VALUATION ALLOWANCE X IMPAIRMENT E A DECISÃO DE SUA IMPLANTAÇÃO NO BALANÇO.

Fl. 1 de 50 UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO FUNDAÇÃO INSTITUTO DE PESQUISAS CONTÁBEIS, ATUARIAIS E FINANCEIRAS - FIPECAFI UNIVERSIDADE CORPORATIVA PETROBRAS MBA GESTÃO CONTÁBIL VALUATION ALLOWANCE X IMPAIRMENT E A DECISÃO DE SUA IMPLANTAÇÃO NO BALANÇO. Aluno: João Carlos Henrique joaochenrique@yahoo.com.br Orientador: Professor Carlos Renato Theóphilo VITORIA ES 2006

Fl. 2 de 50 RESUMO VALUATION ALLOWANCE X IMPAIRMENT E A DECISÃO DE SUA IMPLANTAÇÃO NO BALANÇO. Esta Monografia foi apresentada à Universidade de São Paulo USP, Fundação Instituto de Pesquisas Contábeis Atuariais e Financeiras FIPECAFI, como requisito final, obrigatório, para obtenção do certificado de conclusão do MBA em Gestão Contábil, obtendo o conceito A, evidentemente com um volume de matéria bem maior e tem a premissa de apresentar as vantagens e desvantagem entre o critério de se utilizar o SFAS 19 Valuation Allowance, em contrapartida ao SFAS 144 Impairment, para uma empresa do ramo de Petróleo, na publicação de seu balanço em USGAAP, para quem necessita de publicação de balanço pelo critério norte americano, em função da negociação de suas ações na NISE (Bolsa de Nova York). O critério principal entre os 2 SFAS é que o SFAS 19 permite efetuar a reversão contábil se num futuro próximo algumas premissas forem atendidas e dentro dos critérios técnicos exigidos. Já o SFAS 144 possui critérios fixos, não permitindo a reversão contábil após sua implantação, mesmo que a situação futura esteja reversa da data de origem do impairment, tais como maxivaloraçao do barril de petróleo, aumento sensível da reserva de petróleo no campo, novas tecnologias, etc. O desenvolvimento do trabalho apresenta dados concretos, onde após comparar os 2 métodos, pelos critérios técnicos estabelecidos, e após inserir os números da reversão contábil pelo SFAS 19 na Demonstração do Resultado da empresa, pudemos demonstrar que houve aumento proporcional do Lucro Líquido por Ação, sendo vantagem para a Empresa, para os acionistas, para o Governo com aumento de impostos e para os Empregados, com aumento na participação nos lucros. VITORIA ES 2006

Fl. 3 de 50 SUMÁRIO Resumo Pág. 1 INTRODUÇÃO 6 1.1 Antecedentes do Problema 7 1.2 O Problema 8 1.3 Objetivos 9 1.4 Justificativa, Importância 9 1.4.1 Contribuição Esperada 10 2 REFERENCIAL TEÓRICO (DESENVOLVIMENTO) 10 2.1 Ativo Imobilizado 10 2.1.1 Bônus de Assinatura ANP 13 2.1.2 Algumas Definições de Ativos pelo SFAS 144 14 2.1.3 - DD&A Depreciação, Depleção, Provisão de Abandono e Amortização 15 2.1.3.1 Conceito 15 2.1.3.2 Depreciação de Equipamentos de Produção 16 2.1.3.3 Depreciação em Função do Volume Produzido 16 2.1.3.4 Depreciação em Função da Vida Útil 17 2.1.3.5 Depleção 17 2.1.3.6 Definição para Pesquisa e Desenvolvimento 19 2.1.3.7 Formação dos Valores 21 2.1.3.8 Sensibilização quanto à Produção e Depleção 22 2.1.3.9 Amortização 22 2.2 Impairment SFAS 144 24 2.2.1 Campos em Parceria 29 2.2.2 Campos não Econômicos 29

Fl. 4 de 50 2.3 Valuation Allowance SFAS 19 29 2.3.1 Algumas Definições do SFAS 19 32 2.3.1.1 Poço de Desenvolvimento 33 2.3.1.2 Poço de Serviço 33 2.3.1.3 Poço Estratigráfico 33 2.3.1.4 Poço Exploratório 33 2.3.1.5 - Atividades de Produção de Óleo e Gás 33 2.3.1.6 - Área Provada 33 2.3.1.7 - Propriedades Provadas 33 2.3.1.8 - Propriedades Não Provadas 33 2.3.1.9 - Reservatórios 33 2.3.1.10 - Reservas Provadas 34 2.3.1.11 - Reservas Não Provadas 34 2.3.1.12 - Reservas Provadas Desenvolvidas 34 2.3.1.13 Reservas Provadas Não Desenvolvidas 34 2.4 Contabilização dos Ativos 34 2.4.1 Custos Incorridos com Exploração 34 2.4.2 Contabilização de Exploração 36 2.4.3 Custos Incorridos com Desenvolvimento 37 2.4.4 Contabilização do Desenvolvimento 38 2.4.5 Custos Incorridos com Produção 38 2.4.6 Contabilização da Produção 39 2.4.7 Aquisição de Equipamentos e Instalações 39 2.4.8 Tratamento dos Custos Capitalizados 41 2.4.8.1 Propriedades não Provadas 42 2.4.8.2 Propriedades Provadas 43 2.4.8.3 Poços, Equipamentos e Instalações Relacionados 43 2.4.8.4 Resumo dos Possíveis Tipos de Poços 44

