Oil & Gas Accounting: O Estudo de Caso de Uma Empresa de Petróleo. Autoria: Carlos Eduardo Vieira da Silva, José Augusto Veiga da Costa Marques

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1 Oil & Gas Accounting: O Estudo de Caso de Uma Empresa de Petróleo. Autoria: Carlos Eduardo Vieira da Silva, José Augusto Veiga da Costa Marques Resumo: O setor de petróleo no mundo possui empresas tão grandes quanto os resultados que elas produzem. No Brasil, não poderia ser diferente, pois, a maior empresa é uma companhia de petróleo, a Petróleo Brasileiro S.A. Petrobras. A complexidade de suas operações soma novos problemas aos inúmeros que a contabilidade já possui. Neste contexto, um dos principais problemas é o relativo à capitalização dos gastos necessários para a descoberta de reservas de petróleo. Até 1998, a Petrobras registrava como despesa do exercício, todos os gastos relativos às atividades de exploração e produção de petróleo, independentemente do sucesso do empreendimento. Em 1999, a empresa efetuou diversos ajustes nas suas demonstrações contábeis, sendo o de interesse deste estudo, a adoção do método dos esforços bem sucedidos. Sendo assim, este trabalho teve o objetivo de realizar uma simulação dos lucros líquidos da empresa nos anos de 1998 a 2002, caso o método dos esforços bem sucedidos não tivesse sido adotado. Porém, antes será apresentado o tratamento contábil dos gastos incorridos nestas atividades, segundo os dois principais métodos de contabilização: o método dos esforços bem sucedidos e o método do custo total. 1. Introdução Estamos vivendo a era do petróleo. De origem natural, não renovável e de ocorrência limitada, o petróleo movimenta bilhões de dólares diariamente em uma atividade industrial gigantesca, empregando milhares de trabalhadores, técnicos e cientistas. No Brasil não poderia ser diferente. A maior empresa do País é uma indústria do setor de petróleo. Conforme dados da Revista Exame (2003:88), a Petrobras, em 2003, ficou com o primeiro lugar em vendas, lucro líquido e patrimônio líquido e, também, é a maior arrecadadora de impostos. Neste contexto, o estudo pretende demonstrar os principais métodos de contabilidade utilizados pelas indústrias do setor petrolífero, focando qual tratamento é dado para os gastos de exploração e produção de petróleo nos dois métodos, e realizar uma simulação dos efeitos nos lucros de 1998 a 2002, caso a Petrobras não procedesse à mudança de tratamento contábil dos gastos com exploração e produção e petróleo. A relevância do estudo se dá pela tendência do incremento da participação do setor de petróleo na nossa economia devido à quebra do monopólio efetivamente ocorrida em 1998, através da Lei 9478/97. Esta pesquisa foi desenvolvida através de um estudo de caso. Segundo Yin (2001:61), o estudo de caso único é um projeto apropriado em várias circunstâncias, podendo significar uma importante contribuição à base de conhecimento, bem como é aquele que representa um caso raro ou extremo. A escolha da Petrobras deveu-se pelos seguintes motivos: ser representativa na economia brasileira, executar as atividades que são o foco central deste estudo e, disponibilizar seus demonstrativos financeiros publicamente. Além dos demonstrativos disponíveis publicamente, foram utilizados no estudo de caso, relatórios internos disponibilizados pelo setor responsável pela elaboração das demonstrações contábeis, bem como entrevistas com profissionais deste setor 1. 1

2 Antes da apresentação do tópico referente aos métodos de contabilização dos custos incorridos nas atividades de exploração e produção, é importante ressaltar que a indústria do petróleo possui 3 grandes segmentos: - Exploração e produção, ou E&P: são companhias de petróleo a qual exploram reservatórios subterrâneos e produzem as reservas de óleo e gás, usando poços perfurados através de reservas de óleo, gás e água, que são trazidos à superfície para serem separados. - Refino: formado por refinarias de óleo e plantas de processamento de gás que, separam e processam os gases e hidrocarbonetos fluidos em vários produtos comercializáveis. Os