidade.
As refinarias recebem o petróleo através de dutos desde os campos
petrolíferos ou de terminais marítimos, onde é desembarcado de navios
petroleiros. O transporte dos produtos acabados é efetivado também por dutos
até as bases de distribuição ou terminais expedidores, de onde os produtos são
carregados em navios especializados, em vagões-tanque ou caminhões para
entrega ao mercado consumidor.
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos gasosos que tem a vantagem
de poder ser utilizado diretamente ou após um processamento menos
complexo (do que o petróleo bruto), onde são removidos os componentes mais
pesados (GLP e gasolina natural). Sua entrega ao mercado é usualmente feita
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através de gasodutos de transporte, aos quais são interligadas as redes de
distribuição.
O gás natural é utilizado como matéria-prima petroquímica ou para fertilizantes,
ou como energético em substituição a outros combustíveis. Outras utilizações,
em menor escala, são: como redutor siderúrgico, como combustível automotivo
e para uso domiciliar através de redes de distribuição de gás canalizado.
1.4.1 – Descobertas do Pré-Sal
O termo pré-sal refere-se a um conjunto de rochas localizadas nas porções
marinhas de grande parte do litoral brasileiro, com potencial para a geração e
acúmulo de petróleo. Convencionou-se chamar de pré-sal porque forma um
intervalo de rochas que se estende por baixo de uma extensa camada de sal,
que em certas áreas da costa atinge espessuras de até 2.000m.
O termo pré é utilizado porque, ao longo do tempo, essas rochas foram sendo
depositadas antes da camada de sal. A profundidade total dessas rochas, que
é a distância entre a superfície do mar e os reservatórios de petróleo abaixo da
camada de sal, pode chegar a mais de 7 mil metros.
As maiores descobertas de petróleo, no Brasil, foram feitas recentemente pela
Petrobras na camada pré-sal localizada entre os estados de Santa Catarina e
Espírito Santo, onde se encontrou grandes volumes de óleo leve. Na Bacia de
Santos, por exemplo, o óleo já identificado no pré-sal tem uma densidade de
28,5º API (índice de pressão atmosférica), baixa acidez e baixo teor de enxofre.
São características de um petróleo de alta qualidade e maior valor de mercado.
O sucesso da atividade exploratória na seção pré-sal das bacias sedimentares
brasileiras do Sul e Sudeste marcou o ano de 2008, o que deverá sustentar o
crescimento da produção de petróleo nas próximas décadas.
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Na Bacia de Santos, em agosto daquele ano, por exemplo, a companhia
descobriu significativa acumulação de óleo leve e gás natural, com volume
recuperável estimado entre 3 e 4 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) na
área conhecida como Iara (bloco original BM-S-11). Essa descoberta decorreu
da perfuração do poço 1-RJS-656, a cerca de 230 km do litoral da cidade do
Rio de Janeiro, em lâmina d’água de 2.230 metros. A nova área soma-se à de
Tupi, descoberta em 2006 no mesmo bloco, com volume recuperável estimado
entre 5 e 8 bilhões de boe, conforme anunciado em novembro de 2007. A
Petrobras detém 65% dessa concessão e está associada, na área, à BG Group
e à Galp Energia, que participam com 25% e 10%, respectivamente.
No litoral do Espírito Santo, ao norte da Bacia de Campos, foram feitas duas
descobertas importantes na seção pré-sal do Parque das Baleias, nos campos
de Baleia Azul e Baleia Franca, com volume recuperável total estimado entre
1,5 e 2 bilhões de boe (30º API). O volume total de óleo estimado na área do
Parque das Baleias, incluindo os reservatórios acima e abaixo da camada de
sal, chega a aproximadamente 3,5 bilhões de boe.
Em setembro, com o início do teste de longa duração do poço 1-ESS-103A,
interligado à plataforma P-34, no campo de Jubarte, no norte da Bacia de
Campos, a companhia começou a produzir na seção pré-sal do litoral do
Espírito Santo.
O portfólio de concessões exploratórias da companhia, com as aquisições e as
devoluções efetuadas em 2008, passou a contar com 265 blocos, somando
142,3 mil km². Além disso, outras 35 áreas em operação, com 12,7 mil km²,
encontravam-se em fase de avaliação de descobertas. A área exploratória da
Petrobras naquele ano totalizava 155 mil km².
Está em discussão no governo o modelo que deverá ser adotado para a
exploração do pré-sal, que poderá ser de concessão ou de partilha. No primeiro
as empresas são proprietárias do óleo que encontram, em troca de pagamento
de royalties, participações especiais e outras taxas. Na segundo o Estado é
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remunerado com o petróleo extraído, em parcelas que podem passar da
metade da produção, dependendo da regulamentação adotada.
CAPÍTULO II
CONTABILIDADE DE PETRÓLEO E GÁS
2.1 – Tratamento contábil
Apesar de alguns países terem emitido normas específicas, ainda não existe
pronunciamento contábil uniforme para a indústria de petróleo e gás. Talvez
por esse motivo, a regra contábil mais utilizada no tratamento dos gastos das
empresas desse segmento seja a norte-americana SFAS nº 19 – Financial
Accounting and Reporting by Oil and Gas Producing Companies e Disclosures
About Oil and Gás Producing Activities.
Além das reservas, o tratamento contábil dos outros gastos de E&P, tais como:
pré-licença de prospecção; aquisição ou contratação dos diretos de exploração;
exploração, delimitação e avaliação; desenvolvimento, produção e abandono,
também é diferenciado entre as normas. A principal questão que se discute
está relacionada à escolha entre a capitalização dos gastos (ativação) ou à
contabilização diretamente no resultado.
Em decorrência dessa questão, os métodos mais largamente utilizados, com
base nas normas norte-americanas, são o método dos gastos totais (Full Cost)
e o método dos esforços bem sucedidos (Successful Efforts Cost).
A escolha do método de contabilização depende do porte da empresa.
Geralmente as empresas de médio porte utilizam o full cost, enquanto que as
maiores do setor adotam o successful efforts cost. Apesar das diferenças,
percebe-se que em ambos os métodos, a avaliação dos ativos está fortemente
baseada no custo histórico.
22
2.1.1 – Método dos Gastos Totais – Full Cost
Este método foi desenvolvido na década de 50, sendo a Belco Petroleum a
primeira corporação a utilizá-lo em 1957. Geralmente é adotado por empresas
de pequeno e médio porte e em especial por aquelas que buscam recursos no
mercado de capitais, por acreditarem que esse método é mais justo ao
demonstrar os ganhos com menos volatilidade (JOHNSTON; JOHNSTON,
2006).
Este método preceitua que os gastos decorrentes das atividades de geologia e
geofísica, poços secos na fase exploratória, custos de aquisição de área, poços
exploratório com sucesso, poços secos na fase de desenvolvimento e
desenvolvimento
de
poços
bem
sucedidos,
são
todos
capitalizados
independentemente do sucesso da exploração do campo.
Os critérios de contabilização deste método são regulados pelo Regulation SX
Rule 4-10.
2.1.2 – Método dos Esforços Bem Sucedidos – Successful Efforts Cost
Estabelecido na década de 70, com sua utilização o FASB tentou definir este
método como o único para as empresas de petróleo e gás, mas em função do
lobby das empresas de pequeno e médio porte, permitiu-se a adoção dos
métodos Full Cost e Sucessful Efforts Cost, a critério das empresas.
Segundo esta metodologia, serão reconhecidos como despesa diretamente no
resultado os gastos com geologia e geofísica e com poços secos ou não
econômicos na fase exploratória, sendo capitalizados os demais gastos como o
custo de aquisição de área, poços exploratórios com sucesso, poços secos na
fase de desenvolvimento e desenvolvimento de poços bem sucedidos.
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Segundo Silva (2004), o método dos esforços bem sucedidos somente
capitaliza como custo do ativo de petróleo e gás os custos das atividades que
resultem na descoberta de reservas de petróleo economicamente viáveis. Os
custos exploratórios de poços secos, custos de geologia e geofísica em geral,
bem como outros custos relativos a propriedades não-provadas são
considerados como despesas do período. De maneira geral, os custos
capitalizados são amortizados pelo método das unidades produzidas, tendo por
base as reservas provadas.
2.1.3 – Comparação entre os Métodos de Contabilização de Petróleo e
Gás
Segundo Silva (2004), a principal diferença entre o método dos gastos totais e
o método dos esforços bem sucedidos refere-se aos custos que não podem ser
diretamente relacionados às descobertas de reservas específicas de petróleo e
gás.
Em outras palavras, a diferença básica entre estes dois métodos concentra-se
nos custos de exploração que serão capitalizados como custos de poços
produtivos.
A diferença de metodologia reflete diretamente no valor do ativo fixo,
considerando que os métodos não registram a totalidade das reservas,
somente reconhecem os gastos para explorar e desenvolver as áreas.
Percebe-se que no método dos gastos totais (full cost), os ativos fixos tendem
a ser maiores do que os ativos fixos reconhecidos pelo método dos esforços
bem sucedidos devido, basicamente, à capitalização dos gastos com geologia
e geofísica e com os gastos exploratórios.
Godoy (2004. p, 107), comparando os dois métodos de contabilização, pondera
que o método de esforços bem sucedidos é mais conservador que o método da
capitalização total, considerando que os gastos que não apresentam relação
direta entre os ativos e algum valor identificável devem ser lançados para
24
despesas. Os custos relacionados à descoberta de poços secos é um exemplo
desse entendimento.
As principais diferenças entre os métodos de contabilização são sumarizadas e
destacadas pelo SFAS 19, parágrafo 110:
a) Categorias de reservas utilizadas como base da amortização;
b) Para os casos em que os custos de desenvolvimento são antecipados,
desde que os custos de aquisição, exploração e desenvolvimento forem
amortizados com base no total das reservas presentes;
c) Na medida de agregação das propriedades quando da amortização;
d) Nas bases de determinação das taxas de amortização de produção
conjunta de petróleo e gás;
e) Nas categorias de reservas e os métodos de avaliação utilizados para
estabelecer o limite dos gastos capitalizados (celling test); e
f) Na definição dos critérios de alocação dos custos indiretos de produção.