Fl. 5 de 50 3.3 - Metodologia 45 3.3.1 Valores do Impairment por Ano de Efetivação 45 3.3.2 Valores da Produção dos Campos pós Impairment de 2000 a 2004 da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A 3.3.3 Ajustes na Demonstração do Resultado (DRE) de 2002 a 2004 em face do emprego do SFAS 19 Valuation Allowance 3.3.4 Gráficos da Evolução dos Valores por reversão de Impairment SFAS 19 46 46 48 4 - CONCLUSÃO 48 REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA 49 1 - INTRODUÇÃO: No Brasil não existe até 2004 nenhum pronunciamento, seja do IBRACON, CVM, CRC, sobre Impairment. 1 Logo, nas demonstrações contábeis BR GAAP não estão contidos os valores dos campos produtores 2 que sofreram Impairment, ficando para as Notas Explicativas as argumentações dos ajustes necessários que estão contidos no Balanço Patrimonial. No ano de 2002 foram identificados vários eventos que estão contribuindo para a condução das normas contábeis a um padrão mundial. Tanto o Financial Accounting Standards Board (FASB) quanto o International Accounting Standards Board (IASB) concordam que a convergência dos padrões contábeis é um objetivo 1 Impairment Análise efetuada periodicamente, sempre que houver indícios que indiquem a possibilidade, nos ativos imobilizados da empresa, de identificar eventos ou mudanças de caráter definitivo ou indiquem que seus valores contábeis residuais são superiores ao valor justo dos ativos, o que indicaria em caso em que situação seja irreversível na necessidade de se proceder a um Impairment parcial ou até mesmo o total se assim for o caso. 2 Campo Produtor de petróleo e/ou gás natural é uma área produtora destes fluidos, a partir de uma ou mais jazidas, a profundidades variáveis, abrangendo as instalações e os equipamentos destinados à produção.

Fl. 6 de 50 primeiro para os próximos anos, reconhecendo, ainda, que existem muitas divergências que, no conjunto, causam muitos problemas na utilização, preparação, auditoria e regulamentação dos relatórios financeiros. Segundo o FASB (1996, p. 119) ativos são prováveis benefícios econômicos futuros obtidos ou controlados por uma entidade particular como resultado de transações ou eventos passados. O conceito provável é usado com seu significado geral, referindo-se ao que pode ser razoavelmente esperado ou pode ser acreditado baseado em evidência disponível ou lógica, mas pode não ser certo e nem pode ser provado. A intenção de sua inclusão na definição é reconhecer que os negócios ou outras atividades econômicas acontecem em um ambiente caracterizado por incerteza na qual poucos resultados são certos. Como existe a dificuldade de se ter uma ÚNICA norma internacional e também de se caracterizar o elemento vital das empresas industriais, que são seus ativos, também existe a dificuldade de se decidir pela utilização de um procedimento ou outro, no caso o SFAS 19 Valuation Allowance 3 que é o reconhecimento de uma perda circunstancial, passível de REVERSÃO quando o valor do ativo não condiz temporariamente com o valor contábil, devido a condições específicas de alguma das variáveis usadas no fluxo de caixa utilizado na determinação do valor justo do ativo e SFAS 144 Impairment que é um teste feito anualmente nas reservas provadas para identificar eventos ou mudanças que indiquem as alterações nos valores residuais das reservas, não podendo ser REVERTIDO. 1.1 - ANTECEDENTES DO PROBLEMA: O parágrafo 8 do SFAS nº. 144 (FASB, 2001) indica que um ativo de longa duração deverá ser testado em sua capacidade de recuperação sempre que eventos ou mudanças em circunstâncias indiquem que seu valor contábil não possa ser recuperável. São exemplos de tais eventos ou mudanças em circunstâncias: uma diminuição significativa no preço de mercado de um ativo de longa duração (ou grupo de ativos); 3 Sem tradução definida para o Português, pode ser entendido como permissão de avaliação

Fl. 7 de 50 uma modificação adversa significativa na extensão ou no modo pelo qual um ativo de longa duração (ou grupo de ativos) é utilizado ou uma modificação significativa em suas condições físicas; uma modificação adversa significativa em fatores legais, regulamentações de órgãos de controle governamental ou no ambiente empresarial (mercado) que poderia afetar o valor do ativo; uma perda operacional no período atual ou uma perda no fluxo de caixa, combinada com um histórico de perdas operacionais ou de fluxos de caixa ou uma projeção ou previsão que demonstram perdas continuadas associadas com o uso de um ativo de longa duração (ou grupo de ativos); uma expectativa atual, em um nível de probabilidade maior que 50 por cento, que um ativo de longa duração (ou grupo de ativos) será vendido ou, se não for vendido, será baixado muito antes do término de sua vida útil previamente calculada; um acréscimo significativo dos custos de construção ou aquisição de um ativo de longa duração (ou grupo de ativos), em comparação aos custos orçados. As normas norte-americanas não esgotam as possibilidades de eventos que podem identificar uma possível perda de valor dos ativos duradouros. Todas as circunstâncias descritas levam em consideração a possibilidade da perda, em caráter significativo, ou seja, a materialidade do valor da perda deve ser considerada no momento da determinação da necessidade da empresa realizar o teste de impairment para os ativos (ou grupo de ativos) em análise. O SFAS 19 identifica que, empresa produtoras de óleo e gás possuem tipos especiais de ativos, cujos custos devem ser capitalizados quando incorridos: -Propriedades (Interesses minerais em propriedades) - Não provadas - Provadas -Poços e equipamentos e instalações relacionados -Equipamentos e instalações de suporte utilizados em atividades de produção de óleo e gás - Poços, equipamentos e instalações incompletos

Fl. 8 de 50 1.2 - O PROBLEMA: O parágrafo 15 do SFAS nº. 144 (FASB, 2001) estabelece que, uma vez previamente reconhecida a perda por impairment, fica proibida sua reversão (grifo nosso). Somente são reconhecidas as perdas cujos valores forem significativos. Sendo assim, as alterações provocadas pelo reconhecimento da perda por impairment possuem relevância e necessitam de um tratamento especial no momento de sua divulgação. O SFAS nº. 144 (FASB, 2001-b) estabelece que as seguintes informações sejam divulgadas em notas explicativas às demonstrações financeiras, no período em que uma perda por impairment for reconhecida: a descrição do ativo (ou grupo de ativos) de longa duração que sofreu perda por impairment, assim como os fatos e as circunstâncias que justificam o prejuízo; o valor da perda por impairment e a conta na demonstração de resultado que inclui a perda, se esta não tiver sido apresentada em outro relatório; o método ou métodos utilizados para determinar valor justo (se baseado em um preço de cotação de mercado, preços para ativos semelhantes, ou outra técnica de estimação). 1.3 - OBJETIVOS O objetivo deste trabalho visa demonstrar à Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A, com os dados obtidos, a indicação do critério mais adequado ao se empregar os critérios do SFAS 144 Impairment ou do SFAS 19 Valuation Allowance, em suas Demonstrações Contábeis. Discutiremos os critérios definidos de acordo com as duas normas internacionais, trabalharemos os dados obtidos na (Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A), dos campos que sofreram Impairment, cruzaremos os dados com a produção dos campos pós Impairment, para verificar sua evolução ou involução e simularemos na sua Demonstração do Resultado dos Exercícios os impactos provenientes desta mudança, se melhor ou pior financeiramente para a Empresa, para os Acionistas e para os Empregados.