produtos derivados do refino e o líquido de gás natural (LGN) podem ser processados mais adiante em plantas petroquímicas. Alguns produtos petroquímicos podem, em troca, ser enviados às refinarias de óleo para mistura ou processamento com outros hidrocarbonetos líquidos para fazer vários produtos derivados, tais como a gasolina. - Transporte, distribuição e estocagem: quando o petróleo é transportado dos campos de produção até as refinarias e plantas de processamento de gás. O óleo é transportado por dutos, caminhões, navios-tanque e barcaças. O gás natural é transportado por dutos. Os derivados e o gás liquefeito de petróleo (GLP ou gás de cozinha ) são transportados similarmente por vários meios até os pontos de distribuição de varejo, como os postos de gasolina. O segmento de E&P é também chamado de upstream (ou operações de upstream), e, os outros 2 segmentos são as operações de downstream (ou simplesmente downstream). As companhias que possuem ambas as operações são verticalmente integradas na indústria do petróleo e, conseqüentemente, são chamadas Integradas. Outras companhias envolvidas somente com o upstream, são chamadas Independentes. Os métodos de contabilidade abordados neste trabalho aplicam-se somente às operações de upstream, ou seja, exploração e produção de petróleo. 2. Os custos incorridos nas atividades de exploração e produção de petróleo A SEC, através da Regulation S-X, rule 4-10 (1), define as atividades de produção de óleo e gás como sendo: 1. A busca por óleo cru, incluindo condensado e líquido de gás natural, ou gás natural ( óleo e gás ), em seu estado natural e na sua locação original; 2. A aquisição de direitos ou propriedades para o propósito de explorar mais adiante e/ou para o propósito de remoção do óleo ou gás dos reservatórios existentes nestas propriedades; 3. As atividades de construção, perfuração e produção necessárias para recuperar o óleo e o gás destes reservatórios naturais, e a aquisição, construção, instalação e manutenção de sistemas de acúmulo e estocagem no campo - incluindo a elevação do óleo e do gás à superfície e, acúmulo, tratamento, processamento no campo (como por exemplo a separação do gás natural e do óleo) e a estocagem no campo. 2

3 Gallun, Stevenson e Nichols (1993:31) afirmam que a contabilidade do óleo e gás relacionase com a contabilização de 4 custos básicos incorridos pelas companhias nas atividades de exploração e produção de óleo e gás. São eles: custos de aquisição, exploração, desenvolvimento e produção. O SFAS 19 (1977:8) define os custos de aquisição como sendo os incorridos para adquirir direitos de explorar, perfurar e produzir óleo e gás natural, abrangendo bônus, taxas de agenciamento/intermediação, taxas de registro, custos legais e outros. Os custos de exploração envolvem exames para identificação de áreas e exames em áreas específicas que possivelmente contém reservas de óleo e gás. Quando ocorrem antes da aquisição da propriedade, podem ser chamados custos de prospecção. A SEC, através da Regulation S-X, rule 4-10 (15), determina que os custos de geologia e geofísica, incluindo a aquisição de dados sísmicos, e os custos para perfurar e equipar poços exploratórios, são considerados custos de exploração. Conforme o SFAS 19 (1977:9) os custos de desenvolvimento são os incorridos na preparação das reservas provadas para produção, isto é, custos incorridos para obter acesso às reservas provadas e para prover instalações para extração, tratamento, recolhimento e estocagem do óleo e do gás, incluindo os custos de plataformas e equipamentos de poços. Os custos das instalações de produção, como linhas de escoamento, separadores, tratadores, aquecedores, tanques de estocagem, sistemas de recuperação e instalações de processamento de gás, são também considerados custos de desenvolvimento. Já os custos de produção são os custos incorridos para elevar óleo e gás para a superfície e coletar, tratar, processar e armazenar (no campo) óleo e gás. Sendo assim, são os custos incorridos para operar e manter poços, equipamentos e instalações relacionados, incluindo depreciação dos mesmos. Incluem também a mão-de-obra para operar os poços e instalações, gastos de reparo e manutenção, materiais e suprimentos consumidos, impostos de produção e outros tributos (SFAS 19, 1977:10). 