De uma forma mais direta, Johnston e Johnston (2006) sumarizam as
principais diferenças em relação ao tratamento dos gastos de E&P,
considerando os dois métodos de contabilização, as quais podem ser
observadas no quadro abaixo:
25
Fonte: Adaptado Johnston e Johnston (2006)
O método do full cost é mais restritivo em relação ao reconhecimento de
despesa. Essa metodologia faz com que os resultados apresentados pelas
companhias sejam mais uniformes, de forma que os insucessos na exploração
não causam grandes oscilações nos lucros das companhias.
No método do successful efforts o resultado não é preservado, o
reconhecimento em despesa é imediato na fase de geologia e geofísica (G&G)
e nos insucessos da fase exploratória (poços secos e não comerciais). Essa
metodologia impacta fortemente o lucro das companhias que se encontram nas
fases iniciais do processo de exploração e produção, mas como esse método é
utilizado por empresas de grande porte, tais despesas não chegam a causar
distorções representativas nos ganhos das companhias.
CAPÍTULO III
REDUÇÃO NO VALOR RECUPERÁVEL DE ATIVOS - IMPAIRMENT
3.1 – Avaliação dos ativos
A aprovação da Lei n.º 11.638 em 28 de dezembro de 2007, resultado do
Projeto de Lei n.º 3.741/2000, contribuiu, entre outras coisas, para a condução
das normas contábeis brasileiras (BR-GAAP) a um padrão mundial, o que vem
sendo realizado pelos órgãos reguladores, como o Comitê de Práticas
Contábeis – CPC.
A necessidade de um consenso mundial é reconhecida tanto pelo Financial
Accounting Standards Board (FASB) quanto pelo International Accounting
Standards Board (IASB), que concordam que a convergência dos padrões
contábeis é essencial para diminuir as divergências entre os diversos padrões
contábeis que, no conjunto, causam muitos problemas na utilização,
26
preparação, auditoria e regulamentação dos relatórios financeiros (SILVA et al,
2006; SANTOS et al, 2003).
Uma das divergências discutidas na contabilidade, e que reforça a necessidade
de uma harmonização de normas e conceitos, é a definição de ativo. Para
Iudícibus (2006), das várias definições apresentadas para ativo na literatura
contábil, deve-se depreender que o ativo deve ser considerado quanto à sua
controlabilidade por parte da entidade e precisa estar incluído uma
probabilidade de serviços futuros (fluxos de caixa futuros).
Para o FASB, conforme a Statement Financial Accounting Concepts – SFAC nº
6, ativos são prováveis benefícios econômicos futuros obtidos ou controlados
por uma entidade particular como resultado de transações ou eventos
passados.
A valoração de um ativo, de acordo com a teoria contábil, deve levar em
consideração a probabilidade de obtenção de benefícios futuros pela entidade
que o controla. Deste conceito, Iudícibus et al (2007, p. 202) depreende que o
valor econômico de um ativo permanente é estimado pelo valor presente dos
benefícios líquidos futuros decorrentes de seu uso. Em outras palavras, esse
valor presente é o valor econômico que o ativo gerará no futuro e deve ser
suficiente para cobrir pelo menos o seu custo.
Dentro
deste
contexto,
surge
o
teste
de
impairment
ou
teste
de
recuperabilidade do custo de um ativo, que objetiva assegurar que os ativos
não estejam registrados contabilmente por um valor superior àquele passível
de ser recuperado por uso ou por venda.
Em sua tradução literal, impairment é uma palavra em inglês que significa
deterioração. Para Martins (2006) é importante dizer que a figura do
impairment, em teoria contábil, é coisa de mais de dois séculos atrás. O ativo
se não for capaz de ter o saldo contábil recuperado ou pela venda ou pelo uso,
tem que ser baixado.
27
Atualmente, as normas mais conhecidas que regulam esse instrumento são a
SFAS 144 - Accounting for the Impairment or Disposal of Long-Lived Assets,
emitida pelo FASB, e a IAS 36 - Impairment of Assets, emitida pelo IASB.
Na atividade de E&P o teste de impairment tem grande importância e utilidade,
pois como afirmado por Santos et al (2006) a indústria do petróleo caracterizase por ser tipicamente de capital intensivo, com altos riscos nas atividades de
exploração, altos investimentos em desenvolvimento da produção e longos
prazos de maturação do investimento, evidenciando altos valores de ativos
imobilizados registrados em relação ao ativo total.
A sistemática utilizada para adequar a capacidade de geração de benefícios
futuros do ativo ao valor registrado pela contabilidade se baseia nas
metodologias de avaliação de ativos. Para fins desse estudo, limitou-se sua
discussão aos ativos de longa duração mantidos para uso.
Os ativos de longa duração são, na maioria das situações, avaliados pelo custo
histórico. A adequação ao valor justo do ativo (fair value) leva em consideração
a utilização dos ativos pela entidade, suas especificidades, operacionalidade,
fatores técnicos e de mercado. A observância desses aspectos é fundamental
para que se minimize o risco de distorção entre o critério de avaliação e o real
retorno econômico do ativo.
Segundo Rield (2004, p. 825), avaliação de ativos de longa duração para
efeitos de impairment implica em desafios significativos na sua divulgação, pois
na maioria das vezes requer uma previsão de desempenho com base,
geralmente, em previsões de valores futuros, tendo em vista que se busca
aferir o benefício econômico futuro do ativo.
Ainda de acordo com Rield (2004), essa avaliação pode não retratar o valor
justo dos ativos, os quais podem ser avaliados freqüentemente abaixo do seu
valor de liquidação. Consequentemente, a estimativa de impairment requer
julgamentos e estimativas, dando-lhe por vezes um alto grau de subjetividade.
28
3.1.1 – Normas Internacionais
As regras que disciplinam os critérios de aplicação do impairment, para as
normas internacionais, ou seja, aquelas emitidas pelo IASB estão descritas no
IAS 36 – Impairment of Asset, vigente desde julho de 1999. A norma foi
revisada em março de 2004 em decorrência da emissão do IFRS 3 – Business
Combinations.
De acordo com Riley (2002), antes da emissão do IAS 36 já existiam normas
que abrangiam algumas premissas para o reconhecimento de perdas com a
desvalorização do ativo, como o IAS 16 – Property, Plant and Equipment, o IAS
28 - Investments in Associates e o IAS 31 - Interests in Joint Ventures.
Contudo, o IAS 36 detalhou melhor os critérios de aplicabilidade do impairment
determinando questões como: identificação do bem desvalorizado; mensuração
de seu valor recuperável e reconhecimento da perda.
Além do IAS 36, o IFRS 6 – Exploration for and Evaluation of Mineral
Resources foi emitido para viabilizar a inclusão das empresas exploradoras de
recursos minerais, dentre elas as empresas petrolíferas, nas regras contábeis
internacionais quando da adoção das normas do IASB, além de mencionar a
realização do impairment nos ativos dessas empresas.
As normas norte-americanas abordam o assunto impairment em dois
pronunciamentos distintos: no SFAS 142 – Goodwill and Other Intangible
Assets, aplicável ao goodwill e ativos intangíveis e no SFAS 144 – Accounting
for the Impairment or Disposal of Long-Lived Assets, que trata dos ativos de
longa duração e de ativos colocados a disposição para venda.
3.1.2 – Normas Brasileiras
No ambiente contábil brasileiro, as principais normas que mencionam o
tratamento do impairment são: Resolução CFC nº 1.110/07; Deliberação CVM
29
527/07; e, sobretudo, o CPC01 – Redução no Valor Recuperável de Ativos,
norma que busca uniformizar as orientações contábeis sobre o tema.
3.2 – Pronunciamento Técnico CPC 01: Redução no Valor Recuperável de
Ativos
O Comitê de Pronunciamentos Contábeis é um órgão criado em 2005 e
implementado em agosto de 2006, que tem por objetivo o estudo, o preparo e a
emissão de pronunciamentos técnicos sobre procedimentos de contabilidade,
além da divulgação de informações dessa natureza, para permitir a emissão de
normas pelas entidades reguladoras brasileiras.
O Órgão visa à centralização e uniformização do processo de produção de tais
normas e leva sempre em conta a convergência da Contabilidade Brasileira
aos padrões internacionais. Participam do CPC as seguintes entidades:
ABRASCA, APIMEC NACIONAL, BMF&BOVESPA, Conselho Federal de
Contabilidade, FIPECAFI e IBRACON. Pode contar ainda com a presença de
órgãos convidados, como: Banco Central do Brasil, Comissão de Valores
Mobiliários, Secretaria da Receita Federal e Superintendência de Seguros
Privados.
O Pronunciamento Técnico CPC 01 tem por objetivo promover a convergência
das normas contábeis brasileiras sobre o impairment com as normas
internacionais.
Desse modo, os conceitos utilizados no CPC 01 são semelhantes aos preceitos
do IAS 36. Em relação à aplicabilidade do pronunciamento, esta é bastante
abrangente, uma vez que é aplicável aos ativos de maneira geral, com exceção
daqueles relacionados a: contratos de construção; instrumentos financeiros;
plano de pensão e benefícios a empregados; e ativos mantidos para venda ou
classificados nesse grupo.
30
A norma considera que o impairment deve ser aplicado quando há indícios de
que o valor recuperável do ativo está abaixo do seu valor registrado
contabilmente. Os indicativos internos e externos de perda no valor recuperável
do ativo são os mesmos descritos no IAS 36, da mesma forma que os critérios
de relevância e materialidade dos ativos sujeitos a perda de valor também são
semelhantes aos descritos na norma internacional.
Quanto à mensuração dos ativos, o pronunciamento pondera sobre duas
metodologias: valor líquido de venda e valor de uso. Na utilização do valor de
uso, a norma estabelece a utilização do fluxo de caixa que pode ser o
tradicional (que considera um único cenário) ou o fluxo de caixa esperado (que
considera vários cenários com probabilidades de ocorrência). Esses critérios
também estão aderentes com as normas internacionais.
