RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO O ano de 2010 foi caracterizado

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO
O ano de 2010 foi caracterizado por êxitos e novas oportunidades para os
negócios da HRT Participações em Petróleo S.A. (“HRTP”), holding que
engloba a HRT O&G Exploração e Produção de Petróleo Ltda. (“HRTOG”), a
Integrated Petroleum Expertise Company - Serviços em Petróleo Ltda.
(“IPEX”), a Ranger Participações Ltda. (“RANGER”) e a HRT Netherlands
B.V. (“HNBV”).
Ao longo do ano a Companhia expandiu seu portfólio, obtendo, por
intermédio de controladas, a concessão de cinco blocos exploratórios
offshore na República da Namíbia, sudoeste da África, cobrindo uma área
total de 26.815 Km2. São dois blocos localizados na sub-bacia de Walvis,
onde detém 100% de interesses e três na sub-bacia de Orange com 40%
de participação, esses últimos em associação com as empresas Universal
Energy Corp. e Acarus Investments (Proprietary) Ltd., que possuem,
respectivamente, 40% e 20% de interesses. É importante destacar que
somos os operadores em todos esses blocos.
A Companhia entende que há grandes perspectivas para exploração e
produção de óleo e gás na Namíbia que, embora seja considerada uma das
mais promissoras fronteiras - uma vez que sua formação geológica é
bastante semelhante à da bacia de Santos -, ainda não teve seu potencial
desenvolvido pelas grandes empresas do setor.
Por outro lado, a HRTOG adquiriu 4% adicionais de interesses nos 21
blocos da bacia do Solimões (área total de 48.500 km2), onde já detinha
51%, elevando, portanto, sua participação para 55% e mantendo sua
condição de operadora. A empresa possui licenças ambientais para os
trabalhos de sísmica, de perfuração e de base de apoio. Assim, estará
iniciando as primeiras perfurações em março de 2011.
Recentes descobertas da Petrobrás na região deram suporte adicional aos
estudos e estimativas da empresa, de que aquela bacia tem elevado
potencial de hidrocarbonetos de alta qualidade (entre 41º e 46º API),
localizados em média profundidade.
Por último, a Companhia também fez novas aquisições no Brasil. Agregou
aos seus ativos participação de 10% em 4 blocos exploratórios, sendo 2
localizados na bacias do Recôncavo, 1 no Espírito Santo e 1 no Rio do
Peixe, em parceria com a Cowan Petróleo e Gás S.A., que detém os 90 %
restantes.
Em 2010, a HRTP, baseada nos estudos e na capacidade técnica de sua
administração e nas certificações de seus portfólios executadas pela
renomada DeGolyer & MacNaughton, realizou oferta pública inicial de
ações (IPO), captando aproximadamente R$ 2,5 bilhões no mercado, que
serão utilizados nas campanhas exploratórias na forma do seu plano de
negócios. A estréia das ações da Companhia no Novo Mercado da
BM&FBOVESPA ocorreu no dia 25 de outubro de 2010.
O plano de negócios aprovado pelo Conselho de Administração da
Companhia detalha os investimentos necessários às campanhas
exploratórias na bacia do Solimões e nas bacias da Namíbia, que incluem
aquisições sísmicas 2D e 3D, perfurações das locações e interpretação dos
resultados.
RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO
O resultado econômico-financeiro aqui apresentado baseia-se nas
informações consolidadas da Companhia, que apresentou prejuízo
contábil de R$ 142,4 milhões em 2010.
As receitas informadas referem-se àquelas oriundas das aplicações
financeiras do Grupo, que alcançaram R$ 67,5 milhões brutos e às receitas
operacionais da IPEX. Por outro lado, no conjunto de despesas merece
destaque o item Pessoal, que impactado pelos benefícios de natureza
variável, os quais englobaram a gratificação extraordinária em função dos
resultados da oferta pública inicial de ações, opções outorgadas a
funcionários e concessão de ações a membros da administração,
atingiram um valor total de R$ 128,2 milhões.
COMPROMISSO SOCIO-AMBIENTAL
A Companhia, comprometida com os princípios ambientais e de
sustentabilidade, desenvolveu e implantou programa sócio-ambiental
amparado por sistema de gestão de saúde, segurança e meio-ambiente,
em consonância com a sensibilidade dos ecossistemas onde atua.
Também, prezamos pelas relações éticas e transparentes com parceiros,
fornecedores, clientes, funcionários, governo e sociedade, com o objetivo
de assegurar uma melhoria da qualidade de vida no trabalho e na
comunidade.
GESTÃO DE PESSOAS
Nossa equipe está composta por 211 empregados, com vasta experiência
nos setores onde atuam e, em especial, no de óleo e gás, dispondo de
mais de 40 profissionais com títulos de pós-graduação, entre mestres e
doutores, mesclados com jovens de grande potencial formados nas
melhores universidades do país.
DECLARAÇÃO DA DIRETORIA
Em observância às disposições constantes do artigo 25, § 1º, item “v” e
“vi” da Instrução CVM nº 480/2009, de 7 de dezembro de 2009, a
Diretoria declara que reviu, discutiu e concordou com as opiniões
expressas no parecer da Ernst & Young Terco Auditores Independentes
S/S, emitido em 04.03.2011 e com as demonstrações financeiras relativas
ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, preparadas
pelos seus contadores, a empresa Domingues e Pinho Contadores Ltda.
AUDITORES INDEPENDENTES
Em atendimento à determinação da Instrução CVM nº 381/2003,
informamos que, durante o exercício encerrado em 31 de dezembro de
2010, contratamos nossos Auditores Independentes para trabalhos
relacionados com a oferta pública inicial de ações, serviços de revisões
fiscais bem como dos impactos dos novos pronunciamentos contábeis
emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis e aprovados pela
CVM, além dos serviços de auditoria externa e revisões trimestrais.
Em nosso relacionamento com o Auditor Independente, buscamos avaliar
o conflito de interesses com trabalhos de não-auditoria com base no
seguinte: o auditor não deve (a) auditar seu próprio trabalho, (b) exercer
funções gerenciais e (c) promover nossos interesses.
As demonstrações financeiras da Companhia aqui apresentadas, estão de
acordo com os critérios da legislação societária brasileira, a partir de
informações auditadas.
Rio de Janeiro, 04 de março de 2011.
Demonstrações Financeiras
HRT Participações em Petróleo S.A.
31 de dezembro de 2010 e 2009
com Relatório dos Auditores Independentes
0
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Demonstrações financeiras
31 de dezembro de 2010 e 2009
Índice
Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações financeiras ..................... 1
Demonstrações financeiras auditadas
Balanços patrimoniais ......................................................................................................... 3
Demonstrações dos resultados........................................................................................... 5
Demonstração das mutações do patrimônio líquido e resultados abrangentes ................... 6
Demonstrações dos fluxos de caixa.................................................................................... 7
Demonstrações do valor adicionado ................................................................................... 8
Notas explicativas às demonstrações financeiras ............................................................... 9
0
Centro Empresarial Botafogo
Praia de Botafogo nº 300 – 13º andar
22250-040 – Rio de Janeiro – RJ
Tel: +55 21 2109-1400
Fax: +55 21 2109-1600
www.ey.com
RELATÓRIO
DOS
AUDITORES
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
INDEPENDENTES
SOBRE
AS
Aos Acionistas, Conselheiros e Diretores da
HRT Participações em Petróleo S.A.
Rio de Janeiro - RJ
Examinamos as demonstrações financeiras individuais e consolidadas da HRT
Participações em Petróleo S.A., identificadas como Controladora e Consolidado,
respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de
2010 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das
mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela
data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas
explicativas.
Responsabilidade da administração sobre as demonstrações financeiras
A administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada
apresentação das demonstrações financeiras individuais de acordo com as práticas
contábeis adotadas no Brasil e das demonstrações financeiras consolidadas de
acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), emitidas pelo
International Accounting Standards Board – IASB, e de acordo com as práticas
contábeis adotadas no Brasil, assim como pelos controles internos que ela
determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações
financeiras livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude
ou erro.
Responsabilidade dos auditores independentes
Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações
financeiras com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas
brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de
exigências éticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada com
o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras estão
livres de distorção relevante.
Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de
evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações
financeiras. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor,
incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações
financeiras, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de
riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e
adequada apresentação das demonstrações financeiras da Companhia para
planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas
não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos
da Companhia. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das
práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela
administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações
financeiras tomadas em conjunto.
Uma empresa-membro da Ernst & Young Global Limited
1
Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para
fundamentar nossa opinião.
Opinião sobre as demonstrações financeiras individuais
Em nossa opinião, as demonstrações financeiras individuais acima referidas apresentam
adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da
HRT Participações em Petróleo S.A. em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de
suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo
com as práticas contábeis adotadas no Brasil.
Opinião sobre as demonstrações financeiras consolidadas
Em nossa opinião, as demonstrações financeiras consolidadas acima referidas
apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e
financeira consolidada da HRT Participações em Petróleo S.A. em 31 de dezembro de
2010, o desempenho consolidado de suas operações e os seus fluxos de caixa
consolidados para o exercício findo naquela data, de acordo com as normas
internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting
Standards Board – IASB e as práticas contábeis adotadas no Brasil.
Ênfase
Conforme descrito na nota explicativa 2, as demonstrações financeiras individuais foram
elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da HRT
Participações em Petróleo S.A. essas práticas diferem do IFRS, aplicável às
demonstrações financeiras separadas, somente no que se refere à avaliação dos
investimentos em controladas, coligadas e controladas em conjunto pelo método de
equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria custo ou valor justo.
A Companhia e suas controladas irão prospectar reservas de petróleo e gás em suas
concessões. A exploração de reservas de petróleo e gás requer investimentos em
montantes significativos e podem não resultar em descoberta de reservas economicamente
viáveis.
Conforme comentado na nota explicativa 2.3, as demonstrações financeiras relativas ao
exercício findo em 31 de dezembro de 2009, apresentadas para fins de comparativos,
foram reapresentadas e contêm modificações , com as quais concordamos, em relação
àquelas originalmente apresentadas, sobre as quais emitimos parecer sem ressalvas
datado de 15 de março de 2010.
2
Uma empresa-membro da Ernst & Young Global Limited
Outros assuntos
Demonstrações do valor adicionado
Examinamos, também, as demonstrações individual e consolidada do valor adicionado
(DVA), referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2010, cuja apresentação é
requerida pela legislação societária brasileira para companhias abertas, e como
informação suplementar pelas IFRS que não requerem a apresentação da DVA. Essas
demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos
anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os
seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações financeiras tomadas em
conjunto.