3. Os métodos de contabilização da indústria de óleo e gás Para registrar os custos descritos anteriormente, as companhias de petróleo seguem um destes dois métodos de contabilidade: o método dos esforços bem sucedidos (Successful efforts accounting) e o método do custo total (Full cost accounting). A principal diferença entre o método do custo total e o método dos esforços bem sucedidos refere-se aos custos que não podem ser diretamente relacionados a descobertas de reservas específicas de óleo e gás (SFAS 19, 1977:42). Complementando a afirmativa acima, Jennings, Feiten e Brock (2000: 61) afirmam que a característica principal que distingue os dois métodos concentra-se ao redor de quais custos serão capitalizados, e o método por qual estes custos deverão ser amortizados. 3

4 3.1. O método dos esforços bem sucedidos (Successful efforts accounting) Segundo Jennings, Feiten e Brock (2000: 71), o método dos esforços bem sucedidos capitaliza somente os custos das atividades de exploração e produção de óleo e gás, que resultaram em descoberta de reservas provadas. Neste contexto, é necessária uma relação direta entre os custos incorridos e as reservas para que estas sejam consideradas ativos (SFAS 19, 1977:42). Neste sentido, os custos das atividades exploratórias que não se utilizam da perfuração de poços para obtenção de dados, são tratados como despesas. Os custos de aquisição de propriedades e os custos incorridos nas atividades de exploração perfuratória são diferidos até que o resultado final indique a descoberta de uma reserva. Neste caso os custos permanecem capitalizados. Caso seja declarado um poço seco ou não-comercial, seus custos são levados para despesa. Os custos de desenvolvimento de poços são sempre capitalizados e, os custos de produção de óleo e gás são tratados como despesas no período em que são incorridos. Os custos de exploração bem sucedidos, de desenvolvimento e de produção fazem parte do custo do óleo e do gás produzidos. Periodicamente, as propriedades são avaliadas para verificar se houve deterioração de seu valor econômico, medido pelo fluxo de benefícios futuros (fluxo de caixa não-descontado). Caso o fluxo de caixa líquido não-descontado estimado da propriedade seja menor que o seu valor contábil líquido, uma perda por Impairment será reconhecida e medida pela diferença entre o valor contábil líquido e o seu valor de mercado. A amortização, segundo este conceito, utiliza o método das unidades produzidas. Os custos de aquisição de propriedades provadas são depletados (amortizados) com base na produção das reservas provadas. Os custos de poços e equipamentos e instalações relacionadas (soma dos custos de exploração e de desenvolvimento) são amortizados (depletados/depreciados) também com base na produção, mas das reservas provadas e desenvolvidas O método do custo total (Full cost accounting) Jennings, Feiten e Brock (2000:451), afirmam que, segundo este método, todos os custos incorridos na aquisição, exploração e desenvolvimento de propriedades dentro de um extenso centro de custos geopolítico ou geográfico são capitalizados, e amortizados conforme as reservas deste centro de custo são produzidas. Sendo assim, o método do custo total considera todos os custos nas atividades de aquisição, exploração e desenvolvimento, como sendo necessários à produção definitiva das reservas. Todos esses custos são incorridos com o conhecimento que, geralmente, está relacionado também às atividades que não resultam diretamente em reservas provadas e desenvolvidas. Contudo, a companhia espera que os benefícios obtidos das prospecções que se provam bemsucedidas, junto com os benefícios das descobertas passadas, serão adequados para recuperar os custos de todas as atividades, bem-sucedidas e mal-sucedidas, e proporcionar lucro. Concordando com este raciocínio, os gastos, sejam eles bem ou mal sucedidos, devem ser capitalizados e amortizados sobre a produção como parte do custo do óleo e do gás. Sendo assim, relacionar diretamente custos incorridos com reservas específicas, não é relevante para o método do custo total (Gallun, Stevenson e Nichols, 1993:209). 4