Fl. 9 de 50 1.4 JUSTIFICATIVA, IMPORTÂNCIA E CONTRIBUIÇÃO ESPERADA: Os valores de Ativo de uma empresa petrolífera da área de Exploração e Produção são bem significativos e qualquer mudança de critério implica numa análise mais minuciosa, pois pode advir um ganho percentual para a empresa, mas por outro lado, prejuízos para os empregados ou para os acionistas. Assim torna-se oportuno levantar a discussão acerca da troca de critério do SFAS 144 pelo critério do SFAS 19, já que este último permite reversão de procedimento contábil, enquanto o SFAS 144 não permite. Este trabalho será efetuado com dados obtidos da Petrobras Petróleo Brasileiro S/A, área responsável pelos Impairment e Produção dos campos. Os critérios usados serão os mais próximos do ideal possível, tendo em vista ser um trabalho que busca mostrar os resultados bons ou ruins mas que sejam autênticos. A contribuição deste trabalho visa abrir um nicho de oportunidade para os alunos exercitarem seu conhecimento, fixando ainda mais seu aprendizado, em face do treinamento que receberam ao nível deste MBA, e possam, pelos conhecimentos adquiridos, demonstrar um possível retorno financeiro para a empresa, empregados e Acionistas, na utilização de outro critério mais adequado aos seus procedimentos, trazendo uma melhora aos seus resultados econômicos financeiros em seu Balanço. 1.4.1 - CONTRIBUIÇÃO ESPERADA Espera-se com este trabalho estudar a viabilidade da utilização do SFAS 19 que permite reverter a situação contábil de um campo que tenha sofrido Impairment, já que o SFAS 144 não permite reversão, mostrando a vantagem ou não de se empregar este novo critério. Assim, poderemos estudar se existe vantagem para um acionista que num exercício contábil, onde na apuração do lucro líquido da empresa tenha sido demonstrado um lucro menor, em face das baixas dos ativos por Impairment, logo os

Fl. 10 de 50 acionistas receberiam menor remuneração pelo seu capital, e em outro exercício contábil teríamos a possibilidade de verificar, quando tivéssemos uma razão para uma nova apuração, tais como descoberta de uma nova tecnologia, variação sensível da moeda, aumento da produção e reserva do campo, etc, se a reversão deste impairment, utilizando o critério do SFAS 19, seria vantajoso para a Empresa, para os acionistas e para os empregados. 2 REFERENCIAL TEÓRICO (DESENVOLVIMENTO): 2.1 ATIVO IMOBILIZADO Gastos com Ativo Imobilizado são considerados investimentos, pois são aqueles incorridos visando a obtenção de um fluxo de benefícios ao longo de um período futuro. Sob a ótica contábil, todo investimento deveria corresponder a uma imobilização de recursos no sentido de que estes são aplicados com o objetivo de permanecerem investidos e gerando benefícios na atividade correspondente, por um período relativamente longo de tempo, migrando para resultado ao longo desse período futuro, e em função do benefício gerado ou de seu serviço consumido. No Statements of Financial Accounting Concepts n 6 Elements of Financial Statements, encontramos uma definição para ativos como sendo, benefícios econômicos futuros prováveis, obtidos ou controlados por uma dada entidade em conseqüência de transações ou eventos passados (FASB, 1985:16). O Financial Accounting Standards Board (FASB) complementa esta definição, enumerando três características essenciais aos ativos: 1. Benefício futuro provável: corresponde à capacidade do ativo, isolado ou em combinação com outros ativos, de contribuir para a geração de entradas líquidas de caixa futuras; 2. Controle: a entidade pode controlar o acesso de outras entidades a esses benefícios, muito embora em alguns casos, o direito possa ser compartilhado com pessoas ou empresas específicas; 3. Eventos passados: os benefícios econômicos devem resultar de transações ou eventos passados, não devem incluir benefícios que poderão surgir no futuro, mas não existem ou não estão sob controle da entidade no presente.

Fl. 11 de 50 Hendriksen e Van Breda (1999:286) e Iudícibus (2000:130), não mencionam a necessidade de um evento ou transação passada para reconhecimento de um ativo. Para Iudícibus: O ativo deve ser considerado à luz da sua propriedade e/ou à luz de sua posse e controle; [...] precisa estar incluído [...] algum direito específico a benefícios futuros [...], ou em um sentido mais amplo, o elemento precisa apresentar uma potencialidade de serviços futuros (fluxos de caixa futuros) para a entidade; o direito precisa ser exclusivo da entidade. O autor complementa afirmando que: os direitos, [...], precisam ter um benefício líquido positivo (Iudícibus, 2000:131). Para isso, cita um exemplo de Hendriksen e Van Breda, em que um edifício que perdeu seu valor de serviço para a empresa se o custo da remoção for igual ao valor de liquidação de seus materiais, não pode ser considerado mais como um ativo (Hendriksen e Van Breda, 1999: 285). Resumindo, para que uma empresa possa registrar algum item como ativo, este deve apresentar um potencial futuro de geração de caixa (entrada de recursos para a empresa), e seu uso deve ser exclusivo da entidade, ou seja, deve estar sob seu controle (apesar de em alguns casos o controle de um ativo possa ser compartilhado). Entretanto, devido à legislação específica, alguns investimentos diretos e indiretos relativos às atividades de Exploração e Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico não são capitalizados, não sendo tratados como investimentos, da forma como a técnica contábil recomenda, mas sim, como gastos operacionais, do período, sendo alocados diretamente no resultado da companhia, no mesmo período em que são realizados. Observe-se que essa alocação de gastos com investimentos como gastos operacionais, mesmo contrariando a rigidez da norma contábil, é plenamente defensável conceitualmente, a partir do princípio contábil do conservadorismo, em função da natureza das operações da companhia. Nas contas do grupo Imobilizado, referentes às reservas, são acumuladas as aquisições diretas de equipamentos adicionais, e/ou outros direitos de uso com valor acima de um limite fixado pela legislação fiscal. Equipamentos ou direitos cujo valor de aquisição seja inferior a este limite, atualmente em R$ 326,08 (no caso da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A), são tratados como material de consumo. Nessas contas estão representados os investimentos da Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A em colunas