O tratamento contábil da perda por impairment, de acordo com o CPC 01
consiste no registro de uma provisão para perda no ativo em contrapartida a
uma perda no resultado. A norma não especifica, entretanto, em que linha da
demonstração do resultado deve-se registrar a perda, se operacional ou não
operacional.
Para o caso em que o ativo desvalorizado tiver sido objeto de reavaliação, a
contrapartida da provisão de perda será uma dedução do valor da reserva de
reavaliação no patrimônio líquido até o montante da reserva constituída pela
reavaliação do ativo. A parcela que ultrapassar o valor da reserva de
reavaliação é registrada diretamente no resultado.
O CPC 01 também prevê e permite a reversão da perda por impairment para o
caso em que haja mudanças significativas nas premissas que originaram o
reconhecimento da perda. O tratamento contábil consiste em reverter os
registros contábeis da perda por impairment, ou seja, o débito do valor
revertido no ativo em contrapartida a um crédito no resultado ou na reserva de
reavaliação. Em relação ao aumento do valor do ativo, este só pode ocorrer até
o limite do valor do ativo que originalmente sofreu o impairment.
31
Depois do reconhecimento de uma perda por desvalorização, a despesa de
depreciação, amortização ou exaustão do ativo deve ser ajustada em períodos
futuros para alocar o valor contábil revisado do ativo, menos seu valor residual,
se houver, em uma base sistemática sobre sua vida útil remanescente.
Por ser bastante semelhante ao IAS 36, o CPC 01 traz como novidade o
tratamento dos ativos de vida útil indefinida e, principalmente, estabelece
procedimentos para a adoção do valor presente através da metodologia do
fluxo de caixa.
Em relação aos critérios de divulgação propostos, os principais pontos são:
a) O valor da perda (reversão de perda) com desvalorizações reconhecidas
no período, e eventuais reflexos em reservas de reavaliação;
b) Os eventos e circunstâncias que levaram ao reconhecimento ou
reversão da desvalorização;
c) Relação dos itens que compõem a unidade geradora de caixa e uma
descrição das razões que justifiquem a maneira como foi identificada a
unidade geradora de caixa; e
d) Se o valor recuperável é o valor líquido de venda, divulgar a base usada
para determinar esse valor e, se o valor recuperável é o valor do ativo
em uso, a taxa de desconto usada nessa estimativa.
A divulgação deve detalhar ainda as informações sobre as estimativas
utilizadas na mensuração do valor recuperável das unidades geradores de
caixa que contenham goodwill ou ativos intangíveis de vida indefinida (IAS 36,
§§ 134, 135).
3.2.1 – Identificação da Unidade Geradora de Caixa (UGC) à qual um ativo
pertence
32
O CPC 01 determina que se houver qualquer indicação de que um ativo possa
estar desvalorizado, o valor recuperável deve ser estimado individualmente
para esse bem. Se isso não for possível, a entidade deve determinar o valor
recuperável da unidade geradora de caixa (UGC) à qual o ativo pertence (a
UGC do ativo).
O valor recuperável de um ativo não pode ser determinado individualmente se:
(a) O valor em uso do ativo não puder ser estimado como tendo valor
próximo de seu valor líquido de venda (por exemplo, quando os fluxos
de caixa futuros provenientes de uso contínuo do ativo não podem ser
estimados como sendo insignificantes); e
(b) O ativo gerar entradas de caixa que não são em grande parte
independentes daquelas provenientes de outros ativos.
Nesses casos, o valor em uso e, portanto, o valor recuperável, pode ser
determinado somente para a UGC do ativo.
Uma UGC é o menor grupo de ativos que gera entradas de caixa que são em
grande parte independentes das entradas de caixa provenientes de outros
ativos ou grupos de ativos. A identificação de uma UGC requer julgamento. Se
o valor recuperável não puder ser determinado para cada ativo, a entidade
identificará o menor grupo de ativos que geram entradas de caixa, em grande
parte independentes.
Se existir um mercado ativo para o produto produzido por um ativo ou grupo de
ativos, esse ativo ou grupo de ativos deve ser identificado como uma UGC,
ainda que alguns ou todos os produtos sejam usados internamente.
Mesmo se toda ou parte da produção de um ativo ou de um grupo de ativos for
usada por outras unidades da entidade, por exemplo, produtos em um estágio
intermediário de um processo de produção, esse ativo ou grupo de ativos forma
33
uma UGC separada se a entidade puder vender esse produto em um mercado
ativo. Isso acontece porque esse ativo ou grupo de ativos poderia gerar
entradas de caixa que seriam em grande parte independentes das entradas de
caixa provenientes de outros ativos ou grupos de ativos. Ao usar informações
baseadas em orçamentos e previsões financeiras que estão relacionadas a
essa UGC, ou a qualquer outro ativo ou UGC afetada pelo preço interno de
transferência, a entidade deve ajustar essa informação se os preços internos
de transferência não refletirem a melhor estimativa, por parte da administração,
dos que seriam conseguidos numa transação entre partes independentes.
As UGCs devem ser identificadas de maneira consistente de período para
período para o mesmo ativo ou tipos de ativos, a menos que haja justificativa
para uma mudança.
3.2.2 – Valor Recuperável e valor contábil de uma UGC
O valor recuperável de uma UGC é o valor mais alto entre o valor líquido de
venda e o valor em uso. Porém, nem sempre é necessário determinar esses
dois valores, pois se qualquer um exceder o valor contábil do ativo, este não
tem desvalorização e, portanto, não é necessário estimar o outro valor.
Pode ser possível determinar o valor líquido de venda mesmo que um ativo não
seja negociado em um mercado ativo. Entretanto, algumas vezes não será
possível determinar o valor líquido de venda, porque não há base para se fazer
uma estimativa confiável do valor a ser obtido pela venda do ativo em uma
transação em bases comutativas, entre partes conhecedoras e interessadas.
Nesse caso, o valor em uso poderá ser utilizado como seu valor recuperável e
os seguintes elementos devem ser refletidos em seu cálculo:
(a) Estimativa dos fluxos de caixa futuros que a entidade espera obter com
esse ativo;
34
(b) Expectativas sobre possíveis variações no montante ou período desses
fluxos de caixa futuros;
(c) O valor do dinheiro no tempo, representado pela atual taxa de juros livre
de risco;
(d) O preço decorrente da incerteza inerente ao ativo; e
(e) Outros fatores, tais como falta de liquidez, que participantes do mercado
iriam considerar ao determinar os fluxos de caixa futuros que a entidade
espera obter com o ativo.
A estimativa do valor em uso de um ativo envolve os seguintes passos:
(a) Estimar futuras entradas e saídas de caixa decorrentes de uso contínuo
do ativo e de sua baixa final; e
(b) Aplicar taxa de desconto adequada a esses fluxos de caixa futuros.
Seja qual for a abordagem que a entidade adote para refletir expectativas sobre
eventuais variações no valor ou momento de fluxos de caixa futuros, o
resultado será o reflexo do valor presente esperado dos fluxos de caixa futuros,
ou seja, a média ponderada de todos os resultados possíveis.
O valor contábil de uma UGC deve ser determinado de maneira consistente
com o modo pelo qual é determinado seu valor recuperável, considerando
ainda que:
(a) Deve incluir o valor contábil somente daqueles ativos que podem ser
atribuídos diretamente ou alocados em base razoável e consistente à
UGC, e que gerarão as futuras entradas de caixa utilizadas para
determinar o valor em uso da UGC;
35
(b) Deve incluir o ágio ou deságio gerado e relativo ao(s) ativo(s) em
decorrência de uma aquisição ou subscrição, cujo fundamento seja a
diferença entre o valor de mercado de parte ou de todos os bens do
ativo e o respectivo valor contábil; e
(c) Não deve incluir o valor contábil de qualquer passivo reconhecido, a
menos que o valor contábil da UGC não possa ser determinado sem
considerar esse passivo.
Isso ocorre porque o valor líquido de venda e o valor em uso de uma UGC são
determinados excluindo-se os fluxos de caixa que estão relacionados a ativos
que não sejam parte da UGC e passivos que foram reconhecidos nas
demonstrações contábeis.
Quando os ativos são agrupados para avaliação de sua recuperabilidade, é
importante incluir na UGC todos os ativos que geram ou são utilizados para
gerar o fluxo relevante de entradas de caixa. De outra forma, a UGC pode
parecer ser totalmente recuperável quando, de fato, ocorreu uma perda por
desvalorização. Em alguns casos, mesmo que alguns ativos contribuam para
os fluxos de caixa futuros estimados de uma UGC, eles não podem ser
alocados à UGC em base razoável e consistente. Esse poderia ser o caso de
ágio pago por expectativa de rentabilidade futura (goodwill) ou ativos
corporativos, tais como ativos de um escritório central.
Poderá ser necessário considerar alguns passivos reconhecidos para
determinar o valor recuperável da UGC. Isso poderá ocorrer se na alienação de
uma UGC há exigência de que o comprador assuma um passivo. Nesse caso,
o valor líquido de venda, ou o fluxo de caixa estimado da baixa final da UGC, é
o preço de venda estimado para os ativos da UGC e o passivo juntos, menos
as despesas da baixa. A fim de efetuar uma comparação significativa entre o
valor contábil da UGC e seu valor recuperável, o saldo do passivo deve ser
deduzido ao se determinar tanto o valor em uso da UGC quanto seu valor
contábil.
36
Por razões práticas, o valor recuperável de uma UGC é algumas vezes
determinado depois de se considerar os ativos que não são parte da UGC
(contas a receber ou outros ativos financeiros) ou passivos que tenham sido
reconhecidos (contas a pagar, pensões e outras provisões). Nesses casos, o
valor contábil da UGC deve ser aumentado pelo valor contábil desses ativos e
diminuído pelo valor contábil desses passivos.