5 Os mesmos autores afirmam que, diferentemente de outras indústrias, os ativos principais das companhias de petróleo não são a propriedade, plantas e equipamentos, mas o óleo e o gás no subsolo. O método do custo total baseia-se no fato de que os gastos mal-sucedidos são uma necessidade, e inevitável parte da descoberta destes ativos (Gallun, Stevenson e Nichols, 1993:209). A SEC determina, através da Regulation S-X, rule 4-10(c)(2), que todos estes custos são acumulados em único centro de custo que representa as atividades de produção, e exploração e produção de óleo e gás da companhia em um determinado país. Até mesmo quando uma propriedade sofre impairment ou é abandonada, estes valores permanecem capitalizados e compõem a base de amortização. Uma outra característica deste método é que até mesmo os gastos futuros que serão incorridos no desenvolvimento de reservas provadas compõem a base de cálculo da amortização. A amortização dos custos se dá pelo método das unidades produzidas com base nas reservas provadas, porém, é permitido também, em determinadas ocasiões, utilizar o método baseado nas unidades de receita. 4. O estudo de caso da Petrobras S.A. A empresa Petróleo Brasileiro S.A. foi criada em 03 de outubro de 1953, através da Lei n 2.004/53, para executar as atividades de exploração, produção, refino, importação e transporte marítimo, ou por dutos, de petróleo e derivados no Brasil em nome da União Federal. Em 2003, a empresa atingiu um faturamento bruto de R$ mil, e lucro líquido de R$ mil. O patrimônio líquido totalizou R$ mil, enquanto que os ativos totais somam R$ mil. O número de empregados em 31/12/2003 era de aproximadamente pessoas 2. Até 1998, não havia uniformidade de práticas contábeis entre as empresas do grupo. Enquanto a Petrobras registrava, de maneira demasiadamente conservadora, como despesa do exercício, todos os gastos relativos às atividades de exploração e produção de óleo e gás, independentemente do sucesso do empreendimento (metodologia conhecida como método expenses), a Braspetro, subsidiária para as atividades de E&P no exterior, utilizava um método similar ao custo total, capitalizando todos os gastos incorridos nas atividades de exploração e produção de petróleo no exterior como ativo diferido, e não como imobilizado, como prega a literatura. Em 1999, a Petrobras efetuou diversos ajustes nas suas demonstrações contábeis (dentre eles a uniformização de práticas entre as empresas do grupo), visando uma melhor informação ao mercado, permitir uma melhor comparabilidade com as empresas congêneres internacionais, maior transparência de sua posição patrimonial e uma menor diferença com estas mesmas demonstrações quando elaboradas conforme os princípios contábeis norte-americanos, devido ao interesse em implementar um programa avançado de ADR, que exige registro na SEC. Diversos ajustes foram realizados, sendo os de interesse deste estudo, a adoção do método dos esforços bem sucedidos, que se refere a ativação dos gastos com exploração e produção de óleo e gás somente no caso de empreendimentos que resultem em descoberta de reservas provadas de petróleo, permanecendo o registro no resultado do exercício, os gastos com 5

6 geologia e geofísica e os gastos com exploração de poços sem sucesso, quando identificados como tal. A Petrobras efetuou tais ajustes nas demonstrações contábeis, retroativamente ao início de suas operações, sendo tais impactos amplamente divulgados ao mercado 3 e evidenciados nos seus demonstrativos financeiros. A seguir, será apresentado no Quadro 1 um resumo do tratamento dos gastos em exploração e produção de óleo e gás, nos anos de 1998 a Quadro 1: Registro contábil do total de gastos em exploração e produção Ano Resultado (DRE) Capitalizados (DOAR) (em milhares R$) Total Fonte: Demonstrações contábeis da Petrobras de 2000 (pág. 17) e 2002 (pág.30). De posse destes dados e de outros extraídos