Rio de Janeiro, 04 de março de 2011
ERNST & YOUNG TERCO
Auditores Independentes S.S.
CRC - 2SP 015.199/O-6-F-RJ
Mauro Moreira
Contador - CRC - 1RJ 072.056/O-2
3
Uma empresa-membro da Ernst & Young Global Limited
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Balanços patrimoniais
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais)
Controladora
2010
Ativo
Ativo circulante
Caixa e equivalentes de caixa (Nota 5)
Títulos e valores mobiliários (Nota 6)
Contas a receber (Nota 7)
Tributos a recuperar (Nota 8)
Adiantamentos a fornecedores
Despesas Antecipadas
Outros créditos
Total do ativo circulante
Ativo não circulante
Depósitos em garantia (Nota 9)
Partes relacionadas (Nota 17)
Investimentos (Nota 11)
Imobilizado (Nota 12)
Intangível (Nota 13)
Total do ativo não circulante
Total do ativo
4
Consolidado
2009
104
2.121.274
4.192
10
14
2.125.594
2.273
256.118
502
2010
2009
3.789
340.970
8.019
1.172
756
326
259.219
20.850
2.405.724
1.944
7.507
7.221
2.137
761
2.446.144
555.771
14
68
555.853
3.000
149.761
12
152.773
37.494
38.413
173.601
249.508
4.556
4.485
52.950
61.991
2.681.447
411.992
2.695.652
417.861
1.164
355.870
Controladora
2010
Passivo e patrimônio líquido
Passivo circulante
Fornecedores
Gastos com emissão de ações a pagar
Obrigações trabalhistas
Tributos e contribuições sociais (Nota 14)
Imposto de renda e contribuição social
(Nota 15)
Empréstimos
Instrumentos financeiros (Nota 20)
Outras obrigações
Total do passivo circulante
Patrimônio líquido (Nota 16)
Capital social
Ações em tesouraria
Reserva de capital
Ajuste de Avaliação Patrimonial
Prejuízos acumulados
Total do patrimônio líquido
Total do passivo
Consolidado
2009
Reapresentado
2010
121
7.077
191
314
5.106
7.876
7.077
3.202
2.605
1.338
7.452
285
12.969
33
20.990
20
5.126
1.093
350
12.969
23
35.195
1.050
860
139
10.995
2.348.623
416.914
49.925
(155.005)
2.660.457
2.695.652
4.720
(303)
415.084
(12.635)
406.866
417.861
2.348.623
416.914
49.925
(155.005)
2.660.457
2.681.447
4.720
(303)
415.084
(12.635)
406.866
411.992
As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras.
5
2009
Reapresentado
156
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Demonstrações dos resultados
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais)
Controladora
2010
Consolidado
2009
Reapresentado
-
2010
Receita bruta de serviços
Deduções da receita bruta
Receita líquida de serviços
-
Custos dos serviços
-
-
(14.418)
(3.178)
Lucro Bruto
-
-
1.175
18.814
(92.703)
(3.069)
(9.225)
(192)
(4)
(306)
(249)
(7.086)
(1.924)
(1)
(19.504)
(128.210)
(15.779)
(23.276)
(985)
(1.894)
(11.713)
(4.553)
(3.435)
(11.742)
(2.378)
(372)
(74.509)
(13.686)
50.758
(8.346)
(34)
5.311
(14.999)
67.496
(280)
5.774
260
-
(3.009)
(522)
(142.370)
(12.635)
(138.985)
(10.407)
-
-
(3.385)
(2.228)
(142.370)
(12.635)
(142.370)
(12.635)
(0,218)
(0,169)
(0,104)
(0,104)
(0,218)
(0,169)
(0,104)
(0,104)
Receitas (despesas) operacionais
Despesas de geologia e geofísica
Despesas com pessoal
Despesas gerais e administrativas
Despesas com serviços de terceiros
Impostos e taxas
Despesa de depreciação
Resultado de equivalência patrimonial
(Nota 11)
Despesas financeiras
Receitas financeiras
Outras receitas (despesas)
operacionais, líquidas
Resultado antes do imposto de renda e
da contribuição social
Imposto de renda e contribuição social
(Nota 15)
Prejuízo do exercício
Prejuízo por ação
Básico
Diluído
18.089
(2.496)
15.593
2009
Reapresentado
23.723
(1.731)
21.992
As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras.
6
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A
Demonstração das mutações do patrimônio líquido
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais)
Capital
social
Saldos em 31 de dezembro de 2009
Ações em
tesouraria
Ajuste de
avaliação
patrimonial
Reserva de
capital
Prejuízos
acumulados
Demonstração
dos resultados
abrangentes
Total
-
-
-
-
-
-
-
Primeira integralização de capital em 17 de julho de 2009
Integralização de capital com investimento
Integralização de capital em dinheiro
Custos de emissão de títulos e valores mobiliários
Recompra de ações
Prejuízo do exercício
1
1.000
3.719
-
(303)
-
475.521
(34.711)
(25.726)
-
-
(12.635)
1
1.000
479.240
(34.711)
(26.029)
(12.635)
(12.635)
Saldos em 31 de dezembro de 2009 - reapresentado
4.720
(303)
415.084
-
(12.635)
406.866
(12.635)
2.474.747
(130.857)
13
-
303
-
1.830
-
24.052
(778)
26.651
-
(142.370)
2.474.747
(130.857)
26.198
(778)
26.651
(142.370)
(778)
(142.370)
2.348.623
-
416.914
49.925
(155.005)
2.660.457
(143.148)
Integralização de capital em dinheiro
Custos de emissão de títulos e valores mobiliários
Ações cedidas na aquisição da Ranger
Variação cambial de investimento no exterior
Remuneração com base em participação acionária
Prejuízo do exercício
Saldos em 31 de dezembro de 2010
As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras.
7
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Demonstrações dos fluxos de caixa
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais)
Controladora
2010
Consolidado
2009
2010
2009
Reapresentado
Fluxos de caixa das atividades operacionais
Prejuízo do exercício
Ajustes por
Depreciação e amortização
Despesa financeira
Receita financeira
Remuneração baseada em ações
Resultado de equivalência patrimonial
(Aumento) redução nos ativos
Aplicação do capital em TVM
Contas a receber
Tributos a recuperar
Depósito em garantia
Adiantamento a fornecedores
Outros créditos
Aumento (redução) nos passivos
Fornecedores
Gastos com emissão de ações a pagar
Obrigações trabalhistas
Tributos e contribuições sociais
Imposto de renda e contribuição social
Outras obrigações
Caixa líquido aplicado nas atividades
operacionais
Fluxos de caixa das atividades de
investimento
Compra de ativo imobilizado
Compra de ativo intangível
Recompra de ações
Integralização de capital em controlada
Adiantamento para future aumento de
capital
Caixa líquido aplicado nas atividades de
investimento
Fluxos de caixa das atividades de
financiamento
Contratos de mútuo - controladas
Empréstimos
Integralização de capital
Caixa líquido gerado nas atividades de
financiamento
Aumento líquido no caixa e equivalentes de
caixa
Caixa e equivalentes de caixa no início do
exercício
Caixa e equivalente de caixa no final do
exercício
Aumento líquido no caixa e equivalentes de
caixa
Reapresentado
(142.370)
(12.635)
(142.370)
(12.635)
4
13.686
(50.758)
26.651
74.509
(78.278)
1
8.346
(4.288)
1.894
14.999
(67.496)
26.651
(166.322)
206
(12.429)
(1.815.116)
(3.690)
(9)
386
(256.118)
(502)
(326)
(2.002.283)
6.075
(6.335)
(34.500)
(6.465)
(1.734)
(340.970
(8.019)
(1.172)
(1.920)
121
7.077
191
(4.507)
14
-
156
5.106
20
7.720
7.077
1.864
(4.804)
(114)
1.338
7.452
1.050
139
(1.893.811)
(256.108)
(2.199.821)
(354.375)
(2)
(68)
(450.472)
(13)
(26.029)
(158.107)
(35.822)
(95.245)
-
(4.691)
(52.950)
(26.029)
-
-
-
(4.719)
(455.261)
(184.149)
(131.067)
(83.670)
3.000
2.343.903
(3.000)
445.530
4.556
(510)
2.343.903
(4.556)
860
445.530
2.346.903
442.530
2.347.949
441.834
(2.169)
2.273
17.061
3.789
2.273
-
3.789
-
104
2.273
20.850
3.789
(2.169)
2.273
17.061
3.789
As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras.
8
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Demonstrações do valor adicionado
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais)
Controladora
2010
Consolidado
2009
2010
2009
Reapresentado
Receitas
Venda de serviços
Insumos e serviços
Serviços de terceiros e outros
Despesas com geologia e
geofísica
(15.104)
Retenções
Depreciação e amortização
Valor adicionado líquido
Valor adicionado transferido
Resultado financeiro líquido
Resultado de equivalência
patrimonial
Aluguéis, royalties e outros
Valor adicionado a distribuir
Distribuição do valor adicionado
Pessoal
Tributos
Acionistas
Valor adicionado distribuído
-
15.593
15.305
-
15.593
15.305
(7.086)
(48.136)
(10.384)
-
(19.504)
(11.713)
-
(14.418)
(1.885)
(15.104)
(7.086)
(66.465)
(8.677)
(4)
(1)
(1.894)
(206)
(15.108)
(7.087)
(68.359)
(8.883)
Custos dos serviços
Valor adicionado bruto
Reapresentado
37.073
5.277
52.497
5.715
(74.509)
(8.346)
-
-
3.069
(249)
6.072
(2.503)
(10.405)
(9.790)
(5.671)
92.703
306
128.210
3.308
192
1.924
4.370
3.656
(142.370)
(12.635)
(142.370)
(12.635)
(49.475)
(10.405)
(9.790)
(5.671)
(49.475)
As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras.
9
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
1. Contexto operacional
A Companhia foi constituída em 23 de outubro de 2008 sob a denominação de BN
16 Participações Ltda. e não manteve qualquer operação até a sua transformação
em HRT Participações em Petróleo S.A. (“Companhia” ou “HRTP S.A.”) em 17 de
julho de 2009. A Companhia, com sede na cidade do Rio de Janeiro, tem como
objeto social a participação em outras sociedades como sócia, acionista ou
quotista, independente de suas atividades, nacionais ou estrangeiras, constituídas
sob qualquer tipo societário.
Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possui controle integral das seguintes
sociedades:
Integrated Petroleum Expertise Company Serviços em Petróleo Ltda.
(IPEX Ltda.)
A controlada foi constituída em 31 de julho de 2004 sob a denominação de
High Resolution Technology & Petroleum Ltda., para atuar na prestação de
serviços de pesquisas geofísicas e geológicas, dentro da atividade de
exploração de petróleo no Brasil.