3.2.3 – Composição de estimativas de fluxos de caixa futuros
As estimativas de fluxos de caixa futuros devem incluir:
(a) projeções de entradas de caixa a partir do uso contínuo do ativo;
(b) projeções de saídas de caixa, que são incorridas necessariamente para
gerar as entradas de caixa decorrentes do uso contínuo do ativo,
incluindo saídas de caixa para preparar o ativo para uso, e que podem
ser diretamente atribuídas ou alocadas ao ativo, em base consistente e
razoável; e
(c) se houver, fluxos líquidos de caixa, a serem recebidos ou pagos no
momento da baixa do ativo no fim de sua vida útil.
As estimativas de fluxos de caixa futuros e a taxa de desconto devem refletir
premissas consistentes sobre aumentos de preço devido à inflação geral.
Portanto, se a taxa de desconto incluir o efeito dos aumentos de preço devido à
inflação geral, os fluxos de caixa futuros devem ser estimados em termos
nominais. Se a taxa de desconto excluir o efeito de aumentos de preço devido
à inflação geral, os fluxos de caixa futuros devem ser estimados em termos
reais, porém devem incluir aumentos ou futuras reduções de preços
específicos.
As projeções de saídas de caixa devem incluir aquelas necessárias para
utilização e manutenção do ativo, bem como as despesas gerais indiretas que
37
podem ser atribuídas diretamente ou alocadas ao uso do ativo, em base
razoável e consistente.
Quando o valor contábil de um ativo ainda não inclui todas as saídas de caixa a
serem incorridas antes de estar pronto para uso ou venda, a previsão de
saídas de fluxos de caixa futuros deve incluir uma previsão de qualquer saída
de caixa adicional que se espera incorrer antes que o ativo esteja pronto para
uso ou venda.
As estimativas de fluxos de caixa futuros não devem incluir:
(a) entradas
ou
saídas
de
caixa
provenientes
de
atividades
de
financiamento; ou
(b) recebimentos ou pagamentos de tributos sobre a renda.
Fluxos de caixa futuros estimados devem refletir premissas consistentes com a
maneira pela qual a taxa de desconto é determinada. De outra forma, o efeito
de algumas premissas será contado duas vezes ou ignorado. Como o valor da
moeda no tempo é considerado no desconto de fluxos de caixa futuros
estimados, esses fluxos de caixa excluem as entradas ou saídas de caixa
provenientes das atividades de financiamento. Similarmente, uma vez que a
taxa de desconto é determinada antes dos impostos, os fluxos de caixa futuros
são também estimados antes de impostos.
3.2.4 – Taxa ou Taxas de Desconto
A taxa (ou as taxas) de desconto deve(m) ser a taxa (ou as taxas) antes dos
impostos, que reflita(m) as avaliações atuais de mercado:
(a) do valor da moeda no tempo; e
38
(b) dos riscos específicos do ativo para os quais as futuras estimativas de
fluxos de caixa não foram ajustadas.
Uma taxa que reflita avaliações atuais de mercado do valor da moeda no
tempo e os riscos específicos do ativo é o retorno que os investidores exigiriam
se eles tivessem que escolher um investimento que gerasse fluxos de caixa de
montantes, tempo e perfil de risco equivalentes àqueles que a entidade espera
extrair do ativo. Essa taxa é estimada a partir de taxas implícitas em transações
de mercado atuais para ativos semelhantes, ou ainda do custo médio
ponderado de capital de uma companhia aberta que tenha um ativo único, ou
uma carteira de ativos semelhantes em termos de potencial de serviço e de
riscos do ativo sob revisão. Entretanto, se os fluxos estiverem em moeda de
poder aquisitivo constante, ou ajustados por determinados riscos, a(s) taxa(s)
de desconto utilizada(s) para mensurar o valor de um ativo em uso não
deve(m) refletir a inflação projetada e os riscos para os quais as futuras
estimativas de fluxos de caixa já tiverem sido ajustadas. Caso contrário, o
efeito de algumas premissas será levado em consideração em duplicidade.
Quando uma taxa de um ativo específico não estiver diretamente disponível no
mercado, a entidade deve usar substitutos para estimar a taxa de desconto.
3.2.5 – Ágio em decorrência de expectativa de resultados futuros
(goodwill)
Alocação do Ágio (goodwill) para UGCs
O CPC 01 determina que para fins de teste de redução ao valor recuperável, o
ágio (goodwill) pago em uma aquisição em decorrência de expectativa de
resultado futuro deverá, a partir da data da aquisição, ser alocado a cada uma
das unidades geradoras de caixa do adquirente, ou a grupos de unidades
geradoras de caixa, que devem se beneficiar das sinergias da aquisição,
independentemente de os outros ativos ou passivos da entidade adquirida
serem ou não atribuídos a essas unidades ou grupos de unidades. Cada
39
unidade ou grupo de unidades ao qual o ágio (goodwill) é alocado dessa forma
deverá:
(a) representar o nível mais baixo dentro da entidade no qual o ágio
(goodwill) é monitorado para fins administrativos internos; e
(b) não ser maior do que um segmento, baseado tanto no formato de
relatório primário como no secundário da entidade, determinado, quando
aplicável, de acordo com o Relatório por Segmento quando essa forma
de evidenciação for utilizada pela entidade.
O ágio pago, correspondente à diferença entre o valor de mercado de parte ou
de todos os bens do ativo da entidade adquirida e o respectivo valor contábil,
deve ser reconhecido pela investidora como custo desses ativos.
O ágio pago, decorrente de expectativa de rentabilidade futura em uma
aquisição de entidades (goodwill), representa um desembolso realizado por um
adquirente na expectativa de benefícios econômicos futuros de ativos, para os
quais
a
administração não conseguiu individualmente
separadamente
reconhecê-los.
Esse
ágio
não
gera
identificá-los e
fluxos
de
caixa
independentemente de outros ativos ou grupos de ativos, e frequentemente
contribui para os fluxos de caixa de diversas unidades geradoras de caixa. Às
vezes, esse ágio não pode ser alocado de forma não-arbitrária para unidades
geradoras de caixa individuais, mas apenas a grupos de unidades geradoras
de caixa.
Assim, o nível mais baixo dentro da entidade, no qual o ágio por expectativa de
resultado futuro é monitorado para fins administrativos internos, às vezes inclui
algumas unidades geradoras de caixa às quais o ágio se relaciona, mas às
quais não pode ser alocado.
Se a alocação inicial do ágio pago, decorrente de rentabilidade futura em uma
aquisição de entidades, não puder ser concluída antes do fim do período anual
40
no qual a aquisição foi realizada, a alocação inicial deverá ser concluída antes
do fim do primeiro período anual subsequente à data de aquisição.
Se, ao fim do período no qual a aquisição é realizada, a contabilização inicial
puder ser determinada apenas provisoriamente, o adquirente:
(a) deve contabilizar a aquisição usando esses valores provisórios; e
(b) deve reconhecer como parte desses valores provisórios quaisquer
ajustes que ocorrerem dentro dos primeiros doze meses a contar da
data da aquisição.
Se o goodwill tiver sido alocado a uma UGC e a entidade se desfaz de uma
operação dentro daquela unidade, o ágio associado à operação baixada deverá
ser:
(a) incluído no valor contábil da operação, ao determinar os ganhos ou as
perdas na baixa; e
(b) medido com base nos valores relativos da operação baixada e na
parcela da UGC retida, a menos que a entidade consiga demonstrar que
algum outro método reflita melhor o goodwill associado à operação
baixada.
O fluxograma contido na figura abaixo demonstra as etapas da aplicação do
teste de impairment conforme as regras do IAS 36 - base para o CPC 01:
41
CAPÍTULO IV
IMPAIRMENT NA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E GÁS
4.1 – Particularidades do segmento
Wolk, Francis e Tearney (1984) apud Godoy (2004), ponderam que os
segmentos industriais possuem particularidades de acordo com seu ramo
operacional ou área de atuação, mas que é raro encontrar um setor com tantas
particularidades, tanto nos negócios quanto na contabilidade, como o setor
petrolífero.
42
A necessidade de se avaliar periodicamente o retorno dos benefícios dos ativos
de petróleo e gás ficou evidente após o declínio do preço, principalmente no
período de 1982 a 1984. Em 1986, o acentuado declínio do preço de petróleo,
aliado a metodologias não uniformes, causou fortes distorções nos resultados
apresentados pelas companhias petrolíferas (JENNING; FEITEN; BROCK,
2000).
A decisão de explorar petróleo permeia diversas etapas, tais como: aquisição
de área, campo não delimitado, delineamento de área – reservas provadas não
desenvolvidas e reversas desenvolvidas, etc. Em todas essas etapas devem
ser realizados os acompanhamentos de viabilidade econômica do projeto
(GODOY, 2004).
Por esse motivo, a maioria dos ativos de petróleo e gás que são submetidos ao
teste de impairment não é avaliada individualmente, mas através de unidades
geradoras de caixa, pois os benefícios futuros dos recursos investidos na
formação dos ativos geralmente são provenientes da atuação conjunta desses
ativos.
De acordo com Wright e Gallun (2005, p. 308), “um dos aspectos mais críticos
é a determinação dos ativos que serão testados para impairment”. Assim, os
ativos devem ser agrupados ao menor nível para o qual se pode conseguir
atribuir fluxo de caixa futuro identificável. Nas atividades de petróleo e gás, os
ativos como os poços, equipamentos e facilidades de produção de petróleo e
gás são tipicamente agrupados ao nível de um campo produtor (reservatório)
para propósitos do teste de impairment.
Os ativos da indústria de petróleo e gás, especialmente no segmento de E&P,
apresentam características específicas não somente em decorrência dos
métodos de reconhecimento contábil, mas também em relação à identificação
dos benefícios futuros gerados por esses ativos.
Desse modo, considerando as peculiaridades do ativo do segmento de E&P, a
avaliação desses ativos representa fator crítico em sua mensuração. A
43
utilização do valor de mercado nem sempre é viável, pois na maioria das vezes
não há mercado ativo para esses bens.
A comparação com bens de características semelhantes também não se
apresenta como a metodologia de avaliação mais adequada, tendo em vista
que as características do projeto de exploração e produção de petróleo e gás o
tornam particular, inclusive na composição dos ativos, não sendo possível na
maioria das vezes, portanto, a comparação com ativos similares.