Fl. 12 de 50 de produção, revestimentos de poços, linhas de transferência de fluidos, vasos separadores, bombas, compressores, linhas flexíveis, risers, árvores de natal molhadas e secas, manifolds, etc. Os gastos com investimentos estão segregados em investimentos em exploração, investimentos em exploração bem sucedidos, poços injetores e poços produtores. Enquanto os investimentos entendidos como mal sucedidos, que são aqueles esforços de exploração que resultaram em uma jazida não econômica, são lançados diretamente no resultado do período. Os investimentos bem sucedidos, aqui incluindo os investimentos nos poços produtores e injetores (incluindo os gastos com perfuração, sondas, completação, lançamento de linhas, etc., bem como os investimentos em plataformas fixas ou flutuantes) serão recuperados, sendo lançados a resultado proporcionalmente ao volume de drenagem da reserva desenvolvida, via depreciação ou depleção, conforme será detalhado em tópicos posteriores. Existe distinção entre os dois métodos aceitáveis para contabilização das operações de óleo e gás na indústria do petróleo. Sob o conceito do custo total Full Cost todos os custos de exploração são inicialmente capitalizados, considerando-se como acumulador o país (área geográfica) onde está localizado o projeto, independentemente se existe mais de um projeto em um mesmo país. Já pelo conceito do método dos esforços bem sucedidos Successful Efforts, todos os poços exploratórios, incluindo os de delimitação de reservatório, são capitalizados em um primeiro momento como poços exploratórios em andamento Wells in Progress. Caso esses poços comprovem evidência comercial de extração futura de hidrocarbonetos serão reclassificados dentro do próprio ativo imobilizado para o grupamento de Propriedades Provadas e serão amortizadas por unidade de produção considerando a razão produções do período sobre as reservas provadas desenvolvidas, caso não sejam comerciais serão levados a resultado no exercício em que se comprovar o insucesso Poços Secos. Cabe ressaltar que, mesmo que haja evidência de comercialidade, a empresa deve apresentar um plano firme de desenvolvimento do campo. Caso contrário em um prazo máximo de um ano, deve levar a resultado, mesmo poços com evidência técnica de comercialidade. 4 4 Fonte: Parágrafo 19 do SFAS 19.

Fl. 13 de 50 Os valores capitalizados de Poços exploratórios, poços em desenvolvimento e facilidades de produção, líquidos de amortização, depreciação e exaustão devem ser submetidos periodicamente a teste de impairment, quando a perda for certa e permanente. Considera-se como perda a diferença a maior do valor contábil em relação ao valor justo de mercado fair value do ativo. No caso de exploração em terras de terceiros, deve-se inicialmente levar os custos para contas a receber. Caso aconteça a Evidencia de Extração, estes custos podem ser levados ao ativo fixo, em caso contrario devem ser levados ao resultado. 2.1.1 - Bônus de Assinatura ANP Os valores gastos com os bônus de assinatura são ativados e incorporados aos custos de exploração para futura amortização (depleção), quando as áreas se provarem econômicas e começarem a produzir. No caso de insucesso, os valores serão levados a resultado no momento da decisão de devolução da área a ANP. Como a ANP é a Agência reguladora das Licitações dos Blocos Exploratórios, todo o processo inicia-se quando há o pagamento do Bônus de Assinatura da ANP, que na prática é o pagamento pelo direito de explorar o Bloco. 2.1.2 Algumas Definições de Ativos pelo SFAS 144 Nas normas norte-americanas, em especial no SFAS nº. 144 (FASB, 2001-b), SFAS nº. 142 (FASB, 2001-a), SFAS nº. 121 e APB O nº. 30 (FASB, 1996) estão descritas algumas definições, importantes para este estudo: Ativos (assets) são prováveis benefícios econômicos futuros obtidos ou controlados por uma entidade particular como resultado de transações ou eventos passados; Ativo primário (primary asset) é o principal ativo tangível de longa duração que é depreciado ou o ativo intangível que é amortizado, ou seja, é o componente mais significativo do grupo de ativos, do qual deriva sua capacidade de geração de fluxo de caixa. O ativo primário de um grupo de recurso não pode ser, então, a terra ou um ativo intangível que não são amortizados;

Fl. 14 de 50 Valor contábil (carrying amount) é o valor pela qual um ativo é reconhecido no balanço patrimonial após a dedução de qualquer amortização acumulada; Perda por Impairment (impairment loss) é a perda decorrente na redução do valor recuperável do ativo, em excesso ao seu valor justo; Redução no valor recuperável do ativo (impairment asset) é a condição que existe quando o valor contábil de um ativo de longa duração (ou grupo de ativos) excede o seu valor justo; Valor justo (fair value) é o valor pelo qual um ativo ou obrigação pode ser comprado ou vendido em uma transação corrente entre partes dispostas, ou seja, exceto em vendas forçadas ou em liquidação; Valor justo de um grupo de ativos (fair value of an asset group) refere-se ao valor pelo qual o grupo de ativos poderia ser comprado, como um todo, ou poderia ser vendido, em uma transação corrente única. Então, o valor justo do grupo não é necessariamente igual à soma dos valores justos dos ativos e passivos individuais do grupo. 2.1.3 - DD&A Depreciação, Depleção, Provisão de Abandono e Amortização. Neste ponto é pertinente destacar as diferenças entre a Legislação Societária Brasileira, denominada pela Petrobras Petróleo Brasileiro S/A, informalmente, de BR GAPP, e a Legislação Societária dos Estados Unidos, denominada de US GAPP. A principal diferença entre as duas metodologias está no tratamento dado aos bens afretados, que são os bens alugados e/ou arrendados. Pela legislação societária brasileira em vigor, um contrato de arrendamento mercantil (leasing) é tratado como um aluguel, sendo lançado como despesa do período. Já, segundo os princípios do US GAPP, o tratamento pode variar em função das características do contrato celebrado entre as partes. Seguindo os conceitos definidos no US GAAP, afretamento e leasing financeiro de plataformas contratadas com empresas dentro do sistema PETROBRAS - PETRÓLEO BRASILEIRO S/A particularmente com as subsidiárias Brasoil e com a Catléia são considerados como ativos normais de propriedade da companhia, e devem compor o ativo fixo e serem depreciados de acordo com a natureza de sua operação. Contratos que se caracterizem como operações de Sales and leaseback, devem ser tratados como uma operação