Em 30 de junho de 2009, através de um acordo denominado Farm-Out
Agreement (FOA), a controlada adquiriu participação de 51% em 21 blocos
exploratórios localizados na Bacia do Solimões, então sob titularidade da MS
Brasil S.A./Petra Energia, condicionada à aprovação da ANP. O Farm-Out
Agreement conforme emendado, previa a cessão dos direitos da controlada à
sua relacionada HRT O&G Exploração e Produção de Petróleo Ltda (HRTOG
Ltda). Em 22 de Dezembro de 2009, a ANP aprovou a cessão da participação
de 51% nos referidos blocos bem como a operação dos mesmos à HRTOG
Ltda.
No mesmo acordo, a HRTOG comprometeu-se a custear os investimentos, no
âmbito do programa exploratório, em nome da MS Brasil/Petra, limitado,
entretanto, ao desembolso total equivalente a US$ 125 milhões, após o que a
controlada e a Petra Energia S.A. ficarão responsáveis pelos investimentos
necessários de acordo com suas participações à época dos efetivos
desembolsos.
Em 01 de outubro de 2009, os antigos sócios cotistas da controlada
integralizaram sua participação no capital da sociedade na HRT Participações
em Petróleo S.A., que passou a controlá-la.
Em 23 de novembro de 2009, a razão social da controlada foi alterada para
Integrated Petroleum Expertise Company - Serviços em Petróleo Ltda.
10
HRT O&G Exploração e Produção de Petróleo Ltda. (HRTOG Ltda.)
A controlada foi constituída em 20 de julho de 2009, com sede na cidade do
Rio de Janeiro, tendo como objeto social: (i) a exploração, o desenvolvimento
e a produção de petróleo e gás natural; (ii) a importação, exportação, refino,
comercialização e distribuição de petróleo, gás natural, combustível e
produtos derivados de petróleo; (iii) a geração, comercialização e distribuição
de energia elétrica; e (iv) a participação em outras sociedades.
Em 14 de maio de 2010, foi assinado acordo (Petroleum Agreement) entre a
HRTOG e o Governo da República da Namíbia para operar 3 blocos
exploratórios (2813A, 2814B e 2914A), situados na bacia sedimentar de
Orange naquele país. Nestes blocos, a controlada detém participação de
40%. A UNX Energy Corp. (UNX) do Canadá e a Acarus Investment
(Proprietary) Limited (ACARUS), empresa localizada na República da
Namíbia, possuem, respectivamente, 40% e 20% de interesses.
Em 03 de agosto de 2010, a Administração contratou a empresa Queiroz
Galvão Óleo e Gas S.A. para o fornecimento, através de contrato de aluguel,
de 2 sondas helitransportáveis e, em 27 outubro de 2010, contratou outras 2
sondas com a Tuscany Perfurações (Brazil) Ltda., com as mesmas
características.
Em 21 de agosto de 2010, a controlada celebrou com a MS Brasil/Petra
Energia, aditivo ao contrato de Farm-Out, adquirindo uma parcela adicional de
4% nos 21 blocos exploratórios localizados na bacia do Solimões, passando a
deter, portanto, 55% de participação. Adicionalmente, nos termos do referido
aditivo, a controlada passou a deter uma opção irrevogável de compra ou de
venda a terceiros, dos 45% de participação detidos pela MS Brasil/Petra
Energia em tais blocos, exercíveis em até 6 meses após a oferta pública
primária de ações.
Em 16 de setembro de 2010, a HRTOG assinou com a Geoquasar Energy
Solutions Participações Ltda., contrato de aquisição sísmica terrestre 2D para
os blocos da bacia do Solimões e decidiu pela contratação da Polarcus Ltd.
para realizar trabalho de sísmica 3D nos blocos localizados na República da
Namíbia.
Em 17 de novembro de 2010, a controlada assinou carta de intenção com a
Halliburton Serviços Ltda, a Weatherford Indústria e Comércio e a MI-Swaco
do Brasil Comércio, Serviços e Mineração Ltda., para realizar trabalhos de
integração de poços e perfuração nos blocos da bacia do Solimões.
Em 24 de novembro de 2010, a controlada HRTOG assinou opção de compra
da empresa Click Taxi Aéreo e Turismo Ltda. - ME. A opção será exercida
após autorização da Agencia Nacional de Aviação Civil (ANAC).
A HRT O&G apresenta-se como operadora em todos os blocos onde detém
interesses.
11
Ranger Participações Ltda. (Ranger)
Em 31 de agosto de 2010, conforme discriminado na nota explicativa 10, a
Companhia e sua controlada HRTOG haviam adquirido 100% da empresa
Ranger Participações Ltda., sociedade anônima fechada, constituída de
acordo com as leis brasileiras e detentora da integralidade do capital da
Lábrea Petróleo S.A.
Atualmente, a Labrea detém a totalidade dos interesses em 2 blocos
marítimos (2112B E 2212A) localizados na bacia sedimentar de Walvis, na
República da Namíbia. Possui, ainda, de 10% de participação em 2 blocos na
bacia do Recôncavo, 1 bloco na bacia do Espírito Santo e 1 bloco na bacia do
Rio do Peixe, terrestres e localizados ao longo do litoral leste do Brasil.
HRT Netherlands B.V. (HNBV)
A controlada foi constituída em 15 de junho de 2010, com sede em
Amsterdam, na Holanda, com capital social subscrito de € 18 mil, tendo como
objeto social atividades relacionadas a petróleo e gás, exportação e
importação, operações de leasing e participação em sociedades, dentre
outras.
A HRTP celebrou com a HRT Netherlands B.V., diversos Share Premium
Contribution Agreements (SPCA’s), pelos quais fez aportes conforme
demonstrado a seguir:
Datas dos SPCA’s
17 de maio de 2010
29 de julho de 2010
08 de outubro de 2010
01 de dezembro de 2010
09 de dezembro de 2010
TOTAL
Valores em USD mil
111
1.121
1.000
2.650
12.220
17.102
Em 26 de novembro de 2010, foi assinada carta de intenção entre a
controlada e a VIH Aviation Group Ltda., sediada no Canadá, para a
aquisição de 8 helicópteros, pelo valor base de USD 36.800 mil. Em
dezembro, foi efetuado um refundable deposit correspondente a 10% do
valor, isto é, USD 3.680 mil.
12
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
2. Base de preparação e apresentação das demonstrações financeiras
As demonstrações financeiras consolidadas foram elaboradas e estão sendo
apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, que incluem as
disposições da Lei das Sociedades por Ações e normas e procedimentos contábeis
emitidos pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM e Comitê de Pronunciamentos
Contábeis – CPC, que estão em conformidade com as normas internacionais de
contabilidade emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB.
As demonstrações financeiras individuais foram elaboradas e estão sendo apresentadas
de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, as quais incluem as
disposições da Lei das Sociedades por Ações e normas e procedimentos contábeis
emitidos pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM e Comitê de Pronunciamentos
Contábeis – CPC, e que no caso da Companhia, diferem das normas internacionais de
contabilidade emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB somente
no que se refere à avaliação dos investimentos em controladas, coligadas e controladas
em conjunto, pelo método de equivalência patrimonial, conforme requerido pelo ICPC
09, enquanto que para fins de IFRS, custo ou valor justo.
A Companhia adotou todas as normas, revisões de normas e interpretações técnicas
emitidas pela CVM e CPC que estão em vigor em 31 de dezembro de 2010.
As práticas contábeis descritas na nota explicativa 3 foram aplicadas de maneira
consistente a todos os períodos apresentados nestas demonstrações financeiras.
A Administração da Companhia autorizou a conclusão destas demonstrações
financeiras em 04 de Março de 2011.
2.1. Adoção inicial dos novos pronunciamentos contábeis
As Leis nºs 11.638/07 e 11.941/09, de 28 de dezembro de 2007 e 27 de maio de 2009,
respectivamente, estabeleceram os procedimentos para a convergência das
companhias abertas às normas internacionais de contabilidade. Em decorrência, o CPC
emitiu - e os órgãos reguladores contábeis brasileiros aprovaram - diversos
pronunciamentos, interpretações e orientações contábeis em duas etapas: a primeira
etapa, desenvolvida e aplicada em 2008 com a adoção dos pronunciamentos técnicos
CPC 00 a 14 (CPC 14 foi revogado em 2010) e a segunda, com a emissão em 2009 e
2010 dos pronunciamentos técnicos CPC 15 a 43 (à exceção do 34), com adoção
obrigatória para 2010, com efeito retroativo a 2009 para fins comparativos.
.
13
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
2. Base de preparação e apresentação das demonstrações financeiras Continuação
2.1. Adoção Inicial dos novos pronunciamentos contábeis - Continuação
As demonstrações financeiras para o exercício findo em 31 de dezembro de 2010 são as
primeiras apresentadas de acordo com esses novos pronunciamentos contábeis. A
Companhia preparou o seu balanço de abertura com a transição iniciada em 1º de
janeiro de 2009, conforme requerido pelo novo conjunto de normas.
Conforme mencionado anteriormente, uma vez que não houve qualquer transação até
17 de julho de 2009, não foi necessário aplicar nenhuma das isenções previstas nos
pronunciamentos contábeis CPC 43 (R1) – Adoção Inicial dos CPC´s 15 a 41 e CPC 37
(R1) – Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade, na data de transação
inicial.
Em razão da adoção do novo conjunto de normas, as demonstrações financeiras da
controlada IPEX foram consolidadas desde a data da criação da HRTP, 17 de julho de
2009. Embora a IPEX só passasse a estar subordinada societariamente a HRTP a partir
de 01 de outubro de 2009, prevalece no âmbito do CPC 36(R1) o conceito de grupo
econômico, no qual HRTP e IPEX já se enquadravam desde 17 de julho de 2009.
Embora essa mudança tenha produzido efeito nas receitas e despesas consolidadas,
não resultou em alteração na posição patrimonial e financeira da Companhia e no
resultado de suas operações.
O resultado da análise dos impactos dos CPC´s efetuada pela Administração não
produziu modificações na posição patrimonial e financeira da Companhia na data de
transição e no exercício findo em 31 de dezembro de 2009. Desta forma, o balanço
patrimonial de abertura em 1º de janeiro de 2009 não está sendo apresentado e as
demonstrações financeiras para o exercício findo em 31 de dezembro de 2009 não
contemplam ajustes em relação àquelas emitidas anteriormente. As alterações na
apresentação das demonstrações financeiras e extensão das divulgações, em razão da
adoção dos novos pronunciamentos contábeis, já estão refletidas de forma comparativa
nestas demonstrações financeiras, conforme descrito no sumário das principais práticas
contábeis apresentado na nota explicativa 3.