Assim, a utilização das metodologias de avaliação considerando o valor de
mercado ou o valor de bens similares é questionável, já que não
necessariamente representam o real valor do beneficio do ativo. Nesse
contexto, o fluxo de caixa é apresentado como uma alternativa de avaliação
dos ativos de petróleo e gás, apesar da subjetividade envolvida nesse método
de mensuração.
O critério de identificação do impairment também varia de acordo com o
método de contabilização utilizado. No caso das normas norte-americanas,
para o método dos gastos totais é utilizada a metodologia do celling test (valor
limite ou teto máximo) de acordo com o SFAS 19 e para o método dos esforços
bem sucedidos são utilizadas as seguintes regras: para as propriedades não
provadas, os preceitos do SFAS 19 e para as propriedades provadas, os
preceitos do SFAS 144.
Em relação às normas internacionais, os preceitos do IAS 36 e IFRS 6 são
aplicados a toda indústria de petróleo e gás que adotam as normas do IASB,
não importando o método de contabilização dos gastos e nem a divisão dos
ativos em propriedades não provadas e propriedades provadas (WRIGHT;
GALLUN, 2005, p. 316).
O impairment, de acordo com as regras do SFAS 144, ocorre em duas etapas.
Em ambas, os fluxos de caixa e a determinação do fair value são
operacionalizados levando em consideração as particularidades e o segmento
no qual a empresa está inserida. Para efeito de um melhor entendimento do
44
SFAS 144, os ativos de longa duração de petróleo e gás associados foram
divididos em propriedades não provadas e propriedades provadas.
Com isso, as particularidades na elaboração da estimativa do fluxo de caixa
futuro e a determinação do valor justo dos ativos relacionados a propriedades
provadas nas empresas petrolíferas são discutidas nos subitens a seguir.
4.2 – Impairment em Propriedades não Provadas
Na fase de exploração, os ativos de petróleo e gás começam a ser formados,
principalmente, pelos gastos que envolvem as etapas de aquisição dos direitos
minerais. Esses gastos também podem ser denominados de aquisição de
propriedades não provadas e representam de fato direitos de exploração de
uma área na qual não existe certeza da existência de petróleo.
Segundo Jenning, Feiten e Brock (2000), as companhias de petróleo estão
interessadas em assegurar o direito de extração e produção de petróleo e gás.
A probabilidade da existência do produto em determinada área, mesmo sem
confirmação, faz com que as companhias paguem por esse direito além do
valor contratual estipulado. Por esse motivo, em muitos casos tem-se um
pagamento de uma espécie de “ágio”, também denominado de bônus.
No Brasil, o direito de exploração de áreas é concedido desde 1999, através de
leilões realizados pela Agência Nacional de Petróleo – ANP, a qual estabelece
ao interessado, dentre outras obrigações, um bônus mínimo que varia de
acordo com as características técnicas dos blocos oferecidos no leilão.
Esses gastos são considerados como gastos de E&P de propriedades não
provadas e seu tratamento contábil depende de fatores como relevância e
metodologia de contabilização dos gastos de E&P.
No método dos gastos totais esses desembolsos são capitalizados. Para o
método dos esforços bem sucedidos, o reconhecimento contábil pode ocorrer
45
de três maneiras: como despesas, quando incorridas; capitalização de todos os
gastos de maneira global; e capitalização de todos os gastos especificando por
áreas (JENNING; FEITEN; BROCK 2000).
Esses autores (2000) ponderam ainda que caso o valor seja irrelevante o
tratamento mais usual é o reconhecimento direto no resultado, mas a decisão
de capitalização também dependerá da intenção da companhia, pois o direito
de exploração da área pode ser negociado visando, por exemplo, a formação
de parcerias operacionais (joint ventures) ou em operações de combinações de
negócios (business combinations).
Geralmente entre 70% e 90% das propriedades não provadas adquiridas são
abandonadas antes de se iniciar o processo produtivo da área, conforme
afirmam Jenning, Feiten e Brock (2000). Levando-se em conta o histórico de
insucessos inerente à indústria petrolífera, esses ativos estão naturalmente
sujeitos ao impairment, pois constantemente precisam estar sendo testados em
relação a seu benefício econômico futuro esperado.
O conceito de impairment para as propriedades não provadas foi introduzido
pelo SFAS 19. Entretanto, nem o FASB nem a SEC definem de forma clara os
critérios de mensuração. A aplicação do impairment nesse tipo de ativo não faz
parte do escopo do SFAS 144.
Neste caso, a aplicabilidade do teste de impairment pode ser feita com base
em orientações diversas. Na norma AC Section Oi5 do FASB, por exemplo, há
a indicação de que esses ativos devem passar periodicamente pelo teste de
impairment e na existência de perda do valor econômico recuperável, essa
deverá ser reconhecida como provisão, reduzindo o valor do ativo. Existem
duas possibilidades de avaliação do valor justo desses ativos para efeitos de
teste de impairment: avaliação individual das propriedades ou em grupo de
ativo (JENNING; FEITEN; BROCK 2000).
a) Avaliação individual das propriedades não provadas: não há um conceito
claro indicando como esse ativo deve ser mensurado. Jenning, Feiten e Brock
46
(2000, p. 152), se referindo a pesquisa da PricewaterhouseCoopers realizada
em companhias de petróleo e gás, “Survey of U.S Petroleum Accounting
Pratices”, de 1999, sugerem que seja considerado principalmente o plano de
investimentos nas áreas não provadas, sempre tendo como limite o valor
contábil da área.
b) Avaliação em grupo de ativos das propriedades não provadas: geralmente a
mensuração através desse método está associada a pouca relevância do valor
individual das áreas não provadas, mas que no conjunto são relevantes. Nesse
caso, podem-se utilizar as seguintes abordagens: ênfase nas despesas de
amortização e ênfase na avaliação de ativos (asset valuation).
b.1) Ênfase nas despesas de amortização: a noção básica é a de que as
propriedades que não serão produtivas “over time” deverão sofrer impairment.
A avaliação do ativo será feita utilizando estimativas baseadas em suas
experiências de sucesso exploratório de áreas anteriormente exploradas ou na
média de sucesso da indústria do mesmo segmento, o que for mais factível
para a empresa.
b.2) Ênfase na avaliação de ativos: considera o ajuste da provisão de
impairment para um percentual predeterminado dos arrendamentos de áreas
não provadas. Esse procedimento simplificado será apropriado somente se as
aquisições e devoluções de áreas não provadas se mantiverem estáveis ano a
ano e se o valor não provado das propriedades individualmente não for
representativo.
Wright e Gallun (2005) entendem que a determinação do procedimento de
avaliação do valor justo, para aplicabilidade do teste de impairment em
propriedades não provadas, é difícil e altamente subjetivo, tanto do ponto de
vista do SFAS 144 quanto das normas internacionais IAS 36 e IFRS 6. A maior
dificuldade, segundo as autoras (2005), é a determinação do valor recuperável
associado a esses ativos, tendo em vista que não existe um mercado ativo
para se determinar o valor desses ativos e que a determinação do valor em uso
47
pelo método de fluxo de caixa é virtualmente impossível (WRIGHT; GALLUN,
2005).
As autoras (2005) especificam algumas questões norteadoras para a
identificação do impairment, quais sejam: a) existência de dados de geologia e
geofísica que indiquem baixa probabilidade de se encontrar petróleo ou a
ocorrência de “poços secos” na área adquirida; b) se o programa de trabalho
realizado na área está de acordo com o contrato de aquisição da propriedade;
e c) para o caso de não haver programa de trabalho, se existe algum plano
definido para perfuração da área.
Operacionalmente, o impairment desses tipos de ativos é tratado como uma
provisão e poderá ser revertida se houver mudanças nas condições que o
originaram e apenas quando estiverem classificados como propriedades não
provadas. No momento em que as propriedades não provadas forem
reclassificadas como propriedades provadas, as mesmas estarão sujeitas às
regras do SFAS 144.
4.3 – Impairment em Propriedades Provadas
Nas empresas petrolíferas que adotam o método dos esforços bem sucedidos,
o impairment é operacionalizado conforme as regras do SFAS 144, e abrange
os ativos associados a propriedades provadas, que são compostas
basicamente pelos gastos bem sucedidos de exploração, gastos de
desenvolvimento e ativos de produção, bem como equipamentos e facilidades
relacionadas a essas áreas.
O teste de impairment em ativos fixos de longa duração de petróleo e gás deve
ser aplicado quando houver evidências da perda econômica do ativo. Esses
indícios dependem do ambiente econômico no qual a empresa está inserida.
48
Nas empresas petrolíferas, conforme Jenning, Feiten e Brock (2000, p. 437),
podem ser indicadores da redução do valor econômico recuperável dos ativos
e, consequentemente, ao teste de impairment os seguintes itens:
a) Critério de amortização pelo método da unidade produzida (é provável
que ocorra um aumento do impairment com a passagem do tempo
quando a produção do grupo de ativos se aproximar de seu limite
econômico);
b) Diminuição na expectativa de preço futuro de petróleo e gás;
c) Quando os custos atuais e futuros de desenvolvimento da produção
forem mais relevantes que a antecipação prévia dos benefícios do grupo
de ativos;
d) Significativo declínio nas revisões das estimativas de reservas do
campo; e
e) Mudanças significativas no ambiente regulatório.
Outro fator importante é que esses ativos geralmente são agrupados em
campos, os quais agregam todos os gastos de equipamentos e facilidades para
se produzir em uma determinada área. Por esse motivo, normalmente a
avaliação desses ativos é feita de forma conjunta, ou seja, o campo (grupo de
ativos) será a menor unidade na qual se pode atribuir um fluxo de caixa para se
apurar o retorno futuro do ativo.
Em pesquisa realizada pela PricewaterhouseCoopers, em 1999, constatou-se
que as seis maiores companhias do setor avaliam seus ativos de E&P em
grupo de ativos, a partir dos campos de exploração de petróleo e gás. Na
aplicação da pesquisa em 30 empresas petrolíferas, observou-se que 53%
delas avaliam seus ativos por campo e isso independentemente do método de
contabilização utilizado (JENNING; FEITEN; BROCK, 2000).
