Garantías a los Contratos de Concesión para Exploración de Petróleo
Pronunciamientos, Interpretaciones y Orientaciones que Entrarán en Vigencia en 2010
La moneda funcional de la Compañía es el Real, conforme definido por la Administración.
Las variaciones cambiarias sobre las inversiones en controladas y coligadas, con moneda funcional distinta de la moneda la controlante, se registran en el patrimonio neto, como ajuste acumulado de conversión, transfiriéndose al resultado cuando de la realización de las inversiones.
El estado de resultados de las empresas en las que se mantiene participación, en ambiente económico estable, con moneda funcional diferente de la moneda de la controlante, se convierte por la tasa de cambio promedio mensual y los demás ítems del patrimonio neto se convierten por la tasa histórica.
En la elaboración de los estados contables es necesario utilizar estimativas para ciertos activos, pasivos y otras transacciones. Esas estimativas incluyen: reservas de petróleo y gas, pasivos de planes de pensión y de salud, depreciación, agotamiento y amortización, costos de abandono, provisiones para pasivos contingentes, valor de mercado de instrumentos financieros, impuesto sobre la renta y contribución social. Aunque la Administración utilice premisas y juicios que se revisan periódicamente, los resultados reales pueden ser divergentes en relación a esas estimativas.
La moneda funcional de la Compañía es el Real, conforme definido por la Administración
El resultado verificado por el régimen de competencia incluye: los rendimientos, cargos y variaciones monetarias o cambiarias a índices o tasas oficiales que inciden sobre activos y pasivos corrientes y no corrientes, incluyéndose, cuando sea pertinente, los efectos de ajustes de activos para el valor de mercado o de realización, así como la provisión para créditos de liquidación dudosa, constituida en límite considerado suficiente para cubrir posibles pérdidas en la realización de las cuentas por cobrar.
Los ingresos de ventas se reconocen en el resultado cuando todos los riesgos y beneficios inherentes al producto se transfieren al comprador. Los ingresos de servicios prestados se reconocen en el resultado en función de su realización.
Están representados por inversiones de alta liquidez que son rápidamente convertibles en efectivo, con vencimiento en tres o menos meses desde la fecha de adquisición.
La Compañía clasifica los títulos y valores mobiliarios en el reconocimiento inicial con base en las estrategias de la Administración para esos títulos, bajo las categorías siguientes:
Los bienes de cambio se demuestran de la siguiente forma:
Se evalúan por el método de la equivalencia patrimonial, las inversiones en controladas, controladas en conjunto y también en coligadas en las cuales la administración tenga influencia significativa y en otras sociedades que formen parte de un mismo grupo o que estén bajo control común.
Se demuestran por el costo de adquisición, corregido monetariamente hasta el 31 de diciembre de 1995 para las empresas con sede en Brasil, y en el ejercicio de 2002 para las empresas con sede en Argentina, y los derechos que tengan como objeto bienes tangibles destinados al mantenimiento de las actividades de la Compañía, provenientes de operaciones que transfirieron los beneficios, riesgos y controles de esos bienes, se demuestran por el valor justo o, si fuera inferior, por el valor presente de los pagos mínimos del contrato.
Los equipos e instalaciones relacionados con la producción de petróleo y gas cautivos en los respectivos pozos desarrollados se deprecian de acuerdo con el volumen de producción mensual en relación a las reservas probadas y desarrolladas de cada campo productor. Para los activos con vida útil menor que la vida del campo o que están vinculados a campos con diversas fases de desarrollo de la producción, se utiliza el método lineal. Otros equipos y activos no relacionados con la producción de petróleo y gas se deprecian por el método lineal de acuerdo con la vida útil estimada.
Los gastos de exploración y desarrollo de la producción de petróleo y gas se registran de acuerdo con el método de los esfuerzos exitosos. Tal método determina que los costos de desarrollo de todos los pozos de producción y de los pozos de exploración exitosos, vinculados a las reservas económicamente viables, sean capitalizados, mientras que los costos de geología y geofísica deben considerarse como gastos del período en que fueron realizados y los costos con pozos de exploración secos y los vinculados a las reservas no comerciales se deben registrar en el resultado cuando son identificados como tal.