14
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
2. Base de preparação e apresentação das demonstrações financeiras
- Continuação
2.2. Novos IFRS e Interpretações do IFRIC
Alguns novos procedimentos contábeis do IASB e interpretações do IFRIC foram
publicados e/ou revisados e têm a sua adoção opcional ou obrigatória para os exercícios
iniciados a partir de 01 de janeiro de 2010. Esses pronunciamentos contábeis deverão
ser emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis e aprovados pela CVM. A
Administração da Companhia avaliou os impactos destes novos procedimentos e
interpretações e não prevê que sua adoção provoque um impacto material nas
informações anuais da Companhia no exercício de aplicação inicial, conforme segue:
•
IAS 24 Exigências de Divulgação para Entidades Estatais e Definição de Parte
relacionada (Revisada) - Simplifica as exigências de divulgação para entidades estatais
e esclarece a definição de parte relacionada. A norma revisada aborda aspectos que,
segundo as exigências de divulgação e a definição de parte relacionada anteriores, eram
demasiadamente complexos e de difícil aplicação prática, principalmente em ambientes
com amplo controle estatal, oferecendo isenção parcial a entidades estatais e uma
definição revista do conceito de parte relacionada. Esta alteração foi emitida em
novembro de 2009, passando a vigorar para exercícios fiscais iniciados a partir de 1º de
janeiro de 2011. Esta alteração não terá impacto nas demonstrações financeiras
consolidadas da Companhia.
•
IFRS 9 Instrumentos Financeiros – Classificação e Mensuração - A IFRS 9 encerra a
primeira parte do projeto de substituição da “IAS 39 Instrumentos Financeiros:
Reconhecimento e Mensuração”. A IFRS 9 utiliza uma abordagem simples para
determinar se um ativo financeiro é mensurado ao custo amortizado ou valor justo,
baseada na maneira pela qual uma entidade administra seus instrumentos financeiros
(seu modelo de negócios) e o fluxo de caixa contratual característico dos ativos
financeiros. A norma exige ainda a adoção de apenas um método para determinação de
perdas no valor recuperável de ativos. Esta norma passa a vigorar para exercícios
fiscais iniciados a partir de 1º de janeiro de 2013. A Companhia não espera que esta
alteração cause impacto em suas demonstrações financeiras consolidadas.
15
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
2. Base de preparação e apresentação das demonstrações financeiras Continuação
2.2. Novos IFRS e Interpretações do IFRIC - Continuação
•
IFRIC 14 Pagamentos Antecipados de um Requisito de Financiamento Mínimo - Esta
alteração aplica-se apenas àquelas situações em que uma entidade está sujeita a
requisitos mínimos de financiamento e antecipa contribuições a fim de cobrir esses
requisitos. A alteração permite que essa entidade contabilize o benefício de tal
pagamento antecipado como ativo. Esta alteração passa a vigorar para exercícios fiscais
iniciados a partir de 1º de janeiro de 2011. Esta alteração não terá impacto nas
demonstrações financeiras consolidadas da Companhia.
•
IFRIC 19 Extinção de Passivos Financeiros com Instrumentos de Capital - A IFRIC 19 foi
emitida em novembro de 2009 e passa a vigorar a partir de 1º de julho de 2010, sendo
permitida sua aplicação antecipada. Esta interpretação esclarece as exigências das
Normas Internacionais de Contabilidade (IFRS) quando uma entidade renegocia os
termos de uma obrigação financeira com seu credor e este concorda em aceitar as
ações da entidade ou outros instrumentos de capital para liquidar a obrigação financeira
no todo ou em parte. A Companhia não espera que a IFRIC 19 tenha impacto em suas
demonstrações financeiras consolidadas.
•
Melhorias para IFRS – O IASB emitiu melhorias para as normas e emendas de IFRS em
maio de 2010 e as emendas serão efetivas a partir de 1º de janeiro de 2011. Abaixo
elencamos as principais emendas que poderiam impactar a Companhia:
- IFRS 3 – Combinação de negócios.
- IFRS 7 – Divulgação de Instrumentos Financeiros.
- IAS 1 – Apresentação das Demonstrações Financeiras.
A companhia não espera que as mudanças tenham impacto em suas demonstrações
financeiras consolidadas.
Não existem outras normas e interpretações emitidas e ainda não adotadas que
possam, na opinião da administração, ter impacto significativo no resultado ou no
patrimônio divulgado pela Companhia.
16
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
2. Base de preparação e apresentação das demonstrações financeiras Continuação
2.3. Reapresentação das demonstrações financeiras do exercício findo em 31 de
dezembro de 2009 - Continuação
As demonstrações financeiras da Companhia, relativas ao exercício findo em 31 de
dezembro de 2009, originalmente concluídas em 15 de março de 2010, foram
reapresentadas em razão da identificação, após a sua conclusão, de registros contábeis
não classificados corretamente, cujos ajustes foram efetuados conforme requerido pela
deliberação CVM Nº 592, de 15 de setembro de 2009, que aprovou o Pronunciamento
Técnico CPC 23, que trata de políticas contábeis, mudança de estimativa e retificação
de erro.
O ajuste efetuado, no montante de R$ 34.711, refere-se aos custos com captação
privada que foram originalmente registrados como despesa no resultado do exercício
findo em 31 de dezembro de 2009, quando, de acordo com o Pronunciamento Técnico
CPC 08, aprovado pela deliberação CVM 556, de 12 de novembro de 2008, que trata de
custos de transação e prêmios na emissão de títulos e valores mobiliários, deveriam ser
classificados em conta redutora do patrimônio líquido.
Conforme descrito na tabela a seguir, o ajuste identificado resultou em uma redução do
prejuízo do exercício, do prejuízo acumulado e da reserva de capital - ágio na emissão
de ações, portanto, não afetando o total do patrimônio líquido:
Consolidado
2009
Originalmente
apresentado
Patrimônio líquido
Reserva de capital - ágio na emissão
de ações
Prejuízos acumulados
Resultado
Despesas com serviços de terceiros
Prejuízo do exercício
17
Reapresentado
Controladora
2009
Originalmente
apresentado
Reapresentado
406.866
406.866
406.866
406.866
449.795
(47.346)
415.084
(12.635)
449.795
(47.346)
415.084
(12.635)
(41.797)
(47.346)
(7.086)
(12.635)
(45.095)
(47.346)
(10.384)
(12.635)
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis
A seguir, apresentamos as principais práticas contábeis utilizadas pela
Companhia, evidenciando-as, mesmo quando ainda não são aplicáveis por
questões operacionais.
3.1. Apuração do resultado
O resultado das operações é apurado em conformidade com o regime contábil de
competência do exercício.
A receita é reconhecida na extensão em que for provável que benefícios
econômicos serão gerados para a Companhia e/ou suas controladas e quando
possa ser mensurada de forma confiável. A receita é mensurada com base no
valor justo da contraprestação recebida pelo valor bruto. Os descontos,
abatimentos e impostos ou encargos sobre vendas são deduzidos em linha
específica na demonstração do resultado. A Companhia avalia as transações de
receita de acordo com os critérios específicos para determinar se está atuando
como agente ou principal e, ao final, concluiu que está atuando como principal em
todos os seus contratos de receita.
Os critérios específicos, a seguir, devem também ser satisfeitos antes de haver
reconhecimento de receita:
Venda de óleo e gás
A receita de venda de óleo e gás é reconhecida quando os riscos e benefícios
significativos da propriedade forem transferidos ao comprador, o que geralmente
deverá ocorrer na sua entrega.
Prestação de serviços
A receita de serviços de pesquisas geofísicas e geológicas da controlada IPEX é
reconhecida à medida que os serviços correlatos são prestados e possam ser
medidos de forma confiável, dentro de critérios previstos contratualmente. Uma
receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa da sua realização.
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HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.1. Apuração do resultado -- Continuação
Receita de juros
Para todos os instrumentos financeiros avaliados ao custo amortizado e ativos
financeiros que rendem juros, classificados como disponíveis para venda, a receita
ou despesa financeira é contabilizada utilizando-se a taxa de juros efetiva, que
desconta exatamente os pagamentos ou recebimentos futuros previstos de caixa
ao longo da vida estimada do instrumento financeiro ou em um período de tempo
mais curto, quando aplicável, ao valor contábil líquido do ativo ou passivo
financeiro. A receita de juros é incluída na rubrica receita financeira, na
demonstração do resultado. Os instrumentos financeiros designados como valor
justo através do resultado, que incluem ativos financeiros mantidos para
negociação e instrumentos derivativos, são marcados a mercado a cada data de
reporte, em contra-partida à receita financeira.
3.2. Combinação de negócios
Combinações de negócios são contabilizadas utilizando o método de aquisição. O
custo de uma aquisição é mensurado pela soma da contraprestação transferida,
avaliada com base no valor justo na data de aquisição, e o valor de qualquer
participação de não controladores na adquirida. Para cada combinação de
negócio, a adquirente deve mensurar a participação de não controladores na
adquirida pelo valor justo ou com base na sua participação nos ativos líquidos
identificados na adquirida. Custos diretamente atribuíveis à aquisição devem ser
contabilizados como despesa quando incorridos.
Ao adquirir um negócio, a Companhia avalia os ativos e passivos financeiros
assumidos com o objetivo de classificá-los e alocá-los de acordo com os termos
contratuais, as circunstâncias econômicas e as condições pertinentes na data de
aquisição, o que inclui a segregação, por parte da adquirida, de derivativos
embutidos existentes em contratos hospedeiros na adquirida.
Se a combinação de negócios for realizada em estágios, o valor justo na data de
aquisição da participação societária previamente detida no capital da adquirida é
reavaliado a valor justo nas datas de aquisição das parcelas adicionais, sendo os
impactos reconhecidos na demonstração do resultado.
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HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis—Continuação
3.2. Combinação de negócios -- continuação
Qualquer contraprestação contingente a ser transferida pela adquirente será
reconhecida a valor justo na data de aquisição. Alterações subsequentes no valor
justo da contraprestação contingente considerada como um ativo ou como um
passivo deverão ser reconhecidas de acordo com o CPC 38 na demonstração do
resultado ou em outros resultados abrangentes. Se a contraprestação contingente
for classificada como patrimônio, não deverá ser reavaliada até que seja
finalmente liquidada no patrimônio.
Inicialmente, o ágio é mensurado como sendo o excedente da contraprestação
transferida em relação aos ativos líquidos adquiridos (ativos identificáveis
adquiridos, líquidos e os passivos assumidos). Se a contraprestação for menor do
que o valor justo dos ativos líquidos adquiridos, a diferença deverá ser
reconhecida como ganho na demonstração do resultado.