49
A aplicação do impairment em ativos associados a propriedades provadas é
realizada obedecendo às seguintes etapas: verificação do beneficio futuro do
ativo através da estimativa de fluxo de caixa futuro; e, caso haja indícios de
perda na recuperabilidade de ativos, é realizada a estimativa de fluxo de caixa
descontado para que seja definido o valor da perda por impairment.
Para exemplificar a aplicação do teste de impairment em propriedades
provadas, conforme o SFAS 144, considere o caso de três campos (A, B e C,
respectivamente), cujo valor contábil líquido é de $10.000; $4.000 e $8.000. O
primeiro passo do teste consiste em apurar o valor justo das propriedades
(campos).
No exemplo, apurou-se o fluxo de caixa futuro associado a cada campo, cujo
valor resultou em $8.000; $5.000 e $10.000. Confrontando o valor justo
apurado pelo método do fluxo de caixa com o valor contábil líquido de campo,
apenas o campo A apresentou indícios de perda no valor econômico
recuperável do ativo (valor justo menor que o valor contábil líquido). No passo
seguinte, apura-se o valor do fluxo de caixa futuro do campo A a valor presente
(fluxo descontado) para se determinar o valor da perda por impairment, que no
exemplo será de $3.000. O Quadro a seguir mostra a aplicação do teste:
Em US$ milhões
TESTE DE IMPAIRMENT
Gastos Capitalizados de Propriedades Provadas
Despesas de Depreciação e Amortização Acumuladas
Ativos de abandono Líquido
Valor Contábil Líquido
Fluxo de caixa estimado não descontado antes dos impostos
Indicativo de Perda por Impairment
MENSURAÇÃO DO IMPAIRMENT
Valor Contábil Líquido
Fair Value - Fluxo de Caixa Descontado
Valor da perda por impairment
Campo A
18.000
(8.000)
10.000
Campo B Campo C
7.000
15.000
(3.000)
(7.000)
4.000
8.000
8.000
5.000
10.000
Sim
Não
Não
10.000
(7.000)
3.000
Além dos indicadores e do grupamento de ativos, a determinação do fluxo de
caixa futuro é o ponto principal da aplicação do impairment nos ativos de
50
petróleo e gás, já que essa metodologia é a utilizada para se verificar o valor
justo de tais ativos. Com isso, o fluxo de caixa deve ser elaborado tendo por
base a melhor estimativa embasada por cenários e projeções que garantam
razoável probabilidade do retorno dos ativos.
4.4 – Elaboração das Estimativas de Fluxos de Caixa Futuros
Na elaboração do fluxo de caixa para o teste de impairment pode-se identificar
algumas premissas que geralmente são utilizadas pela indústria petrolífera.
Segundo Jenning, Feiten e Brock (2000), na avaliação dos ativos de E&P
devem ser consideradas as seguintes premissas: reservas, preços, custos,
gastos administrativos (overhead) e impostos.
a) Reservas
Segundo Thomas (2001), estimativa de reservas é a atividade dirigida à
obtenção de volumes de fluídos que possam ser retirados do reservatório até
que ele chegue à condição de abandono. Essas estimativas dos volumes a
serem produzidos são feitas não só por ocasião da descoberta da jazida de
petróleo e gás, mas também ao longo de sua vida produtiva, à medida que se
vão obtendo informações mais detalhadas a respeito da reserva.
Para Szuster et al (2006), o ponto essencial no reconhecimento das reservas
ocorre quando ainda não existe produção, ou seja, o petróleo ou gás ainda
encontra-se no subsolo, ou na fase de desenvolvimento quando ainda não se
pode quantificálas com precisão. Dessa forma, na avaliação de reservas,
assume-se a estimativa como o melhor número da reversa a partir de uma
certeza razoável.
Os padrões de classificação de reservas de petróleo (classes e subclasses)
internacionalmente aceitos foram definidos por organizações técnicas,
agências governamentais e indústria petrolífera, destacando-se: “Society of
Petroleum Engineers” (SPE), “World Petroleum Congress” (WPC) e “American
51
Association
of
Petroleum
Geologists”
(AAPG),
“Securities
Exchange
Commission” (SEC) e agências reguladoras da atividade em cada país
produtor.
Segundo o Manual de Procedimentos para Cálculo de Reservas da Petrobras
(2006), as definições da SEC (1978) e da SPE (1981) servem como base para
o esforço empreendido ao longo de 20 anos, que culminou com o
estabelecimento das definições de reservas SPE/WPC/AAPG de 2001 nas
categorias provada, provável e possível. Estas definições têm sido adotadas
por diversas companhias, agências governamentais e países como base
técnica para estimativa e classificação de reservas por todo o mundo.
Ainda segundo esse manual, no Brasil, a Agência Nacional do Petróleo (ANP)
estabeleceu através da Portaria nº 9, de 21 de janeiro de 2000, os critérios de
estimativas de volumes de petróleo que têm como base os critérios definidos
pela SPE.
De acordo com a ANP (2000), reservas são recursos descobertos de petróleo,
comercialmente recuperáveis a partir de uma determinada data denominada
declaração de comercialidade. Seu reconhecimento ocorre no momento em
que a companhia define junto à ANP o interesse em desenvolver a descoberta
contida na área exploratória.
A ANP permite, ainda, que sejam divulgadas as estimativas de reservas para o
período de produção até o final da vida útil do campo, utilizando-se para isto os
critérios SPE. Fora do Brasil, geralmente se usa o período do contrato como
limite máximo de tempo para contabilizar reservas.
As reservas a serem utilizadas na elaboração do fluxo de caixa futuro estimado
para o teste de impairment deverão ser aquelas avaliadas pelos critérios da
SEC de avaliação de reservas, para as empresas que adotam as normas norteamericanas.
52
As definições de reserva provada adotadas pela SEC estão de acordo com o
ASR- Accounting Series Release nº. 257 do Departamento de Energia dos
Estados Unidos (U.S. DOE).
As reservas, quando constituem reservas provadas de petróleo, de acordo com
os critérios SEC, terão os volumes estimados de petróleo, gás natural e líquido
de gás natural avaliados monetariamente pela análise dos dados de geologia e
de
engenharia,
desde
que
apresentem
razoável
certeza
de
serem
recuperáveis, no futuro.
Os
reservatórios
serão
mensurados
sob
condições
econômicas,
regulamentos e métodos de operação existentes, ou seja, a preços e custos
vigentes na época da avaliação. Para a análise econômica de reserva somente
pode ser considerado o preço do petróleo comercializado no último dia do ano
fiscal.
O preço deve ser constante para todo o fluxo de caixa e alterações de preços,
projeções ou médias históricas somente podem ser usadas se constarem dos
contratos. A taxa de desconto a ser utilizada na avaliação econômica deve ser
uma taxa padrão de 10% ao ano.
As reservas impactam diretamente no fluxo de caixa, pois são fundamentais
para estimativa futura das receitas que o campo pode gerar. Desse modo, a
quantidade de reserva de uma empresa petrolífera pode influenciar
decisivamente nas estimativas dos benefícios econômicos futuros dos ativos
associados a propriedades provadas, para efeito do teste de recuperabilidade.
Na elaboração dos fluxos de caixa futuros estimados, geralmente são utilizadas
as reservas provadas, prováveis e, de maneira questionável, as reservas
consideradas possíveis (com o objetivo de diminuir o risco das estimativas).
Por conveniência, as companhias podem usar somente reservas provadas para
rapidamente eliminar muitas propriedades e uma grande quantidade de
propriedades
(ativos)
sujeitas
a
impairment.
Para
as
propriedades
53
remanescentes é feita uma análise mais refinada na determinação do fluxo de
caixa futuro, podendo ser utilizadas as provadas, prováveis e em alguns casos
as reservas possíveis (JENNING; FEITEN; BROCK, 2000).
b) Preço
O preço representa uma das variáveis que estão expostas às grandes
oscilações de mercado, tendo em vista as condições geopolíticas e
econômicas que envolvem o preço do petróleo. Desde a década de 60
observa-se grande elevação dos preços, principalmente na década de 70, em
decorrência da intervenção na oferta do produto e consequente controle de
preços imposto pelos países exportadores de petróleo através da OPEP
(Organização dos Países Exportadores de Petróleo).
Entretanto, o preço de mercado não necessariamente significa o melhor
indicador de preço a ser utilizado no fluxo de caixa futuro para o teste de
impairment dos ativos de petróleo e gás associados às propriedades provadas,
pois as empresas petrolíferas têm tipos de petróleo diferentes, bem como
preços de realização (preço de venda) diferenciados de acordo com esses
tipos de petróleo.
Por esse motivo devem ser adotados, preferencialmente, os preços que
tenham uma forte correlação como os preços futuros utilizados nos orçamentos
de longo prazo para o gerenciamento dos negócios da companhia, ou ainda os
preços futuros estipulados em contratos futuros, se existirem (JENNING;
FEITEN; BROCK, 2000).
c) Custos
Os custos futuros projetados utilizados nos fluxos de caixa futuros deverão
estar baseados na melhor estimativa dos gastos futuros de capital, gastos
operacionais e, eventualmente, os gastos com depreciação, abandono e
amortização associados com impairment.
54
Deve-se buscar associar os custos com alto grau de correlação com os gastos
operacionais e de investimentos futuros utilizados no orçamento de longo prazo
de gerenciamento do projeto onde o ativo tenha sido utilizado.
Os custos operacionais fixos e variáveis estão associados às curvas de
produção, mas podem variar também em função da tecnologia e métodos de
produção.
d) Gastos Administrativos (Overhead)
A utilização do overhead não é usual nas companhias de petróleo e gás.
Segundo pesquisa realizada pela PricewaterhouseCoopers, em 1999, 86% das
empresas pesquisadas ignoram os dados de despesas administrativas na
elaboração do fluxo de caixa futuro, pois essa informação não está diretamente
relacionada com a perda do valor recuperável do ativo.
e) Impostos
Referem-se às contribuições e encargos que impactam os fluxos de caixa
futuros, tais como royalties e outros relacionados à produção.