Los costos capitalizados son depreciados utilizándose el método de las unidades producidas en relación a las reservas probadas y desarrolladas. Tales reservas son estimadas por geólogos e ingenieros de petróleo de la Compañía de acuerdo con estándares internacionales y revisadas anualmente o cuando hay indicación de alteración significativa.
Los gastos relevantes realizados con mantenimiento de las unidades industriales y de los navíos que incluyen piezas de repuesto, servicios de montaje y desmontaje, entre otros, se registran en el inmovilizado. Tales paradas se realizan en períodos programados (campaña) en promedio de 4 años y los gastos correspondientes se deprecian como costo de producción hasta el comienzo de la parada siguiente.
Se demuestran por el costo de adquisición, deducido de la amortización acumulada y pérdidas por impairment. Se componen de derechos y concesiones que incluyen, principalmente, los bonos de suscripción pagados por la obtención de concesiones para la exploración de petróleo o gas natural, además de marcas y patentes, softwares y plusvalía por expectativa de rentabilidad futura (goodwill) proveniente de la adquisición de participación con control (controladas y controladas en conjunto). La plusvalía proveniente de la adquisición de participación en coligadas se presenta en la inversión. A partir de 2009, esas plusvalías dejan de ser amortizadas, estando sujetas al test por impairment, el efecto de esa amortización en 2008 ascendió a R$ 247.972 en la Controlante y a R$ 340.163 en el Consolidado.
Los bonos de suscripción se amortizan por el método de unidad producida en relación a las reservas probadas totales, mientras que los demás intangibles se amortizan linealmente por la vida útil estimada.
La Compañía mantuvo el saldo del activo diferido del 31 de diciembre de 2008, que continuará amortizándose en hasta 10 años, sujeto al test de reducción al valor recuperable de activos (impairment), en conformidad con la Ley 11.941/09.
La Compañía evalúa los activos del inmovilizado, del intangible con vida útil definida y del diferido cuando hay indicativos de no recuperación de su valor contable. Los activos que tienen una vida útil indefinida, como la plusvalía por expectativa de rentabilidad futura, tienen la recuperación de su valor comprobada anualmente, independientemente de que haya indicativos de pérdida de valor.
En la aplicación del test de reducción al valor recuperable de activos, el valor contable de un activo o unidad generadora de efectivo se compara con su valor recuperable. El valor recuperable es el mayor valor entre el valor neto de venta de un activo y su valor en uso. Considerándose las particularidades de los activos de la Compañía, el valor recuperable utilizado para evaluación del test de reducción al valor recuperables es el valor en uso, excepto cuando específicamente indicado.
Este valor de uso se estima con base en el valor presente de flujos de efectivo futuros, resultado de las mejores estimativas de la Compañía. Los flujos de efectivo consecuencia del uso continuo de los activos relacionados, se ajustan por los riesgos específicos y utilizan la tasa de descuento pre-impuesto. Esta tasa deriva de la tasa postimpuesto estructurada en el Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC, por sus siglas en inglés). Las principales premisas de los flujos de efectivo son: precios basados en el último plan estratégico divulgado, curvas de producción asociadas a los proyectos existentes en la cartera de la Compañía, costos operativos de mercado e inversiones necesarias para la realización de los proyectos.
Tales evaluaciones se efectúan al menor nivel de activos para los cuales haya flujos de efectivo identificables. Los activos vinculados a la exploración y desarrollo de la producción de petróleo y gas se revisan anualmente, campo a campo, para identificación de posibles pérdidas en la recuperación, con base en el flujo de efectivo futuro estimado.
Se permite la reversión de pérdidas reconocidas anteriormente, excepto en relación a la reducción en el valor de la plusvalía por expectativa de rentabilidad futura.