Fl. 15 de 50 normal de crédito. O bem, objeto do afretamento deve ser considerado como ativo da empresa, e depreciado em função de sua vida útil ou proporcionalmente ao volume consumido da reserva desenvolvida. Os pagamentos periódicos, a título de afretamento, são considerados como parcelas de amortização de um financiamento, provisionado no passivo. 2.1.3.1 Conceito de Depreciação, Depleção e Amortização. É intuitivo que, para que haja justiça na apuração de custos, que o consumo de um ativo qualquer deva ser reconhecido no momento em que este efetivamente ocorre, consoante com a realidade físico-operacional e a identificação natural dos custos. 5 Assim, o consumo efetivo de um ativo, evidenciado pela sua amortização, deve ocorrer em função do consumo de sua utilidade para a empresa. Seja ela em função de um volume produzido ou de um período transcorrido. 6 2.1.3.2 - Depreciação de Equipamentos de Produção Este item uniformiza o procedimento das depreciações das instalações de produção de propriedade de uma Empresa que possua um Ativo de Produção. Trata-se de um custo direto do óleo e gás produzidos para aqueles ativos cuja depreciação ocorra em função do volume produzido, ou de um custo de período, no caso daqueles ativos que possuem uma vida útil pré-definida. 2.1.3.3 - Depreciação em função do volume produzido Critério aplicado para aqueles ativos fixos cuja vida útil pode ser expressa em termos de um determinado volume de produção. A depreciação é função do volume produzido em determinado período, em relação ao volume total a ser extraído, considerando-se a reserva desenvolvida. Neste caso, uma ação gerencial que altere a curva de produção atrelada a um determinado ativo, pode impactar 5 Fonte : SFAS 144. 6 Fonte: SFAS 144

Fl. 16 de 50 muito este custo. Produzir mais significa consumir mais rapidamente o ativo, ter uma depreciação maior e mais acelerada. Upgrades nas instalações podem acelerar a depreciação devido a um maior volume produzido e a um maior valor a ser depreciado. As reavaliações de reservas podem impactar enormemente o valor deste custo, uma vez que alteram o denominador da equação para apuração da depreciação: Taxa de Depreciação no Período = Produção no Período Volume Total a ser Produzido (Reserva Desenvolvida no Início do Período) Esta taxa de depreciação, multiplicada pelo saldo a ser depreciado do ativo (saldo no início do período), é que será o custo de depreciação do período. Assim, um aumento no volume de reserva desenvolvida, acarretará uma diminuição na taxa de depreciação e um menor custo de depreciação por volume produzido. As plataformas e os poços devem ser depreciados em função do volume produzido. Importante frisar que as plataformas e os poços que são os ativos mais relevantes de uma empresa de extração petrolífera, de forma que a correta mensuração da depreciação mensal desses itens é fator primordial na apuração justa dos indicadores de custos. 2.1.3.4 - Depreciação em função da vida útil Critério aplicado para aqueles ativos fixos cuja vida útil é expressa em termos de um determinado período de tempo. A depreciação não guarda relação com o volume produzido em determinado período, mas sim, com a passagem do tempo, estejam os ativos gerando receita ou não. Neste caso, uma ação gerencial que altere a eficiência do ativo pode impactar este custo. Produzir mais não significa ter uma despesa de depreciação maior ou mais acelerada. Upgrades geram um adicional no valor a ser depreciado, mas podem gerar um menor custo de

Fl. 17 de 50 manutenção, um maior volume produzido, uma maior receita resultante desse volume, e assim, um menor custo de depreciação por unidade produzida. Geralmente, a vida útil legal de um bem, aquela que serve de base para o cálculo da depreciação, é definida pela legislação fiscal. A seguir, seguem os dados de vida útil referentes aos principais itens de ativo: 2.1.3.5 - Depleção Da mesma forma que a depreciação dos Ativos Fixos vista nos tópicos anteriores, onde seu cálculo evidencia o consumo efetivo do bem, ou consumo de sua utilidade para a empresa, a reserva, aqui entendida como sendo a somatória dos gastos incorridos com a prospecção de petróleo, e que resultaram em poços exploratórios bem sucedidos, também é consumida no processo produtivo, e esse consumo das facilidades de produção deve ser explicitado via sua depleção ou exaustão. A depleção das jazidas, ou seja, a exaustão do potencial de serviços das reservas minerais, deve ocorrer no momento de sua efetiva produção, e é um custo perfeitamente identificado ou ao produto, para produtos singulares, casos onde se produz apenas óleo ou apenas gás, ou ao processo produtivo, nos casos onde os produtos ocorrem associados a outros produtos, caso do óleo e gás associado. A atividade de produção tem por missão disponibilizar o produto desejado para venda ou transferência aos segmentos de Abastecimento e Gás & Energia, e, para tanto, consome parte do potencial de serviços da jazida, consome parte do estoque de serviços representado pela jazida mineral. A exaustão ou depleção da reserva é um custo direto da atividade de produção, ou do produto, no caso de produtos singulares. Assim, todos os gastos efetuados com prospecção de petróleo, todos aqueles investimentos que resultaram em poços exploratórios bem sucedidos (método Successful-Efforts, detalhado no próximo tópico) serão amortizados, isto é, se transformarão em custo, na medida do efetivo consumo da reserva.