Após a elaboração do fluxo de caixa futuro para a aplicação do teste de
impairment a próxima etapa remete a apuração do valor justo (fair value) para
que seja calculado o valor da perda do ativo.
4.5 – Determinação do Valor Justo (Fair Value) dos Ativos de petróleo e
Gás
Segundo Jenning, Feiten e Brock (2000, p. 734), a abordagem da avaliação
pelo método do fluxo de caixa descontado é a metodologia usualmente
utilizada pelas empresas petrolíferas. Sua função, basicamente, é medir o valor
justo dos ativos, bem como demonstrar a expectativa futura de fluxo de caixa
líquido.
55
Os autores, em pesquisa de mercado realizada em 1993 para identificar a
metodologia predominante utilizada para avaliar seus ativos, demonstraram
que de 95 empresas petrolíferas consultadas, 45 utilizavam apenas o fluxo de
caixa; 50 usavam o fluxo de caixa associado a outro método de avaliação e
somente seis companhias não adotavam a metodologia do fluxo de caixa
(JENNING; FEITEN; BROCK, 2000).
Depreende-se, portanto, que as avaliações das propriedades de petróleo e gás
são realizadas, predominantemente, por meio da expectativa futura de fluxo de
caixa, ou seja, na mensuração do retorno econômico futuro gerado pelos ativos
de petróleo e gás (fair value), a abordagem mais aderente seria o fluxo de
caixa, que também pode ser utilizado para fins de impairment.
O SFAS 144 determina que para esse tipo de avaliação devam ser utilizadas
as regras do SFAC nº 7 – Using Cash Flow Information and Present Value in
Accounting Measurements, que permite a abordagem de cenários de
probabilidades ou a tradicional. Em relação à norma internacional IAS 36, na
definição do valor em uso, também se preconiza a utilização do fluxo de caixa
futuro.
A abordagem do fluxo de caixa simples preconiza a utilização da estimativa
considerando apenas um único cenário e uma única taxa de desconto que
reflita o risco associado com o uso do ativo.
Considerando a abordagem do fluxo de caixa estimado, são utilizados múltiplos
cenários que buscam refletir em intervalos as possibilidades de fluxos de caixa
para determinados ativos. O mesmo acontece com a taxa de desconto
utilizada, que deve refletir o risco associado a cada cenário estimado.
De acordo com Machado (2003), considerando que as avaliações de
probabilidade utilizam todas as informações disponíveis no instante da
elaboração, tais avaliações assumem natureza bastante subjetiva e, em muitos
casos, podem limitar o julgamento dos administradores sobre os prováveis
56
cenários (otimista, mais provável e pessimista) que serão utilizados na
elaboração das estimativas de fluxos de caixa futuros.
Não existe uma determinação expressa sobre qual modelo as empresas
petrolíferas devem adotar, mas pressupõe-se que as empresas adotem o fluxo
de caixa estimado, considerando cenários múltiplos (probabilidades), pois as
oscilações macro-econômicas e as características técnicas do campo são
fatores que conferem especificidades a esses ativos, uma vez que, a principio,
não teria seu valor justo adequadamente retratado através do fluxo de caixa
simples (tradicional) (WRIGHT; GALLUN, 2005).
A baixa do ativo, sobretudo se considerada permanente, está associada
principalmente a eventos econômicos, ou seja, a exposição econômica que os
ativos de longa duração de petróleo e gás estão sujeitos e a utilização do
impairment serve como medida para ajustar o valor do ativo a seu benefício
econômico futuro esperado e demonstrar mais adequadamente o desempenho
dos ativos operacionais das companhias (exposição e utilização). Além disso,
na indústria de petróleo e gás também poderá ser indicativo do índice de
sucesso das empresas e de retorno de seus investimentos na atividade de
E&P.
CAPÍTULO V
IMPAIRMENT NAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS DA PETROBRAS
5.1 – Divulgação das informações
Neste capítulo analisaremos a aplicação do teste de impairment na Petrobras e
seus impactos nas demonstrações financeiras da empresa em 31.12.2008.
Para atingir o objetivo deste estudo buscou-se confrontar os conceitos
estudados com a realidade da referida empresa, a qual foi escolhida em razão
de vários fatores, como:
57
- É a maior empresa do Brasil e 8ª do mundo em valor de mercado, estando
presente em 29 países;
- Atua de forma integrada nas atividades de exploração e produção, refino,
comercialização, transporte e petroquímica, distribuição de derivados, gás
natural, biocombustíveis e energia elétrica; e
- Possui extrema importância no cenário sócio-econômico brasileiro.
A empresa elabora suas demonstrações financeiras de acordo com as práticas
contábeis adotadas no Brasil (BR GAAP) e também conforme os princípios
contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América (US GAAP).
Ambas
as
demonstrações
são
revisadas
por
auditores
externos
e
posteriormente divulgadas ao mercado de capitais.
No Formulário 20-F, elaborado pela companhia de acordo com as práticas
contábeis em US GAAP e arquivado na SEC, são evidenciadas as unidades de
negócio que sofreram Impairment e informados os principais fatores decisivos
na perda do valor recuperável dos ativos. Destacam-se também os impactos no
resultado do período, informando a taxa utilizada no cálculo do fluxo de caixa
descontado.
O relatório menciona que a empresa utiliza as regras SFAS 144 para a
realização do impairment e faz referência ao impacto que as estimativas das
reservas e os preços do petróleo e do gás causam no cálculo, detalhando os
critérios de avaliação dos ativos de E&P e informando que sua mensuração
baseia-se principalmente no fluxo de caixa descontado. Ressalta ainda que são
consideradas as reservas provadas e prováveis, de acordo com as
especificidades dos ativos envolvidos.
A empresa destaca que o fator preço do petróleo influencia na avaliação dos
ativos e por esse motivo são utilizadas estimativas de preços de longo prazo,
58
ressaltando que a desvalorização (desconto) da moeda não tem sido relevante
nos últimos anos.
Na demonstração do resultado consolidado há o destaque em linha específica
da perda por impairment dos períodos divulgados. Nas notas de imobilizado e
intangível são destacados, novamente, os montantes do impairment, bem
como os fatores principais e impactos da desvalorização dos ativos. O
impairment também é destacado na demonstração de resultado por segmento,
com linha específica informando a perda no segmento de Exploração e
Produção.
O relatório da empresa é apresentado de forma bastante aderente com os
critérios de divulgação do SFAS 144, mas não menciona os procedimentos
utilizados no teste de recuperabilidade dos ativos relacionados a propriedades
não provadas.
5.2 – Valorização dos fluxos de caixa futuros descontados líquidos
relacionados
a
quantidades
provadas
de
petróleo
e
gás
e
as
correspondentes movimentações
Conforme o Formulário 20-F, a valorização padronizada dos fluxos de caixa
líquidos futuros descontados referentes às reservas de petróleo e gás provadas
é feita na Petrobras com base no SFAS 69.
As entradas de caixa futuras estimadas de atividades de produção da
companhia no Brasil são apuradas através da aplicação dos preços do final do
exercício, obtidos segundo a metodologia de determinação interna de preços
de petróleo e gás, pelas quantidades estimadas das reservas provadas líquidas
no fim do exercício. As entradas de caixa futuras estimadas de atividades de
produção relativas ao segmento Internacional são apuradas através da
aplicação dos preços no final do exercício para petróleo e gás às quantidades
das reservas estimadas provadas líquidas, também ao final do exercício.
59
As variações nos preços futuros se limitam às variações previstas em contratos
existentes no fim de cada exercício.
Os custos de desenvolvimento e produção futuros correspondem aos
dispêndios estimados necessários para desenvolver e extrair as reservas
provadas no fim do exercício com base em indicadores de custo no fim do
exercício, assumindo que terá continuidade das condições econômicas.
A estimativa de imposto de renda e contribuição social futuros é calculada
utilizando as alíquotas oficiais em vigor no fim do exercício. Essas alíquotas
refletem deduções permitidas sendo aplicadas aos fluxos de caixa futuros
líquidos estimados antes da tributação menos a base fiscal dos ativos
relacionados.
Os fluxos de caixa futuros descontados líquidos são calculados utilizando
fatores de desconto de 10%. Essa estimativa deve ser reavaliada ano a ano a
partir do momento em que os dispêndios futuros serão incorridos e quando as
reservas serão extraídas.
Com base nas premissas acima, o seguinte fluxo de caixa foi apresentado pela
companhia no Formulário 20-F:
Em US$ milhões
Brasil
Internacional
Total
298.408
26.349
324.757
Custos de produção futuros
(163.427)
(7.036)
(170.463)
Custos de desenvolvimento futuros
(41.063)
(3.196)
(44.259)
Despesa futura de imposto de renda
(33.679)
(9.022)
(42.701)
60.239
7.095
67.334
(22.772)
(2.540)
(25.312)
37.467
4.555
42.022
-
240
240
Em 31 de dezembro de 2008
Fluxos de caixa futuros
Fluxos de caixa líquidos futuros não descontados
Desconto anual de 10% dos fluxos de caixa estimados
Fluxo de caixa líquidos futuros padronizados descontados
Participação proporcional em medida padronizada do fluxo de caixa
futuro descontado líquido relativo às reservas provadas em
empresas não consolidadas
60
5.3 – Resultados do teste de impairment
Em decorrência da volatilidade dos preços de petróleo, a Petrobras optou por
manter os campos que não possuem reserva SEC no cálculo do impairment,
considerando
os
fluxos
de
reservas
prováveis
para
determinar
a
recuperabilidade dos ativos.
Os campos que ainda não estão em produção também não foram considerados
para fins do cálculo do impairment, pois ao iniciar a produção, os fluxos de
caixa dos reservatórios representam projeções apenas conceituais. Desta
forma, anteriormente a essa etapa é feito um projeto base em que à medida
que se inicia a produção é feita a coleta de dados para determinar o fluxo de
caixa real do campo.