Se reconocen inicialmente por el valor justo menos los costos de transacción habidos y, después del reconocimiento inicial, se miden por el costo amortizado, utilizándose el método de la tasa de intereses efectiva.
La Compañía registra en su activo inmovilizado, por el valor justo o, si fuera inferior, por el valor presente de los pagos mínimos del contrato, los derechos que tengan por objeto bienes tangibles destinados al mantenimiento de las actividades de la compañía provenientes de operaciones que transfirieron los beneficios, riesgos y control de esos bienes, así como su obligación consecuente.
La obligación futura con abandono de pozos y desmantelamiento de área de producción, se contabiliza al valor presente, descontada a una tasa libre de riesgo, registrándose totalmente en el momento de la declaración de comercialidad de cada campo, como parte de los costos de los activos relacionados (bienes de uso) en contrapartida a la provisión, registrada en el pasivo, que cubrirá tales gastos.
Todos los instrumentos financieros derivativos se han reconocido en el balance de la Compañía, tanto en el activo como en el pasivo, y se han medido por el valor justo.
En las operaciones con derivativos, para protección de las variaciones en los precios de petróleo y derivados y de moneda, las pérdidas y ganancias provenientes de las variaciones del valor justo se registran en el resultado financiero.
Para las operaciones de hedge de flujo de efectivo, las pérdidas y ganancias provenientes de las variaciones del valor justo se registran en ajustes de evaluación patrimonial en el patrimonio neto, hasta su liquidación.
Estos impuestos se calculan y registran con base en las tasas efectivas en vigor en la fecha de elaboración de los estados contables. Los impuestos diferidos se reconocen en función de las diferencias inter-temporales y pérdida fiscal y base negativa de la contribución social, cuando pertinente.
Los compromisos actuariales con los planes de beneficios de pensión y jubilación y los de asistencia médica, son objeto de provisión, conforme Deliberación CVM No 371/00, con base en el cálculo actuarial elaborado anualmente por actuario independiente, de acuerdo con el método de la unidad de crédito proyectada, neto de los activos garantizadores del plan, cuando sea aplicable, siendo reconocidos los costos referentes al aumento del valor presente de la obligación resultante del servicio prestado por el empleado durante su período laboral.
El método de la unidad de crédito proyectada considera cada período de servicio como hecho generador de una unidad adicional de beneficio, que se acumulan para el cálculo de la obligación final. Adicionalmente, se utilizan otras premisas actuariales, tales como la estimativa de la evolución de los costos con asistencia médica, hipótesis biológicas y económicas y también datos históricos de gastos habidos y de contribución de los empleados.
Las ganancias y pérdidas actuariales, provenientes de ajustes con base en la experiencia y en los cambios de las premisas actuariales, se incluyen o excluyen, respectivamente, en la determinación del compromiso actuarial neto y se amortizan durante el período promedio de trabajo restante de los empleados activos.
La Compañía también contribuye para los planes nacionales de pensión y seguridad social de subsidiarias internacionales, cuyos porcentajes se basan en la nómina de pagos, siendo esas contribuciones llevadas al resultado cuando realizadas.
Las subvenciones gubernamentales para inversiones, recibidas a partir del 1º enero de 2008, se reconocen como ingresos en el transcurso del período, confrontándose con los gastos que pretenden compensar en una base sistemática, aplicándose en Petrobras de la forma siguiente:
Los valores apropiados en el resultado, se destinarán a la reserva de incentivos fiscales, en el patrimonio neto.
Los saldos de las reservas de capital referentes a las donaciones y subvenciones para inversión, al 31 de diciembre de 2007, se mantuvieron en el patrimonio neto hasta su total utilización, en la forma prevista en la Ley 6.404/76.
La Compañía mantuvo el saldo de las respectivas reservas de reevaluación al 31 de diciembre de 2007 hasta su total realización, en conformidad con la Ley 11.638/07.