das demonstrações contábeis da empresa, será apresentada uma simulação dos efeitos nos lucros líquidos da companhia, caso esta não tivesse adotado o método dos esforços bem sucedidos Simulação dos dados contábeis Neste tópico será feita uma simulação dos efeitos nos lucros líquidos dos anos de 1998 a 2002, caso a companhia não tivesse adotado o método dos esforços bem sucedidos. Serão utilizadas informações disponíveis nos demonstrativos contábeis publicados pela companhia, porém, algumas simplificações serão feitas, com vistas a facilitar a elaboração e o entendimento destes efeitos. As informações utilizadas nesta simulação serão extraídas das demonstrações de resultado (DRE) e das demonstrações de origens e aplicações de recursos (DOAR), dos anos de 1998 a Serão extraídos das demonstrações de origens e aplicações de recursos, os valores referentes aos gastos capitalizados com exploração e produção de petróleo, isto é, ou a atividade ainda está em andamento, ou já foi encontrada uma reserva provada. Estes valores referentes aos gastos com exploração e produção serão reclassificados como despesas, e serão apurados os lucros líquidos. Para melhor entendimento do estudo, os gastos capitalizados evidenciados na DOAR serão considerados decorrentes de atividades em andamento, isto é, será desconsiderada a conclusão destas atividades, acarretando a reclassificação destes gastos no imobilizado da companhia, tendo como conseqüência a não-amortização destes gastos nos anos subseqüentes, decorrente da produção das reservas. Outra simplificação é referente aos itens fiscais do período (IR/CSLL). Os valores referentes ao IR/CSLL (do período e diferidos) foram determinados através da aplicação de uma alíquota que expressa a relação entre os valores de IR/CSLL provisionados e o resultado antes da tributação/participação. O Quadro 2 demonstra o cálculo destas alíquotas. Os demais itens das demonstrações de resultado permaneceram inalterados. 6

7 Quadro 2: Cálculo das alíquotas de IR/CSLL Resultado Antes Tributação/Participações Provisão para IR e Contribuição Social (81.992) ( ) ( ) ( ) ( ) IR Diferido 0 0 ( ) 0 0 Alíquota IR/CSLL (%) 5% 12% 19% 24% 24% Alíquota IR diferido (%) - - 9% - - Fonte: Elaborado pelo autor. O Quadro 3 apresenta a simulação dos efeitos da não-mudança de prática nos resultados da Petrobras, para os anos de 1998 a Quadro 3: Simulação dos lucros entre 1998 e Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços Deduções da Receita Bruta ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Resultado Bruto Despesas/Receitas Operacionais ( ) ( ) ( ) ( ) Com Vendas ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Gerais e Administrativas ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Financeiras ( ) ( ) (41.196) ( ) ( ) Outras Receitas Operacionais Custos com prospecção e perfuração p/ extração de petróleo no país ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Outras Despesas Operacionais ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Resultado da Equivalência Patrimonial Resultado Operacional Resultado Não Operacional (5.661) (23.053) ( ) Resultado Antes Tributação/Participações Provisão para IR e Contribuição Social (81.992) ( ) ( ) ( ) ( ) IR Diferido 0 0 ( ) 0 0 Participações/Contribuições Estatutárias 0 (88.570) ( ) ( ) ( ) Reversão dos Juros sobre Capital Próprio Lucro/Prejuízo do Período Fonte: Elaborado pelo autor. Conforme mencionado anteriormente, se não houvesse a mudança para o método dos esforços bem sucedidos, a Petrobras continuaria a registrar no resultado do exercício todos os gastos com exploração e produção de petróleo, independentemente do sucesso ou não da atividade, ou seja, achando-se ou não uma reserva provada. Ressalta-se que os gastos com exploração e produção capitalizados não incluem equipamentos e outros bens, estes são capitalizados em outra conta, mas somente os gastos com materiais, 7