A companhia divulgou em suas demonstrações contábeis de 31.12.2008, em
BR GAAP, os seguintes valores resultantes do teste de redução ao valor
recuperável de ativos:
Por área de negócio:
R$ mil
Consolidado
Controladora
Exploração e produção
602.675
602.675
Internacional
330.413
-
Total
933.088
602.675
Por tipo de ativo:
R$ mil
Consolidado
Controladora
Edificações e benfeitorias
3.832
-
Equipamento e outros bens
90.766
89.153
838.490
513.522
933.088
602.675
Gastos com exploração,
desenvolvimento e produção de
petróleo e gás
Total
61
Considerando-se as particularidades dos ativos da Petrobras, a companhia
utiliza o valor em uso para avaliação do teste de redução ao valor recuperável,
exceto quando especificamente indicado.
Este valor de uso é estimado com base no valor presente de fluxos de caixa
futuros, resultado das melhores estimativas da companhia. Os fluxos de caixa,
decorrentes do uso contínuo dos ativos relacionados, são ajustados pelos
riscos específicos e utilizam a taxa de desconto pré-imposto, a qual deriva da
taxa pós-imposto estruturada no Custo Médio Ponderado de Capital (WACC).
As principais premissas dos fluxos de caixa são: preços baseados no último
plano estratégico divulgado, curvas de produção associadas aos projetos
existentes no portfólio da companhia, custos operacionais de mercado e
investimentos necessários para realização dos projetos.
Exploração e Produção
Os ativos foram agrupados em unidades geradoras de caixa para identificação
de possíveis perdas por desvalorização. Cada campo corresponde a uma
unidade geradora de caixa.
Em 2008 o segmento de Exploração e Produção da Petrobras registrou
despesas com provisão para perda por desvalorização de ativos no montante
de R$ 602.675 mil. A perda foi relacionada principalmente aos ativos em
produção no Brasil.
Durante o ano dois fatores influenciaram negativamente os resultados dos
campos da companhia: o preço do Brent (tipo de petróleo) de 31 de dezembro
de 2008 e os custos operacionais (equipamentos e serviços) que não tiveram
uma queda tão acentuada quanto o do Brent. Esses dois fatores durante a
análise econômica tiveram efeitos redutores, que levaram a constituição de
provisão para perda por desvalorização em alguns campos.
62
Internacional
No exercício de 2008 foram reconhecidas perdas por desvalorização de ativos
no segmento Internacional no montante de R$ 330.413 mil, apuradas,
principalmente, sobre os gastos exploratórios do campo de Cottonwood, nos
Estados Unidos (R$ 307.784 mil), em decorrência dos baixos preços projetados
do petróleo e das altas taxas praticadas.
Abastecimento, Gás e Energia e Distribuição
Não houve perdas por desvalorização de ativos em 2008.
5.4 – Impairment do ágio com expectativa de rentabilidade futura
A Petrobras América Inc., controlada indireta da Petrobras, registrou em 2008
uma perda por desvalorização do ágio pago na aquisição das empresas
Pasadena Refining System, Inc.e Pasadena Trading Company no valor de R$
384.431 mil. Os fatores determinantes para o cálculo foram:
(a) Declínio constante e substancial do petróleo bruto e preço dos produtos
nos últimos doze meses daquele ano;
(b) Diminuição do refino e margem bruta do mercado atacadista; e
(c) Diminuição da demanda de produtos refinados.
5.5 – Análises dos impactos causados nas demonstrações contábeis da
Petrobras em decorrência do impairment
Apresentamos no anexo I a este trabalho exemplos de impacto nas
demonstrações contábeis da Petrobras (controladora) de 2007 e 2008 em
consequência da aplicação do impairment.
63
Comparamos os dois exercícios e analisamos os efeitos em alguns indicadores
de desempenho, após a contabilização da redução no valor recuperável dos
ativos da companhia.
64
CONCLUSÃO
O impairment é a sistemática utilizada para adequar a capacidade de geração
de benefício futuro do ativo ao valor registrado pela contabilidade. As principais
diretrizes sobre este instrumento estão contidas nas normas IAS 36 Impairment of Assets e SFAS 144 - Accounting for the Impairment or Disposal
of Long-Lived Assets, além da norma brasileira CPC 01 – Redução no Valor
Recuperável de Ativos.
Esse estudo foi estruturado no sentido de apresentar as principais
características da aplicação do impairment, considerando os aspectos da teoria
da contabilidade, principais normas contábeis relacionadas a sua utilização e
divulgação e sua aplicabilidade nos ativos, sobretudo naqueles referentes ao
segmento de exploração e produção de petróleo e gás.
A utilização do valor de mercado ou o valor de bens similares é questionável já
que não necessariamente representam o real valor do beneficio trazido para a
entidade. Nesse contexto, o fluxo de caixa se apresenta a melhor opção,
apesar da subjetividade envolvida no método em relação à taxa de desconto.
Para os ativos da indústria de óleo e gás, especialmente no segmento de E&P
pelas suas particularidades, o método mais apropriado para valorização dos
ativos é o fluxo de caixa.
Procuramos nesse estudo abordar a importância do petróleo para o mundo e
os tratamentos contábeis pertinentes para o registro das operações envolvendo
essa commodity. No capítulo I analisamos as opções de energia mais
exploradas e as alternativas buscadas pelo homem em substituição às
energias não renováveis.
No capítulo II analisamos o tratamento contábil dado às principais operações
relacionadas à indústria de petróleo e gás, destacando que a diferença básica
entre o método dos gastos totais e o dos esforços bem sucedidos concentra-se
na capitalização dos custos de exploração.
65
Procuramos explorar no capítulo III as principais normas contábeis referentes
ao teste de impairment, seja no cenário externo, principalmente com o IAS 36 e
o SFAS 144, ou no cenário interno, com o CPC 01.
Na comparação entre as normas contábeis que disciplinam o impairment
constatou-se que as diferenças observadas podem provocar distorções no
valor recuperável dos ativos e comprometer a qualidade da informação aos
seus diversos usuários, principalmente o externo, além de distorcer o real
objetivo do instrumento que seria o de garantir que os registros contábeis
retratem o valor mais acurado possível dos benefícios econômicos futuros que
os ativos podem auferir à entidade.
Concentramos nossas análises sobre os principais pontos a serem observados
com relação à norma CPC 01, dando destaque às dificuldades na identificação
da UGC à qual um ativo pertence, às diferenças entre valor recuperável e valor
contábil de uma UGC, à composição de estimativas de fluxos de caixa futuros,
às taxas de desconto e ao goodwill.
Buscamos no capítulo IV a consolidação das diretrizes abordadas no capítulo
III, considerando sua aplicação na indústria de petróleo e gás, a qual possui
diversas particularidades e cujos saldos contábeis são, em geral, bastante
relevantes. Destacamos a realização do teste em propriedades provadas e não
provadas, além da metodologia de utilização dos fluxos de caixa futuros.
Por fim, tentamos conciliar os procedimentos adotados no cálculo do
impairment com a realidade da maior empresa do Brasil e uma das maiores
empresas de energia do mundo, a Petrobras. Utilizamos informações
disponibilizadas pela empresa ao mercado de capitais, através de seus
relatórios arquivados na CVM e na SEC, bem como de informações obtidas no
site da companhia e diretamente com sua área de Contabilidade.
Conforme divulgado no relatório contábil de 31.12.2008, arquivado na CVM, na
elaboração do teste de impairment as principais premissas dos fluxos de caixa
66
utilizadas pela companhia são: preços baseados no último plano estratégico
divulgado, curvas de produção associadas aos projetos existentes no portfólio
da companhia, custos operacionais de mercado e investimentos necessários
para realização dos projetos. Os ativos foram agrupados em UGCs para
identificação de possíveis perdas por desvalorização, sendo que cada campo
corresponde a uma UGC. Vale destacar que algumas informações referentes
ao cálculo do impairment da Petrobras são de caráter sigiloso, não sendo
divulgadas pela companhia e não nos possibilitando, portanto, utilizá-las e
apresentá-las como objeto desse estudo.
Com base em todo o trabalho realizado, concluímos que a metodologia
adotada no cálculo do impairment pode gerar impactos relevantes nos
balanços das empresas. Contudo, os conceitos e objetivos apresentados
apontam que sua adoção é um fator que trará os valores dos ativos mais
próximos da realidade e, portanto, mais próximo da essência das empresas.
Em função de todo o exposto acima, verifica-se que não apenas novos estudos
das normas do impairment podem ser mais bem explorados, como também sua
aplicação e conseqüências em casos reais, garantindo a esse assunto um
campo vasto para novas pesquisas.
67
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71
ANEXO I
Impacto do impairment nas demonstrações contábeis da
Petrobras em 2007 e 2008
Impacto sobre o lucro liquido
Controladora
2007
45.248
22.028.691
22.073.939
0,2%
Total da perda por impairment
Lucro Líquido do Exercício
Total do Lucro + Perda
Diferença em percentual ( % )
2008
602.675
36.469.549
37.071.624
1,65%
Impacto sobre o ativo total
Controladora
Ativo Total
Perda na Recuperação de Ativos
Total do Ativo + Perda Recup.
Diferença em Percentual ( % )
2007
211.233.010
45.248
211.280.265
0,02%
2008
311.010.867
602.675
311.612.942
0,19%
Impacto sobre o lucro por ação
Controladora
Lucro por ação
Lucro Líquido
Perda na Recuperação de Ativos
Lucro Líquido + Impairment
Número de ações
Lucro líquido por ação considerando o
lucro líquido + a perda na recuperação de
ativos
Redução por perda na recuperação de
ativos em cada ação
2007
5,03
22.028.691
45.248
22.073.939
4.379.461
2008
4,16
36.469.549
602.675
37.072.224
8.766.719
5,04
4,23
0,01
0,07
72
Impacto sobre a margem líquida
Controladora
Ano
2007
2008
Ano
2007
2008
Vendas
Líquidas
126.767.001
161.709.506
Vendas
Líquidas
126.767.001
161.709.506
Lucro Líquido
com perda
22.028.691
36.469.549
Lucro Líquido
sem perda
22.073.939
37.072.224
Margem
Líquida
17,38
22,55
Margem
Líquida
17,41
22,93