Após o reconhecimento inicial, o ágio é mensurado pelo custo, deduzido de
quaisquer perdas acumuladas do valor recuperável. Para fins de teste do valor
recuperável, o ágio adquirido em uma combinação de negócios é, a partir da data
de aquisição, alocado a cada uma das unidades geradoras de caixa da
Companhia que se espera sejam beneficiadas pelas sinergias da combinação,
independentemente de outros ativos ou passivos da adquirida serem atribuídos a
essas unidades.
Quando um ágio fizer parte de uma unidade geradora de caixa e uma parcela
dessa unidade for alienada, o ágio associado à parcela alienada deve ser incluído
no custo da operação ao apurar-se o ganho ou a perda na alienação. O ágio
alienado nessas circunstâncias é apurado com base nos valores proporcionais da
parcela alienada em relação à unidade geradora de caixa mantida.
3.3. Transações envolvendo pagamentos em ações
Determinados colaboradores da Companhia e de suas controladas receberam
remuneração em forma de pagamento baseado em ações, em que os
colaboradores prestam serviços em troca de títulos patrimoniais (“transações
liquidadas com títulos patrimoniais”).
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HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis — Continuação
3.3. Transações envolvendo pagamentos em ações -- continuação
O custo de transações com funcionários liquidadas com instrumentos patrimoniais
e com prêmios outorgados, é mensurado com base no valor justo na data em que
foram outorgados. Para determinar o valor justo, a Companhia utiliza-se de um
especialista de precificação externo que emprega um método de valorização
apropriado.
O custo de transações liquidadas com títulos patrimoniais é reconhecido, em
conjunto com um correspondente aumento no patrimônio líquido, ao longo do
período em que a performance e/ou condição de serviço são cumpridos, com
término na data em que o funcionário adquire o direito completo ao prêmio (data
de aquisição). A despesa acumulada reconhecida para as transações liquidadas
com instrumentos patrimoniais em cada data-base até a data de aquisição reflete a
extensão em que o período de aquisição tenha expirado e a melhor estimativa da
Companhia do número de títulos patrimoniais que serão adquiridos. A despesa ou
crédito na demonstração do resultado do período é registrado em “despesas de
pessoal”, em contrapartida à conta “ajuste de avaliação patrimonial no patrimônio
líquido” e representa a movimentação em despesa acumulada reconhecida no
início e fim daquele período.
Nenhuma despesa é reconhecida por prêmios que não completam o seu período
de aquisição, exceto prêmios em que a aquisição é condicionada a um evento de
mercado (condição conectada ao preço das ações do Grupo), a qual é tratada
como adquirida, independentemente se as condições do mercado são satisfeitas
ou não, desde que todas as outras condições de aquisição forem satisfeitas.
Em uma transação liquidada com títulos patrimoniais em que o plano é modificado,
a despesa mínima reconhecida em “despesas de pessoal” corresponde às
despesas como se os termos não tivessem sido alterados. Uma despesa adicional
é reconhecida para qualquer modificação que aumenta o valor justo total do
contrato de pagamentos liquidados com títulos patrimoniais, ou que de outra forma
beneficia o funcionário, mensurada na data da modificação.
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Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
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(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis — Continuação
3.3. Transações envolvendo pagamentos em ações -- continuação
Quando um prêmio de liquidação com instrumentos patrimoniais é cancelado, o
mesmo é tratado como se tivesse sido adquirido na data do cancelamento, e
qualquer despesa não reconhecida do prêmio é reconhecida imediatamente. Isto
inclui qualquer prêmio em que as condições de não aquisição dentro do controle
da Companhia ou da contraparte não são cumpridas. Porém, se um novo plano
substitui o plano cancelado, e designado como plano substituto na data de
outorga, o plano cancelado e o novo plano são tratados como se fossem uma
modificação ao plano original, conforme descrito no parágrafo anterior. Todos os
cancelamentos de transações liquidadas com títulos patrimoniais são tratados da
mesma forma.
O efeito de diluição das opções em aberto é refletido como diluição de ação
adicional no cálculo do resultado por ação diluído (Nota 16).
A Companhia não mantém transações envolvendo pagamentos em ações com
previsão para liquidação com caixa.
3.4. Conversão de saldos denominados em moeda estrangeira
3.4.1) Moeda funcional e de apresentação das demonstrações financeiras
A moeda funcional da Companhia é o Real, mesma moeda de preparação
e apresentação das demonstrações financeiras. As demonstrações
financeiras de cada controlada incluída na consolidação da Companhia e
aquelas utilizadas como base para avaliação dos investimentos pelo
método de equivalência patrimonial, são preparadas com base na moeda
funcional de cada entidade e expressas em reais.
3.4.2) Transações denominadas em moeda estrangeira
Os ativos e passivos monetários denominados em moeda estrangeira são
convertidos para a moeda funcional (o Real) usando-se a taxa de câmbio
vigente na data dos respectivos balanços patrimoniais. Os ganhos e perdas
resultantes da atualização desses ativos e passivos verificados entre a taxa
de câmbio vigente (PTAX de venda publicada pelo BACEN) na data da
transação e dos respectivos encerramentos dos exercícios, são
reconhecidos como ajustes de avaliação patrimonial no patrimônio líquido.
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(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros – Reconhecimento inicial e mensuração
subseqüente
(i) Ativos Financeiros
Reconhecimento inicial e mensuração
Ativos financeiros são classificados como ativos financeiros a valor justo por meio
do resultado, empréstimos e recebíveis, investimentos mantidos até o vencimento,
ativos financeiros disponíveis para venda, ou derivativos classificados como
instrumentos de hedge eficazes, conforme a situação. A Companhia determina a
classificação dos seus ativos financeiros no momento do seu reconhecimento
inicial, quando ele se torna parte das disposições contratuais do instrumento.
Ativos financeiros são reconhecidos inicialmente ao valor justo, acrescidos, no
caso de investimentos não designados a valor justo, por meio do resultado dos
custos de transação que sejam diretamente atribuíveis à aquisição do ativo
financeiro.
Vendas e compras de ativos financeiros que requerem a entrega de bens dentro
de um cronograma estabelecido por regulamento ou convenção no mercado
(compras regulares) são reconhecidas na data da operação, ou seja, a data em
que a Companhia se compromete a comprar ou vender o bem.
Os ativos financeiros da Companhia incluem caixa e equivalentes de caixa, contas
a receber de clientes e outras contas a receber, empréstimos e outros recebíveis,
instrumentos financeiros cotados e não cotados e instrumentos financeiros
derivativos.
Mensuração subsequente
A mensuração subsequente de ativos financeiros depende da sua classificação,
que pode ser da seguinte forma:
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31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(i) Ativos Financeiros -- continuação
Ativos financeiros a valor justo por meio do resultado
Ativos financeiros a valor justo por meio do resultado incluem ativos financeiros
mantidos para negociação e ativos financeiros designados no reconhecimento
inicial a valor justo por meio do resultado. Ativos financeiros são classificados
como mantidos para negociação se forem adquiridos com o objetivo de venda no
curto prazo. Esta categoria inclui instrumentos financeiros derivativos contratados
pela Companhia que não satisfazem os critérios para a contabilidade de hedge,
definidos pelo CPC 38. Derivativos, incluindo os derivativos embutidos que não
são intimamente relacionados ao contrato principal e que devem ser separados,
são também classificados como mantidos para negociação, a menos que sejam
classificados como instrumentos de hedge eficazes. Ativos financeiros a valor justo
por meio do resultado são apresentados no balanço patrimonial a valor justo, com
os correspondentes ganhos ou perdas reconhecidos na demonstração do
resultado.
A Companhia avaliou seus ativos financeiros a valor justo por meio do resultado,
pois pretende negociá-los em um curto espaço de tempo. Quando a Companhia
não estiver em condições de negociar esses ativos financeiros em decorrência de
mercados inativos e a intenção da administração em vendê-los no futuro próximo
sofrer mudanças significativas, a Companhia pode optar em reclassificar esses
ativos financeiros em determinadas circunstâncias. A reclassificação para
empréstimos e contas a receber, disponíveis para venda ou mantidos até o
vencimento, depende da natureza do ativo. Essa avaliação não afeta quaisquer
ativos financeiros designados a valor justo por meio do resultado utilizando a
opção de valor justo no momento da apresentação.
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Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros – Reconhecimento inicial e mensuração
subseqüente -- continuação
(i) Ativos Financeiros -- continuação
Ativos financeiros a valor justo por meio do resultado -- continuação
Derivativos embutidos em contratos principais são contabilizados como derivativos
separados quando os seus riscos e características econômicas não são
intimamente relacionados com aqueles dos contratos principais e os contratos
principais não forem contabilizados a valor justo por meio do resultado. Esses
derivativos embutidos são mensurados a valor justo, com os correspondentes
ganhos ou perdas resultantes de variações no valor justo reconhecidos na
demonstração do resultado. Uma nova revisão somente ocorre quando houver
uma mudança nos termos do contrato que significativamente altere os fluxos de
caixa que, de outra forma, seriam requeridos.
A Companhia não designou nenhum ativo financeiro a valor justo por meio do
resultado no reconhecimento inicial.
Empréstimos e recebíveis
Empréstimos e recebíveis são ativos financeiros não derivativos, com pagamentos
fixos ou determináveis, não cotados em um mercado ativo. Após a mensuração
inicial, esses ativos financeiros são contabilizados ao custo amortizado, utilizando
o método de juros efetivos (taxa de juros efetiva), menos perda por redução ao
valor recuperável. O custo amortizado é calculado levando em consideração
qualquer desconto ou “prêmio” na aquisição e taxas ou custos incorridos. A
amortização do método de juros efetivos é incluída na linha de receita financeira
na demonstração de resultado. As perdas por redução ao valor recuperável são
reconhecidas como despesa financeira no resultado.
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(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(i) Ativos Financeiros -- continuação
Investimentos mantidos até o vencimento
Ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis e
vencimentos fixos são classificados como mantidos até o vencimento quando a
Companhia tiver manifestado intenção e capacidade financeira para mantê-los até
o vencimento. Após a avaliação inicial, os investimentos mantidos até o
vencimento são avaliados ao custo amortizado utilizando o método da taxa de
juros efetiva, menos perdas por redução ao valor recuperável. O custo amortizado
é calculado levando em consideração qualquer desconto ou prêmio sobre a
aquisição e taxas ou custos incorridos. A amortização dos juros efetivos é incluída
na rubrica receitas financeiras, na demonstração do resultado. As perdas
originadas da redução ao valor recuperável são reconhecidas como despesa
financeira no resultado. A Companhia não registrou investimentos mantidos até o
vencimento durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009.