8 serviços e depreciação de equipamentos utilizados nas atividades de exploração e desenvolvimento da produção. A simulação causou impacto, devido a não-mudança de critérios, apenas aos anos de 1999 a 2002, uma vez que no ano de 1998 o procedimento de considerar como despesa os gastos com exploração e produção de petróleo já era utilizado. Sendo assim, o lucro líquido de 1998 permaneceu inalterado nesta simulação. As linhas da DRE alteradas para esta simulação foram: i. Custos com prospecção e perfuração para extração de petróleo no país : aos valores inicialmente registrados como despesas (1999 R$ mil, 2000 R$ mil, 2001 R$ mil e 2002 R$ mil), foram acrescidos pelos gastos capitalizados evidenciados na DOAR (1999 R$ mil, 2000 R$ mil, 2001 R$ mil e 2002 R$ mil); ii. Provisão para IR e Contribuição Social : foram calculadas alíquotas representando a relação entre os valores originais provisionados e os lucros antes da tributação/participações originais, dos anos de 1999 a 2002, e aplicou-se esta alíquota aos novos valores de lucro antes da tributação/participações. Uma vez que os valores dos impostos envolvem uma série de premissas e uma base de cálculo própria, este procedimento foi utilizado tentando-se minimizar ou anular um possível impacto significativo nos novos números; iii. IR Diferido : procedimento semelhante ao utilizado no item (ii), ou seja, foi calculada uma alíquota representando a relação entre o valor original e o lucro antes da tributação/participações original e, aplicou-se esta alíquota ao novo valor. O Quadro 4 resume os efeitos, em termos percentuais, nos lucros de 1998 a 2002, caso não houvesse a mudança de práticas contábeis. Quadro 4: Resumo dos impactos nos lucros de 1998 a (Em milhares de Reais) Lucro líquido publicado Lucro líquido simulado Redução (%) 0,0% -52,5% -17,0% -19,5% -32,3% Fonte: Elaborado pelo autor. Percebe-se o significativo impacto no lucro líquido dos exercícios posteriores a 1998, caso não houvesse a mudança das práticas contábeis pela Petrobras, principalmente em Não é o objetivo deste estudo apresentar possíveis conseqüências de tal redução no lucro líquido da empresa, mas, uma redução no cálculo e pagamento de dividendos talvez possa ser considerada, se não o principal, um dos principais impactos na avaliação dos usuários (analistas/investidores) das informações contábeis. O alto percentual de redução do lucro em 1999 (em relação aos outros anos), pode ser explicado pela relevância do valor do gasto em exploração e produção reclassificado para despesa (R$ mil), em relação ao lucro operacional deste mesmo ano antes da simulação (R$ mil) 51,38%; enquanto que em 2000, a proporção equivale a 16,14% (R$ mil, para os gastos com exploração e produção reclassificados para 8

9 despesa e, R$ mil, sendo o lucro operacional antes da simulação), em 2001 temos 18,69% (R$ mil e R$ mil), e em 2002 a proporção praticamente dobra, ficando em 31,71% (R$ mil e R$ mil). Considerando que os gastos (investimentos) em exploração e produção não possuem relação com a receita operacional líquida, lucro operacional ou lucro líquido, mas sim, com o planejamento estratégico da companhia, dependendo do volume de gastos realizados para exploração e desenvolvimento da produção das reservas de óleo e gás (independentemente do sucesso da empreitada), este poderia afetar de tal maneira o resultado da companhia em um ou mais períodos a ponto de, dependendo do porte da companhia, provocar prejuízos seguidos, caso se adote a metodologia de considerar todos estes gastos como despesas do período. 5. Conclusões Para contabilizar os gastos em exploração e produção de óleo e gás, as indústrias de petróleo utilizam um dos dois métodos: método dos esforços bem sucedidos ou método do custo total. A diferença primordial entre o método dos esforços bem sucedidos e o método do custo total refere-se ao tratamento dos gastos incorridos nas atividades de aquisição e exploração de propriedades de óleo e gás. No método dos esforços bem sucedidos, tais gastos só serão capitalizados se resultarem na descoberta de reservas provadas, enquanto que no método do custo total, estes gastos são capitalizados independentemente de se encontrarem reservas provadas ou não. Os custos de desenvolvimento e de produção recebem um tratamento similar nos dois métodos: o primeiro é sempre capitalizado, enquanto que o segundo é tratado como despesa no período em que incorreu (neste caso considerando que não há estoque de petróleo no campo produtor, ou seja, todo o petróleo extraído é transferido para a refinaria para ser processado). Até o ano de 1998, a Petrobras tratava contabilmente os gastos incorridos nas atividades de exploração e produção de óleo e gás como despesas do período; uma metodologia denominada método expenses. A partir de 1999, a empresa passa a adotar o método dos esforços bem sucedidos, onde se capitaliza apenas os gastos nas atividades que resultaram na descoberta de reservas provadas de óleo e gás, amortizando-os no decorrer da produção destas reservas. Os gastos incorridos que não resultaram em descobertas de reservas ou em reservas não-comerciais, são debitados para despesa no exercício em que incorreram. Foi realizada uma simulação de qual seria o impacto nos lucros líquidos dos anos de 1999 a 2002, se tal tratamento dos gastos em exploração e produção não tivesse sido alterado. Para isso foram utilizados dados oriundos dos demonstrativos de 1998 a 2002, mais especificamente da demonstração de resultado do exercício (DRE) e da demonstração das origens e aplicações de recursos (DOAR). Aos valores referentes aos gastos nas atividades de exploração e produção de petróleo mal sucedidas, que constavam nas DRE s dos anos de 1999 a 2002, foram acrescidos os relativos às atividades bem sucedidas, ou seja, os valores dos gastos em exploração e produção capitalizados nestes mesmos anos, evidenciados na DOAR. Portanto foi montada uma nova DRE para cada ano, de 1999 a 2002 (a de 1998 não foi afetada, já que todos os gastos eram registrados no resultado), com os novos valores de gastos exploratórios e com isso, apurados os novos lucros líquidos. 9

10 Como resultado desta simulação, percebeu-se um impacto significativo nos lucros líquidos de 1999 a 2002, caso o método dos esforços bem sucedidos não tivesse sido adotado. Considerando que tais gastos não possuem relação com as receitas da companhia, nem com seus lucros, mas sim, com o volume de investimentos previstos na estratégia da empresa, visando ao aumento ou manutenção de suas reservas de óleo e gás; tais gastos, dependendo do volume em que ocorram em determinados períodos, poderiam impactar o resultado da companhia a ponto de causar prejuízos ou diminuir drasticamente sua distribuição de dividendos. O efeito causado na opinião de analistas, investidores, e demais entidades interessadas nos números da empresa (o mercado ), motivado pela diminuição ou interrupção do pagamento de dividendos, decréscimo nos índices de rentabilidade e etc., pode ser objeto de estudo em pesquisas futuras, podendo ser considerado como um complemento ao estudo apresentado. 6. Referências bibliográficas FASB - Financial Accounting Standards Board. Statements of Financial Accounting Standards n 19 - Financial Accounting and Reporting by Oil and Gas Producing Companies. USA, Disponível em: Gallun, Rebecca A., Stevenson, John W., Nichols, Linda M., Fundamentals of Oil & Gas Accounting. 3 ed. EUA: Pennwell Books, Jennings, Dennis R., Feiten, Joseph B., Brock, Horace R. Petroleum Accounting Principles, Procedures & Issues. 5 ed. EUA: PriceWatherhouseCoopers, Petrobras Petróleo Brasileiro S.A. Relatório Anual. Rio de Janeiro: Petróleo Brasileiro S.A. Relatório Anual. Rio de Janeiro: Petróleo Brasileiro S.A. Relatório Anual. Rio de Janeiro: Petróleo Brasileiro S.A. Relatório Anual. Rio de Janeiro: Petróleo Brasileiro S.A. Relatório Anual. Rio de Janeiro: Revista Exame Melhores e Maiores. São Paulo: Ed. Abril, p. 88. SEC - Securities and Exchange Commission. Regulation S-X. USA, Disponível em Yin, Robert K. Estudo de caso: planejamento e métodos. 2 ed. Porto Alegre: Bookman, Informações obtidas com o Consultor Lincoln Guedes Alcoforado e com o Gerente Setorial Paulo Roberto P. da Costa (Contabilidade corporativa/operações contábeis/centralização e análise), através de entrevista realizada em 17/02/ Fonte: consulta em março de Ver Folha de São Paulo, págs. 2 e 3, São Paulo, 18/10/