Fl. 18 de 50 7 Vida útil / Depreciação anual Edifícios 25 anos ou 4% do valor original por ano. Equipamentos de exploração (por exemplo, equipamentos ligados a sísmica) 8 anos ou 12,63% do valor original por ano. Equipamentos de perfuração terrestre (por exemplo, sondas de perfuração) 6 anos ou 15% do valor original por ano. Equipamentos de perfuração marítima (por exemplo, sondas de perfuração) 10 anos ou 10% do valor original por ano. Equipamentos de produção (por exemplo, plataformas, estações de produção e tratamento terrestres, etc.) 10 anos ou 10% do valor original por ano. Equipamentos de informática 5 anos ou 20% do valor original por ano. Equipamentos de apoio 10 anos ou 10% do valor original por ano. Móveis e utensílios 10 anos ou 10% do valor original por ano. Veículos 5 anos ou 20% do valor original por ano. 2.1.3.6 - Definição para Pesquisa e Desenvolvimento O FASB Statement No. 2 - Accounting for Research and Development Costs, de 1974, faculta às empresas que atuam em atividade extrativa, ativar os gastos com pesquisa e desenvolvimento, ou descarregá-los como despesa quando incorridos. Esta posição é reforçada no Statement of Financial Accounting Standards No. 19, de dezembro de 1977, Financial Accounting Reporting by Oil 7 Fonte: Ministério da Fazenda Secretaria da Receita Federal

Fl. 19 de 50 and Gás Producing Companies, consagrando três tratamentos possíveis para as reservas descobertas: Expense Successful-Efforts Full Costs O método denominado Expense considera que todos os gastos ou investimentos realizados na atividade de exploração são tratados como despesas do período, não associados aos produtos gerados. Este tratamento não é mais aceito pelo fisco nos EUA, mas, por muito tempo, foi utilizado como normalizador do lucro das companhias de petróleo. O método denominado Successful-Efforts distingue os esforços bem sucedidos daqueles que não resultaram em descoberta. Esforço bem sucedido pode ser entendido como aquele investimento em exploração que resultou em um poço de óleo e ou gás, produtor e economicamente viável. Todo investimento realizado no projeto que resultou em tal descoberta pode ser imobilizado (visão de custo) e amortizado posteriormente, em função dos volumes efetivamente produzidos. Em última análise, permite confrontar os custos incorridos no passado com as receitas futuras estimadas do projeto. Caso o VPL Valor Presente Líquido do projeto (um determinado volume, valorado a um preço dado, descontado a uma determinada taxa que varia de ano para ano, e de país para país) seja inferior ao valor investido em exploração. A diferença deve ser imediatamente levada a resultado. Naturalmente o esforço mal sucedido é levado ao resultado no próprio exercício. É o método adotado por 90% das grandes companhias de petróleo, e também adotado pela legislação societária brasileira. O método denominado de Full Costs considera que todos os gastos, realizados em uma determinada região geográfica, seja ela pequena ou grande, devem ser ativados para posterior confronto com as receitas geradas pelos produtos disponibilizados. É o método preferido pelas pequenas e médias companhias, onde a pressão dos acionistas por dividendos é maior.

Fl. 20 de 50 Notadamente, qualquer que seja o método, no máximo se reconhecerá no ativo os custos incorridos para se realizar a descoberta, não importando o seu tamanho, localização ou potencial futuro de produção. Desta forma, uma grande reserva, obtida com um pequeno investimento, estará representada no ativo por esse pequeno valor, e o custo de depleção será praticamente insignificante. Já uma pequena reserva, resultado de altos investimentos em uma área promissora, mas que não confirmou seu potencial, terá que arcar com altos custos de depleção e estará representada no ativo pelo alto valor dos investimentos realizados. O quadro a seguir compara as três abordagens em relação aos dividendos e antecipação de impostos: 8 Método Tratamento Efeito fiscal Efeito nos dividendos Principais usuários Expense Gastos totais lançados a resultado no exercício Melhor Pior Atualmente não permitido Parte dos gastos Successful Efforts lançados a resultado Parte dos gastos Médio Médio Grandes companhias ativados Full Costs Gastos totais ativados Pior Melhor Pequenas e grandes companhias Métodos de contabilização para a reserva descoberta segundo o FASB: 8 Fonte: FASB Financial Accounting Standards Board

Fl. 21 de 50 Segundo o Manual de Contabilidade das Sociedades por Ações, a conta no ativo DIREITOS SOBRE RECURSOS NATURAIS OUTROS engloba contas relativas aos custos incorridos na obtenção de direitos de exploração de jazidas de minério, de pedras preciosas e similares. O valor de custo da jazida, quando a área é de propriedade da empresa, deve ser destacado em conta à parte no Balanço. 2.1.3.7 - Formação dos valores O valor que será levado a custo via depleção, que já vimos ser um caso particular de amortização (tal qual a depreciação), é formado a partir dos investimentos realizados em determinado campo, e que resultaram em poços exploratórios bem sucedidos. Esses investimentos vão desde a aquisição da área junto a ANP Agencia Nacional do Petróleo, na figura do Bônus de Assinatura, até a constatação da economicidade ou não da área. Os poços exploratórios secos, mal sucedidos, são lançados a resultado no período em que se reconhece sua não economicidade. Os demais, bem sucedidos, são ativados e depletados na medida da produção. Todos os gastos com geologia, geofísica, sísmica, etc., são considerados como esforço institucional, destinados à obtenção de conhecimentos sobre determinada área e, portanto, não são ativados, mas reconhecidos como despesa no próprio exercício em que ocorrem. 2.1.3.8 Sensibilidade quanto à Produção e Depleção: O custo de depleção, ou seja, a parcela consumida dos gastos que foram ativados, relativos à reserva, é função direta do volume produzido em determinado período, em relação ao volume total a ser extraído. Este volume total a ser extraído é definido como sendo aquele correspondente à Reserva Desenvolvida. Neste caso, uma ação gerencial que altere a curva de produção, referência para o calculo da depleção, pode impactar o valor lançado a resultado no período, a título de depleção. Produzir mais significa consumir mais rapidamente a reserva, ter uma depleção maior e mais acelerada. Upgrades nas facilidades de produção podem acelerar a depleção, conseqüência de um maior volume produzido. Entretanto, os

Fl. 22 de 50 impactos principais possíveis no valor do custo de depleção provêm da eventual reavaliação de reservas, aumentando ou diminuindo o volume de Reserva Desenvolvida, podendo impactar enormemente o valor deste custo, uma vez que alteram o denominador da equação para apuração da depleção. Esta taxa de depleção, multiplicada pelo saldo a ser depletado (saldo no inicio do período), é que será o custo de depleção do período. Assim, um aumento no volume de reserva desenvolvida, acarretará uma diminuição na taxa de depleção e um menor custo de depleção por volume produzido. 2.1.3.9 - Amortização Como já foi discutido em tópicos anteriores, amortizar um ativo significa reconhecer o consumo efetivo de sua utilidade para a empresa. A maior parte dos Ativos Fixos tem uma vida limitada, no final da qual precisam ser substituídos ou abandonados. Qualquer declínio no potencial de serviços deve ser reconhecido no período em que tal declínio ocorre. A amortização de poços, diferentemente da amortização das reservas, deve ser baseada somente na reserva provada desenvolvida, pelo método de unidade de produção. A amortização é baseada na avaliação da reserva, que é uma pratica contábil critica porque leva em conta a produção sobre a capacidade estimada da reserva. Esta amortização (percentual) vai afetar diretamente os custos que irão compor o resultado. Não é possível fazer uma amortização de poço baseado em reserva não desenvolvida, pois não há produção para compor o calculo. Quando a amortização refere-se a elementos do Ativo Fixo Tangível, tais como, plataformas, equipamentos de produção, máquinas, edifícios, etc., temos o procedimento denominado depreciação. Quando a amortização refere-se a recursos naturais, tais como, minas, florestas, reservas petrolíferas, etc., denomina-se exaustão ou depleção. Com relação aos bens intangíveis ou direitos de duração limitada, é usual falar-se apenas em amortização.