Ativos financeiros disponíveis para venda
Os ativos financeiros disponíveis para venda são aqueles ativos financeiros não
derivativos que não são classificados como (a) empréstimos e recebíveis, (b)
investimentos mantidos até o vencimento ou (c) ativos financeiros pelo valor justo
por meio do resultado. Estes ativos financeiros incluem instrumentos patrimoniais
e de títulos de dívida. Títulos de dívida nessa categoria são aqueles que se
pretende manter por um período indefinido e que podem ser vendidos para
atender às necessidades de liquidez ou em resposta às mudanças nas condições
de mercado.
Após mensuração inicial, ativos financeiros disponíveis para venda são apurados
pelo valor justo, com ganhos e perdas não realizados reconhecidos diretamente na
reserva de disponíveis para venda dentro dos outros resultados abrangentes até a
baixa do investimento, com exceção das perdas por redução ao valor recuperável,
dos juros calculados utilizando o método de juros efetivos e dos ganhos ou perdas
com variação cambial sobre ativos monetários que são reconhecidos diretamente
no resultado do período.
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(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(i) Ativos Financeiros -- continuação
Ativos financeiros disponíveis para venda -- continuação
Quando o investimento é desreconhecido ou quando for determinada perda por
redução ao valor recuperável, os ganhos ou as perdas cumulativos anteriormente
reconhecidos em outros resultados abrangentes devem ser reconhecidos no
resultado.
Dividendos sobre instrumentos patrimoniais disponíveis para a venda são
reconhecidos no resultado, quando o direito de recebimento da Companhia for
estabelecido. O valor justo de ativos monetários disponíveis para a venda
denominados em moeda estrangeira é mensurado nessa moeda estrangeira e
convertido utilizando-se a taxa de câmbio à vista vigente na data de reporte das
demonstrações financeiras. As variações do valor justo atribuíveis a diferenças de
conversão que resultam de uma mudança do custo amortizado do ativo são
reconhecidas no resultado, e as demais variações são reconhecidas diretamente
no patrimônio líquido.
A Companhia não registrou nenhum ativo financeiro disponível para venda durante
os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009.
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(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(i) Ativos Financeiros -- continuação
Desreconhecimento (baixa)
Um ativo financeiro (ou, quando for o caso, uma parte de um ativo financeiro ou
parte de um grupo de ativos financeiros semelhantes) é baixado quando:
- Os direitos de receber fluxos de caixa do ativo expirarem;
- A Companhia transferiu os seus direitos de receber fluxos de caixa do ativo ou
assumiu uma obrigação de pagar integralmente os fluxos de caixa recebidos, sem
demora significativa, a um terceiro por força de um acordo de “repasse”; e (a) a
Companhia transferiu substancialmente todos os riscos e benefícios do ativo, ou
(b) a Companhia não transferiu nem reteve substancialmente todos os riscos e
benefícios relativos ao ativo, mas transferiu o controle sobre o ativo.
Quando a Companhia tiver transferido seus direitos de receber fluxos de caixa de
um ativo ou tiver executado um acordo de repasse, e não tiver transferido ou retido
substancialmente todos os riscos e benefícios relativos ao ativo, um ativo é
reconhecido na extensão do envolvimento contínuo da Companhia com o ativo.
Nesse caso, a Companhia também reconhece um passivo associado. O ativo
transferido e o passivo associado são mensurados com base nos direitos e
obrigações que a Companhia manteve.
O envolvimento contínuo na forma de uma garantia sobre o ativo transferido é
mensurado pelo valor contábil original do ativo ou pela máxima contraprestação
que puder ser exigida da Companhia, dos dois o menor.
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(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros – Reconhecimento inicial e mensuração
subseqüente -- continuação
(ii) Redução do valor recuperável de ativos financeiros
A Companhia avalia nas datas do balanço se há alguma evidência objetiva que
determine se o ativo financeiro ou grupo de ativos financeiros não é recuperável.
Um ativo financeiro ou grupo de ativos financeiros é considerado como não
recuperável se, e somente se, houver evidência objetiva de ausência de
recuperabilidade como resultado de um ou mais eventos que tenham acontecido
depois do reconhecimento inicial do ativo (“um evento de perda” incorrido) e este
evento de perda tenha impacto no fluxo de caixa futuro estimado do ativo
financeiro ou do grupo de ativos financeiros que possa ser razoavelmente
estimado. Evidência de perda por redução ao valor recuperável pode incluir
indicadores de que as partes tomadoras do empréstimo estão passando por um
momento de dificuldade financeira relevante. A probabilidade de que as mesmas
irão entrar em falência ou outro tipo de reorganização financeira, default ou atraso
de pagamento de juros ou principal e quando há indicadores de uma queda
mensurável do fluxo de caixa futuro estimado, como mudanças em vencimento ou
condição econômica relacionados com defaults.
Ativos financeiros ao custo amortizado
Em relação aos ativos financeiros apresentados ao custo amortizado, a
Companhia inicialmente avalia individualmente se existe evidência clara de perda
por redução ao valor recuperável de cada ativo financeiro que seja individualmente
significativa, ou em conjunto para ativos financeiros que não sejam individualmente
significativos. Se a Companhia concluir que não existe evidência de perda por
redução ao valor recuperável para um ativo financeiro individualmente avaliado,
quer significativo ou não, o ativo é incluído em um grupo de ativos financeiros com
características de risco de crédito semelhantes e os avalia em conjunto em relação
à perda por redução ao valor recuperável. Ativos que são avaliados
individualmente para fins de perda por redução ao valor recuperável e para os
quais uma perda por redução ao valor recuperável seja ou continue a ser
reconhecida não são incluídos em uma avaliação conjunta de perda por redução
ao valor recuperável.
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(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(ii) Redução do valor recuperável de ativos financeiros -- continuação
Ativos financeiros ao custo amortizado -- continuação
Quando houver evidência clara da ocorrência de redução do valor recuperável, o
valor da perda é mensurado como a diferença entre o valor contábil do ativo e o
valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados (excluindo perdas de crédito
futuras esperadas ainda não incorridas). O valor presente dos fluxos de caixa
futuros estimados é descontado pela taxa de juros efetiva original para o ativo
financeiro. Quando o empréstimo apresentar taxa de juros variável, a taxa de
desconto para a mensuração de qualquer perda por redução ao valor recuperável
será a taxa de juros efetiva corrente.
O valor contábil do ativo é reduzido por meio de uma provisão e o valor da perda é
reconhecido na demonstração do resultado. Receita de juros continua a ser
computada sobre o valor contábil reduzido com base na taxa de juros efetiva
original para o ativo. Os empréstimos, juntamente com a correspondente provisão,
são baixados quando não há perspectiva realista de sua recuperação futura e
todas as garantias tenham sido realizadas ou transferidas para a Companhia. Se,
em um exercício subsequente, o valor da perda estimada de valor recuperável
aumentar ou diminuir devido a um evento ocorrido após o reconhecimento da
perda por redução ao valor recuperável, a perda anteriormente reconhecida é
aumentada ou reduzida ajustando-se a provisão. Em caso de eventual
recuperação futura de um valor baixado, essa recuperação é reconhecida na
demonstração do resultado.
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(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(ii) Redução do valor recuperável de ativos financeiros -- continuação
Ativos financeiros ao custo amortizado -- continuação
Para instrumentos financeiros classificados como disponíveis para venda, a
Companhia avalia se há alguma evidência objetiva de que o investimento é
recuperável a cada data do balanço.
Para investimentos em instrumentos patrimoniais classificados como disponíveis
para venda, evidência objetiva inclui uma perda significante e prolongada no valor
justo dos investimentos, abaixo de seu custo contábil.
Quando há evidência de perda por redução ao valor recuperável, a perda
acumulada – mensurada pela diferença entre o custo de aquisição e o valor justo
corrente, menos a perda por redução ao valor recuperável que tenha sido
previamente reconhecida no resultado – é reclassificada do patrimônio líquido para
o resultado. Aumentos no valor justo após o reconhecimento da perda por redução
ao valor recuperável são reconhecidos diretamente no resultado abrangente.
No caso de instrumentos de dívida classificados como disponíveis para venda, a
perda por redução ao valor recuperável é avaliada com base nos mesmos critérios
utilizados para ativos financeiros contabilizados ao custo amortizado. Contudo, o
valor registrado como perda por redução ao valor recuperável é a perda
cumulativa mensurada pela diferença entre o custo amortizado e o valor justo
corrente, menos qualquer perda por redução ao valor recuperável no investimento
previamente reconhecida na demonstração de resultado.
Juros continuam a ser computados pela taxa de juros efetiva utilizada para
descontar o fluxo de caixa futuro para a perda por redução ao valor recuperável
sobre o valor contábil reduzido do ativo. A receita de juros é registrada como
receita financeira. Quando, em um exercício subsequente, o valor justo de um
instrumento de dívida aumentar e este aumento puder objetivamente ser
relacionado a um evento ocorrido após o reconhecimento da perda por redução ao
valor recuperável na demonstração do resultado, a perda por redução ao valor
recuperável é revertida na demonstração do resultado.
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Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(iii) Passivos financeiros
Reconhecimento inicial e mensuração
Passivos financeiros são classificados como passivos financeiros a valor justo por
meio do resultado, empréstimos e financiamentos ou como derivativos
classificados como instrumentos de hedge, conforme o caso. A Companhia
determina a classificação dos seus passivos financeiros no momento do seu
reconhecimento inicial.
Passivos financeiros são inicialmente reconhecidos a valor justo e, no caso de
empréstimos e financiamentos, são acrescidos do custo da transação diretamente
relacionado.
Os passivos financeiros da Companhia incluem contas a pagar a fornecedores e
outras contas a pagar, conta garantida (conta-corrente com saldo negativo),
empréstimos e financiamentos, contratos de garantia financeira e instrumentos
financeiros derivativos.
Mensuração subsequente
A mensuração dos passivos financeiros depende da sua classificação, que pode
ser da seguinte forma:
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(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros – Reconhecimento inicial e mensuração
subseqüente -- continuação
(iii) Passivos financeiros
Passivos financeiros a valor justo por meio do resultado
Passivos financeiros a valor justo por meio do resultado incluem passivos
financeiros para negociação e passivos financeiros designados no reconhecimento
inicial a valor justo por meio do resultado.
Passivos financeiros são classificados como mantidos para negociação quando
forem adquiridos com o objetivo de venda no curto prazo. Esta categoria inclui
instrumentos financeiros derivativos contratados pelo Grupo que não satisfazem os
critérios de contabilização de hedge definidos pelo CPC 38. Derivativos, incluindo
os derivativos embutidos que não são intimamente relacionados ao contrato
principal e que devem ser separados, também são classificados como mantidos
para negociação, a menos que sejam designados como instrumentos de hedge
efetivos.
Ganhos e perdas de passivos para negociação são reconhecidos na
demonstração do resultado.
A Companhia não apresentou nenhum passivo financeiro a valor justo por meio do
resultado durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009.
Empréstimos e financiamentos
Após reconhecimento inicial, empréstimos e financiamentos sujeitos a juros são
mensurados subsequentemente pelo custo amortizado, utilizando o método da
taxa de juros efetiva. Ganhos e perdas são reconhecidos na demonstração do
resultado no momento da baixa dos passivos, bem como durante o processo de
amortização pelo método da taxa de juros efetiva.
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(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(iii) Passivos financeiros -- continuação
Contratos de garantia financeira
Os contratos de garantia financeira emitidos pela Companhia são contratos que
requerem pagamento para fins de reembolso do detentor por perdas por ele
incorridas, quando o devedor especificado deixar de fazer o pagamento devido
segundo os termos do correspondente instrumento de dívida. Contratos de
garantia financeira são inicialmente reconhecidos como um passivo a valor justo,
ajustado por custos da transação diretamente relacionados com a emissão da
garantia. Subsequentemente, o passivo é mensurado com base na melhor
estimativa da despesa requerida para liquidar a obrigação presente na data do
balanço ou no valor reconhecido menos amortização, dos dois o maior.
Desreconhecimento (Baixa)
Um passivo financeiro é baixado quando a obrigação for revogada, cancelada ou
expirar.
Quando um passivo financeiro existente for substituído por outro do mesmo
mutuante com termos substancialmente diferentes ou os termos de um passivo
existente forem significativamente alterados, essa substituição ou alteração é
tratada como baixa do passivo original e reconhecimento de um novo passivo,
sendo a diferença nos correspondentes valores contábeis reconhecida na
demonstração do resultado.
(iv) Instrumentos financeiros – apresentação líquida
Ativos e passivos financeiros são apresentados líquidos no balanço patrimonial se,
e somente se, houver um direito legal corrente e executável de compensar os
montantes reconhecidos e se houver a intenção de compensação, ou de realizar o
ativo e liquidar o passivo simultaneamente.
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Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros – Reconhecimento inicial e mensuração
subseqüente -- continuação
(v) Valor justo de instrumentos financeiros
O valor justo de instrumentos financeiros ativamente negociados em mercados
financeiros organizados é determinado com base nos preços de compra cotados
no mercado no fechamento dos negócios na data do balanço, sem dedução dos
custos de transação.
O valor justo de instrumentos financeiros para os quais não haja mercado ativo é
determinado utilizando técnicas de avaliação. Essas técnicas podem incluir o uso
de transações recentes de mercado (com isenção de interesses); referência ao
valor justo corrente de outro instrumento similar, análise de fluxo de caixa
descontado ou outros modelos de avaliação.
Uma análise do valor justo de instrumentos financeiros e mais detalhes sobre
como eles são calculados estão na nota explicativa 20.
(vi) Instrumentos financeiros derivativos e contabilidade de hedge
Reconhecimento inicial e mensuração subsequente
A Companhia pode utilizar instrumentos financeiros derivativos, como contratos a
termo de moeda, contratos a termo de commodities e swaps de taxa de juros para
fornecer proteção contra o risco de variação das taxas de câmbio, o risco de
variação dos preços de commodities e o risco de variação das taxas de juros,
respectivamente.
Os instrumentos financeiros derivativos designados em operações de hedge são
inicialmente reconhecidos ao valor justo na data em que o contrato de derivativo é
contratado, sendo reavaliados subsequentemente também ao valor justo.
Derivativos são apresentados como ativos financeiros quando o valor justo do
instrumento for positivo e, como passivos financeiros, quando o valor justo for
negativo.
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3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros – Reconhecimento inicial e mensuração
subseqüente -- continuação
(vi) Instrumentos financeiros derivativos e contabilidade de hedge -- continuação
Reconhecimento inicial e mensuração subseqüente -- continuação
Quaisquer ganhos ou perdas resultantes de mudanças no valor justo de
derivativos durante o exercício são lançados diretamente na demonstração de
resultado, com exceção da parcela eficaz dos hedges de fluxo de caixa, que é
reconhecida diretamente no patrimônio líquido em outros resultados abrangentes.
Para os fins de contabilidade de hedge (hedge accounting), existem as seguintes
classificações:
- hedge de valor justo ao fornecer proteção contra a exposição às alterações no
valor justo de ativo ou passivo reconhecido ou de compromisso firme não
reconhecido, ou de parte identificada de tal ativo, passivo ou compromisso firme,
que seja atribuível a um risco particular e possa afetar o resultado; ou
- hedge de fluxo de caixa ao fornecer proteção contra a variação nos fluxos de
caixa que seja atribuível a um risco particular associado a um ativo ou passivo
reconhecido ou a uma transação prevista altamente provável e que possa afetar o
resultado; ou
- hedge de investimento líquido numa unidade operacional estrangeira.
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3.5
Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(vi) Instrumentos financeiros derivativos e contabilidade de hedge -- continuação
Reconhecimento inicial e mensuração subseqüente -- continuação
No reconhecimento inicial de uma relação de hedge, a Companhia classifica
formalmente e documenta a relação de hedge à qual a Companhia deseja aplicar
contabilidade de hedge, bem como o objetivo e a estratégia de gestão de risco da
administração para levar a efeito o hedge. A documentação inclui a identificação
do instrumento de hedge, o item ou transação objeto de hedge, a natureza do risco
objeto de hedge, a natureza dos riscos excluídos da relação de hedge, a
demonstração prospectiva da eficácia da relação de hedge e a forma em que a
Companhia irá avaliar a eficácia do instrumento de hedge para fins de compensar
a exposição a mudanças no valor justo do item objeto de hedge ou fluxos de caixa
relacionados ao risco objeto de hedge. Quanto a hedge de fluxos de caixa, a
demonstração do caráter altamente provável da transação prevista objeto do
hedge, assim como os períodos previstos de transferência dos ganhos ou perdas
decorrentes dos instrumentos de hedge do patrimônio líquido para o resultado, são
também incluídos na documentação da relação de hedge. Espera-se que esses
hedges sejam altamente eficazes para compensar mudanças no valor justo ou
fluxos de caixa, sendo permanentemente avaliados para verificar se foram
efetivamente eficazes ao longo de todos os períodos-base para os quais foram
destinados.
Hedges que satisfazem os critérios para sua contabilidade são registrados da
seguinte forma:
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Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(vi) Instrumentos financeiros derivativos e contabilidade de hedge -- continuação
Reconhecimento inicial e mensuração subseqüente -- continuação
Hedge de valor justo
O ganho ou a perda resultante das mudanças do valor justo de um instrumento de
hedge (para instrumento de hedge derivativo) ou do componente cambial da sua
quantia escriturada medido de acordo com o CPC 02 (para instrumento de hedge
não derivativo) deve ser reconhecido no resultado. O ganho ou a perda resultante
do item coberto atribuível ao risco coberto deve ajustar a quantia escriturada do
item coberto a ser reconhecido no resultado. As mudanças do valor justo do
instrumento de hedge e as mudanças do valor justo do item objeto de hedge
atribuíveis ao risco coberto são reconhecidas na linha da demonstração de
resultado relacionada ao item objeto de hedge.
A mudança no valor justo de um derivativo de taxa de juros designado numa
relação de hedge é reconhecida no resultado financeiro. A mudança no valor justo
do item objeto de hedge relacionada ao risco objeto de hedge é registrada como
ajuste do valor contábil do item objeto de hedge, sendo também reconhecida no
resultado financeiro.
Se o item objeto de hedge for baixado, o valor justo não amortizado é reconhecido
imediatamente na demonstração do resultado.
Quando um compromisso firme não reconhecido é designado como um item objeto
de hedge numa relação de hedge, a variação do valor justo do compromisso firme
atribuível ao risco coberto é reconhecida como um ativo financeiro quando ela for
positiva ou como um passivo financeiro quando ela for negativa, com o
reconhecimento de um correspondente ganho ou perda na demonstração do
resultado. O saldo acumulado no balanço patrimonial, decorrente das variações
sucessivas do valor justo do compromisso firme atribuível ao risco coberto, será
transferido para o saldo do item objeto de hedge no momento do reconhecimento
inicial (reconhecimento do saldo das contas a pagar ou das contas a receber).
38
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(vi) Instrumentos financeiros derivativos e contabilidade de hedge -- continuação
Reconhecimento inicial e mensuração subseqüente -- continuação
Hedge de fluxo de caixa
A parte eficaz do ganho ou perda do instrumento de hedge é reconhecida
diretamente no patrimônio líquido em outros resultados abrangentes, enquanto a
parte ineficaz do hedge é reconhecida imediatamente no resultado financeiro.
Quando a estratégia documentada da gestão de risco da Companhia para uma
relação de hedge em particular excluir da avaliação da eficácia de hedge um
componente específico do ganho ou perda ou os respectivos fluxos de caixa do
instrumento de hedge, esse componente do ganho ou perda excluído é
reconhecido imediatamente no resultado financeiro.
Os valores contabilizados em outros resultados abrangentes são transferidos
imediatamente para a demonstração do resultado quando a transação objeto de
hedge afetar o resultado, por exemplo, quando a receita ou despesa financeira
objeto de hedge for reconhecida ou quando uma venda prevista ocorrer. Quando o
item objeto de hedge for o custo de um ativo ou passivo não financeiro, os valores
contabilizados no patrimônio líquido são transferidos ao valor contábil inicial do
ativo ou passivo não financeiro.
Se a ocorrência da transação prevista ou compromisso firme não for mais
esperada, os valores anteriormente reconhecidos no patrimônio líquido são
transferidos para a demonstração do resultado. Se o instrumento de hedge expirar
ou for vendido, encerrado ou exercido sem substituição ou rolagem, ou se a sua
classificação como hedge for revogada, os ganhos ou perdas anteriormente
reconhecidos no resultado abrangente permanecem diferidos no patrimônio líquido
na reserva de outros resultados abrangentes até que a transação prevista ou
compromisso firme afetem o resultado.