Fl. 23 de 50 No caso de empresas de exploração de petróleo, a amortização diz respeito aos gastos pré-operacionais, aos gastos diferidos, aos softwares adquiridos ou desenvolvidos internamente, aos bônus de concessão e às marcas e patentes, amortizadas à base de 20% ao ano, ou seja, em 5 anos. Compõe ainda o saldo a ser amortizado, as benfeitorias realizadas em bens de terceiros, neste caso amortizado em função de suas vidas úteis para a companhia, que normalmente são os prazos dos contratos de arrendamento. Transformação de Dispêndio em Ativo ou Resultado 9 D ispênd io / G asto P atrim ôn io R esultado D espesas O peracionais (Leasin g; P essoal; S erv. 3os. Etc.) P art. G ov. (R oyalties, P art. E spec. R et. Á rea, P rop. Te rra, etc.) Investim ento E xpl bem suc Investim ento D esenvolv. da P rodução. G astos com A bandono R eserva (E xplo ra ção be m suce did a) A tivo P erm anente (Im o bilizado ) P rovisão C usto A bandono + = + = + + C ustos D iretos C ustos de A poio C E P art. G ov. Lifiting C ost D D & A Leasing (equ ip prod) P roject Finance / C ontr. R isco A tivo D iferido + P roject F inance U N X O verhead C usto Financ. = C T P P U N U N 2 U N 1 S A G Investim ento P & D E xpl m al suc S ísm ica, etc. + = P & D, E xp l m al sucedid a, O verhe ad, S A G C usto F inanc. C T P P 9 Fonte: Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A

Fl. 24 de 50 2.2 IMPAIRMENT SFAS 144 Impairment deve ser entendido como a análise efetuada anualmente nos ativos imobilizados da empresa, para identificar eventos ou mudanças que indiquem que seus valores residuais sofreram alterações e podem não ser recuperáveis devido às mudanças ocorridas em suas reservas provadas. O SFAS 144 Accounting for the impairment or Disposal of Long-Lived Assets que é um avanço do SFAS 121 e do APB 30 que tratam do mesmo tema, devidamente complementado pelo FAB Concept Statement 7 CON 7, são os pronunciamentos emitidos pela FASB que tratam de Impairment. Definições conceituais: Impairment Análise efetuada periodicamente, sempre que houver indícios que indiquem a possibilidade, nos ativos imobilizados da empresa, de identificar eventos ou mudanças de caráter definitivo ou indiquem que seus valores contábeis residuais são superiores ao valor justo dos ativos, o que indicaria em caso em que situação seja irreversível na necessidade de se proceder a um Impairment parcial ou até mesmo o total se assim for o caso. O conhecimento da reserva de óleo e gás é um processo contínuo que incorpora novos conhecimentos e informações constantemente, durante toda a vida econômica da reserva. O valor da reserva guarda íntima relação com o potencial volumétrico das mesmas, com a expectativa de preços futuros do petróleo extraído, com o custo esperado para seu desenvolvimento (vide produção, a seguir), com os custos operacionais esperados para sua operação, e, naturalmente, com o custo do capital necessário para se realizar tal projeto. Entretanto, o respeito aos Princípios de Contabilidade Geralmente Aceitos (BRGAAP ou USGAAP), não permite imobilizar o valor da reserva, quando este for superior ao custo de sua obtenção. Este ganho extra somente irá aparecer na medida em que a reserva for explotada, na forma de receitas em muito excedentes aos custos de extração, inclusive o DD&A. Assim, apenas os custos incorridos na obtenção da reserva, o investimento em exploração, é que são acumulados em conta específica, e amortizados por meio

Fl. 25 de 50 da depleção, em prazo regulamentado pela legislação. Sempre vale a regra Custo ou Mercado, dos dois o menor, de forma que, caso o valor da reserva, apurado de acordo com regras previstas na legislação (US-GAAP), seja menor do que o total de custos incorridos em sua obtenção, a diferença deve ser, e é, lançada imediatamente a resultado. Em outras palavras, o valor da reserva, aquele que será depletado amortizado será o total de custos incorridos na obtenção da reserva, ou o valor de mercado da reserva, apurado em conformidade com as regras previstas na legislação, aquele que for menor. Este ajuste é denominado Impairment, e pode ser bastante significativo. A área de estudos de reservatório está continuamente acompanhando a evolução do conhecimento sobre a reserva e reavaliando o volume economicamente viável a ser extraído. Estas reavaliações de volume geram um impacto no valor da reserva, para mais ou para menos. Anualmente é efetuada pelas empresas de exploração de Petróleo uma análise comparativa entre o valor dos investimentos líquidos dos campos na fase de desenvolvimento ou em produção e a respectiva receita líquida esperada, já excluído o custo de produção. Para os casos em que o resultado desta comparação for negativo, é efetuado um ajuste, reduzindo o valor dos investimentos de forma que a receita líquida esperada seja igual ao investimento líquido dos campos. Este ajuste é denominado Impairment. Assim, é o ajuste realizado anualmente para os campos na fase de desenvolvimento ou em produção, e se refere à diferença entre o valor líquido dos investimentos e a receita líquida futura gerada pelos campos. Os ativos considerados são os existentes nas concessões de produção (fase de desenvolvimento ou em produção), por exemplo: poços perfurados, plataformas, linhas de escoamento, árvores de natal, etc. Todos eles utilizados para a produção do campo, gerando receitas de óleo e gás. a sua reserva. A soma da previsão de produção, de óleo e gás, de um campo representa

Fl. 26 de 50 As reservas de um campo devem ser reavaliadas anualmente em função de novas informações obtidas, por exemplo, novos poços perfurados, novos mapas, testes de produção e outros, além da produção de óleo e gás ocorrida no período. Após as revisões elas são valoradas para se obter o novo valor econômico e se avaliar se esse novo valor monetário (fluxo de caixa nominal) é maior, igual ou menor que os investimentos capitalizados ou investimento líquido (book value), ou seja, o saldo capitalizado dos poços e equipamentos vinculados a campos menos a provisão de abandono acumulada. Esse teste financeiro (impairment test) precisa ser realizado para atender às exigências da SEC, pois a comparação entre esses dois valores irá indicar se o valor monetário de uma reserva é suficiente para recuperar os investimentos realizados no campo até aquele momento. Caso o somatório do fluxo e caixa nominal seja maior ou igual ao book value, o valor da reserva provada do campo é suficiente para recuperar os investimentos. Na outra situação, fluxo de caixa nominal menor que o book value, é feita nova avaliação econômica incluindo a reserva provável. Se o fluxo de caixa nominal for maior ou igual ao book value o campo passou no teste financeiro, caso a diferença seja negativa, a empresa deve reconhecer uma perda (impairment). Após o reconhecimento da perda, o valor reduzido do ativo deve passar a ser o seu novo valor residual (ou novo custo) e a depreciação deve ser calculada pela sua vida útil remanescente. O cálculo do impairment consiste em 3 etapas: 1º) Comparar o investimento líquido dos campos com o fluxo de caixa nominal preço PETROBRAS - PETRÓLEO BRASILEIRO S/A, calculado com base na reserva provada pré-imposto. 2º) Para os campos que ficaram negativos na 1ª etapa, elaborar um novo cálculo utilizando o fluxo de caixa nominal preço PETROBRAS -

Fl. 27 de 50 PETRÓLEO BRASILEIRO S/A, com base na reserva provada + provável pré-imposto. 3º) Calcular o ajuste do saldo do ativo para os campos que continuaram negativos na 2ª etapa utilizando o fluxo de atualizado, com base na reserva provada pós imposto. As informações de fluxo de caixa são apresentadas em dólares norteamericanos, convertidas para reais pela cotação de dólar de 31 de dezembro do ano corrente. Obs: Somente será utilizado o preço da empresa de exploração de petróleo para o cálculo do fluxo de caixa se o mesmo for inferior ao preço SEC Security and Exchange Comission, caso contrário, utiliza-se o preço SEC. Principais tópicos relacionados com o Teste de Impairment (SFAS 144 FASB) 10 Principais Pronunciamentos SFAS Nº. 144, de agosto de 2001. Necessidade da Realização do Teste de Impairment Valor de Recuperação do Ativo de Longa Duração Valor de Uso de um Ativo de Longa Duração Valor justo de um Ativo de Longa Duração Quando eventos ou circunstâncias indicam que o valor contábil do ativo possa não ser mais recuperável. Comparação do valor contábil do ativo (ou grupo de ativos) com os fluxos de caixa futuros não descontados projetados para esse ativo. Valor justo dos ativos menos o custo para baixa. Valor de mercado ativo do bem. Se esse não existir ou não for confiável, utiliza-se o valor de mercado de um ativo com características similares. Se ainda não houver esta informação, efetua-se a 10 Fonte: FASB Financial Accounting Standards Board

Fl. 28 de 50 Apuração da Perda por Impairment em Ativos de Longa Duração Grupos de Ativos Reconhecimento da Perda por Impairment Revisão da Perda por Impairment projeção do fluxo de caixa pela utilização do ativo, descontado a valor presente. Comparação do Valor Contábil com o Valor Justo. Ocorrerá uma perda por Impairment quando o valor contábil for superior ao Valor Justo. Grupo de Ativos é o menor nível de agrupamento de ativos para o qual existam fluxos de caixa identificáveis independentes de outros ativos ou grupos de ativos. Reduz diretamente o valor contábil do ativo em contrapartida a uma perda operacional na apuração do resultado do exercício. Proibida a reversão da perda anteriormente reconhecida. 2.2.1 - CAMPOS EM PARCERIA Os campos em parceria, onde a Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A não é operadora, também deverão ser analisados para fins de impairment. A Petrobras - Petróleo Brasileiro S/A requere junto aos operadores as informações necessárias para o cálculo dos fluxos de caixa, tais como: reservas, curva de produção, custos e investimentos. 2.2.2 - CAMPOS NÃO ECONÔMICOS São considerados campos não econômicos os que não são aprovados na análise da economicidade das reservas provadas segundo os critérios da SEC. Os campos reprovados na análise econômica não possuem reserva provada, e os

Fl. 29 de 50 saldos são totalmente baixados do ativo imobilizado, porém os novos investimentos continuarão a ser incorporados aos Ativos. 2.3 VALUATION ALLOWANCE SFAS 19 É o reconhecimento de uma perda circunstancial, provavelmente reversível, quando se estima que o valor do ativo não condiz temporariamente com o valor contábil do mesmo, devido a condições específicas de alguma das variáveis usadas no fluxo de caixa, utilizado na determinação do valor justo do ativo. O valuation Allowance pode ser revertido caso a condição que determinou a perda efetivamente seja revertida. O SFAS 19 define critérios apenas para atividades produtoras de óleo e gás. Não define critérios para transporte, refino ou comercialização. Também não se aplica a produção de outros recursos minerais não-regenerativos, à produção de vapor geotérmico, à extração de hidrocarbonetos como subprodutos da produção de vapor geotérmico e recursos geotérmicos associados ou a extração de hidrocarbonetos de "shale, tar sand" ou carvão. Também identifica que, empresas produtoras de óleo e gás possuem tipos especiais de ativos, cujos custos devem ser capitalizados quando incorridos: a) Propriedades (Interesses minerais em propriedades); Não provadas; Provadas. b) Poços e equipamentos e instalações relacionados; c) Equipamentos e instalações de suporte utilizados em atividades de produção de óleo e gás; -Poços, equipamentos e instalações incompletos. Não resultam em aquisição de ativos e, portanto devem ser levados ao resultado quando incorridos, os seguintes custos: Geologia e geofísica; Custo de retenção de propriedades não desenvolvidas;