39
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(vi) Instrumentos financeiros derivativos e contabilidade de hedge -- continuação
Reconhecimento inicial e mensuração subseqüente -- continuação
Hedges de investimento líquido
Hedges de investimentos líquidos em operações no exterior, inclusive hedge de
item monetário que são contabilizados como parte do investimento líquido, são
contabilizados de forma similar ao hedge de fluxo de caixa. Ganhos ou perdas no
instrumento de hedge relacionado à parte eficaz do hedge são reconhecidos
diretamente no patrimônio líquido em outros resultados abrangentes, enquanto
quaisquer ganhos ou perdas relacionados à parte ineficaz são reconhecidos no
resultado. Na alienação da operação no exterior, o valor cumulativo dos ganhos ou
perdas reconhecido diretamente no patrimônio líquido é transferido para o
resultado.
Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia mantinha operações de swap para
proteção da variação cambial, conforme detalhado na nota explicativa 20.
Em 31 de dezembro de 2010 e 2009 a Companhia não utilizou a contabilidade de
hedge para nenhum instrumento derivativo.
Classificação entre curto e longo prazo
Instrumentos derivativos não classificados como instrumento de hedge eficaz são
classificados como de curto e longo prazo ou segregados em parcela de curto
prazo ou de longo prazo com base em uma avaliação dos fluxos de caixa
contratados.
- Quando a Companhia mantiver um derivativo como hedge econômico (e não
aplicar contabilidade de hedge), por um período superior a 12 meses após a data
do balanço, o derivativo é classificado como de longo prazo (ou segregado em
parcela de curto e longo prazo), consistentemente com a classificação do item
correspondente.
- Os derivativos embutidos que não estão intimamente relacionados ao contrato
principal são classificados de forma consistente com os fluxos de caixa do contrato
principal.
40
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.5
Instrumentos financeiros
subseqüente -- continuação
–
Reconhecimento
inicial
e
mensuração
(vi) Instrumentos financeiros derivativos e contabilidade de hedge -- continuação
Classificação entre curto e longo prazo -- continuação
- Os instrumentos derivativos designados como tal e que são efetivamente
instrumentos de hedge eficazes são classificados de forma consistente com a
classificação do correspondente item objeto de hedge.
O instrumento derivativo é segregado em parcela de curto prazo e de longo prazo
apenas quando uma alocação confiável puder ser feita.
3.6
Caixa e equivalentes de caixa
Os equivalentes de caixa são mantidos com a finalidade de atender a
compromissos de curto prazo e não para investimento ou outros fins. A
Companhia considera equivalentes de caixa uma aplicação financeira de
conversibilidade imediata em um montante conhecido e estando sujeita a um
insignificante risco de mudança de valor. Por conseguinte, um investimento,
normalmente, se qualifica como equivalentes de caixa quando tem vencimento de
curto prazo, por exemplo, três meses ou menos, a contar da data da contratação.
3.7
Contas a receber
Estão apresentadas a valores de realização. Os serviços prestados, ainda não
faturados na data dos balanços, são contabilizados pelo regime de competência. A
provisão para devedores duvidosos é constituída em montante suficiente para a
cobertura de eventuais perdas na realização das contas a receber, considerando
os riscos envolvidos.
41
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.8
Investimento em coligadas e controladas
Conforme requerido pelo ICPC 09 - Demonstrações Contábeis Individuais,
Demonstrações Contábeis Separadas, Demonstrações Consolidadas e Aplicação
do Método de Equivalência Patrimonial, os investimentos em coligadas e
controladas são contabilizados pelo método de equivalência patrimonial nas
demonstrações financeiras da controladora, sendo os investimentos em
controladas eliminados para fins de elaboração das demonstrações financeiras
consolidadas.
Uma controlada é uma entidade na qual, a Companhia, diretamente ou por meio
de outras controladas, é titular de direitos de sócio que lhe assegurem, de modo
permanente, preponderância nas deliberações sociais e o poder de eleger a
maioria dos administradores. Uma coligada é uma entidade sobre a qual a
Companhia exerça influência significativa.
Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, a Companhia não manteve participações em
coligadas.
Com base no método de equivalência patrimonial, o investimento em coligadas e
controladas é contabilizado no balanço patrimonial da controladora ao custo,
adicionando-se as mudanças após a aquisição da participação societária em
controladas. O ágio relacionado com a controlada é incluído no valor contábil do
investimento, não sendo amortizado.
A demonstração do resultado da controladora reflete a parcela dos resultados das
operações das controladas na rubrica de ‘resultado de equivalência patrimonial’.
Quando uma mudança for diretamente reconhecida no patrimônio da coligada e
controlada, a Companhia reconhecerá sua parcela nas variações ocorridas e
divulgará este fato, quando aplicável, na demonstração das mutações do
patrimônio líquido. Os ganhos e perdas não realizados, resultantes de transações
entre a Companhia e suas coligadas e controladas, são eliminados de acordo com
a participação mantida.
A participação societária em controladas é demonstrada na demonstração do
resultado como equivalência patrimonial, representando o lucro líquido atribuível
proporcional ao percentual de participação.
42
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.8
Investimento em coligadas e controladas -- continuação
Após a aplicação do método de equivalência patrimonial, a Controladora determina
se é necessário reconhecer perda adicional do valor recuperável sobre o
investimento em suas coligadas e controladas. A Companhia determina, em cada
data de fechamento do balanço patrimonial, se há evidência objetiva de que os
investimentos nas coligadas e controladas sofreram perda por redução do valor
recuperável. Se assim for, calcula-se o montante da perda por redução do valor
recuperável como a diferença entre aquele e o valor contábil, reconhecendo o
montante na demonstração do resultado.
3.9
Imobilizado
O imobilizado é registrado pelo custo de aquisição, deduzido da depreciação
acumulada pelo método linear ou pelo método das unidades produzidas para os
ativos de óleo e gás (quando em operação) e da provisão para redução do seu
valor recuperável, quando aplicável. As benfeitorias em imóveis de terceiros são
amortizadas com base no prazo do contrato de aluguel ou expectativa de vida útil
do imóvel, dos dois o menor.
3.10 Intangível
Ativos intangíveis adquiridos separadamente são mensurados no reconhecimento
inicial ao custo de aquisição e, posteriormente, deduzidos da amortização
acumulada e perdas do valor recuperável, quando aplicável e incluem os gastos
com direitos e concessões, principalmente, os bônus de assinatura
correspondentes às ofertas para a obtenção de concessões para exploração de
petróleo e gás natural.
Os gastos com exploração, avaliação e desenvolvimento da produção são
contabilizados utilizando o método dos esforços bem-sucedidos (successful efforts
method of accounting).
Custos incorridos antes da obtenção das concessões e gastos com estudos e
pesquisas geológicas e geofísicas são lançados ao resultado.
43
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.10 Intangível
Os gastos com a exploração e avaliação diretamente associados ao poço
exploratório são capitalizados como ativos de exploração e avaliação, até que a
perfuração do poço seja completada e seus resultados avaliados. Estes custos
incluem salários de funcionários, materiais e combustíveis utilizados, aluguéis de
sondas e outros incorridos com terceiros.
Caso não sejam encontradas jazidas comerciais, os gastos efetuados em cada
poço exploratório serão baixados ao resultado. Se reservas forem encontradas, o
custo será mantido no ativo até que avaliações adicionais quanto à comercialidade
da reserva de hidrocarbonetos sejam concluídas.
Os ativos exploratórios estão sujeitos a revisões técnicas, comerciais e financeiras,
pelo menos anualmente, para confirmar a intenção da Administração de
desenvolver e produzir hidrocarbonetos na área. Quando são identificadas
reservas provadas e o desenvolvimento é autorizado, os gastos exploratórios da
área são transferidos para “ativos de óleo e gás”.
Na fase de desenvolvimento, as inversões para construção, instalação e infraestrutura (como plataformas, dutos e perfuração de poços de desenvolvimento, de
delimitação e mal-sucedidos) são capitalizadas como “ativos de óleo e gás”.
Os custos para futuro abandono e desmantelamento das áreas de produção serão
estimados e registrados como parte dos custos destes ativos em contrapartida à
provisão que suportará tais gastos, tão logo exista uma obrigação legal ou
construtiva de desmantelamento da área. Esta provisão será apresentada como
ativo imobilizado em contrapartida ao passivo exigível a longo prazo.
As estimativas dos custos com abandono serão contabilizadas levando-se em
conta o valor presente destas obrigações, descontadas a uma taxa de juros livre
de risco. Tais estimativas serão revistas pelo menos uma vez por ano ou quando
houver indicação de mudanças relevantes, com a conseqüente revisão de cálculo
do valor presente, ajustando-se os valores de ativos e passivos. A provisão será
atualizada, mensalmente, em base pró-rata considerando-se a taxa de desconto
livre de risco com a qual terá sido descontada em contrapartida a uma despesa
financeira.
44
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Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.10 Intangível
Os ativos de óleo e gás, incluindo os custos para futuro abandono e
desmantelamento das áreas, serão depreciados pelo método das unidades
produzidas, com base na razão entre a produção de óleo e gás de cada campo no
período e suas respectivas reservas provadas desenvolvidas. Para os ativos que
beneficiarão toda a vida útil econômica do campo, como bônus de assinatura,
gasodutos e oleodutos, a depreciação será calculada considerando-se a produção
do período e as reservas provadas totais.
Instalações e infra-estrutura, cuja vida útil econômica é inferior a vida econômica
das reservas do campo, serão depreciados pelo método linear.
3.11 Provisão para recuperação de ativos
A Administração revisa, anualmente, o valor contábil líquido dos ativos, com o
objetivo de avaliar eventos ou mudanças nas circunstâncias econômicas,
operacionais ou tecnológicas, que possam indicar deterioração ou perda de seu
valor recuperável. Sendo tais evidências identificadas e o valor contábil líquido
exceder o valor recuperável, será constituída provisão para desvalorização,
ajustando o valor contábil líquido ao valor recuperável. Estas perdas serão
classificadas em rubrica específica (“perdas no valor recuperável de ativos”) na
demonstração do resultado.
O valor recuperável de uma determinada unidade geradora de caixa é definido
como sendo o maior entre o valor em uso e o valor líquido de venda. Em ambos os
casos, serão utilizadas estimativas e premissas consideradas razoáveis pela
Administração. É possível que a cotação do preço do óleo no mercado
internacional varie negativamente, o que pode impactar a economicidade de uma
determinada área. A Administração monitora periodicamente os indicadores
internos e externos que possam resultar em redução do valor recuperável dos
seus ativos.
Na estimativa do valor em uso do ativo, os fluxos de caixa futuros estimados são
descontados ao seu valor presente, utilizando uma taxa de desconto antes dos
impostos que reflita o custo médio ponderado de capital para a indústria em que
opera unidade geradora de caixa. O valor líquido de venda é determinado, sempre
45
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Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.11 Provisão para recuperação de ativos --Continuação
que possível, com base em contrato de venda firme em uma transação em bases
comutativas, entre partes conhecedoras e interessadas, ajustado por despesas
atribuíveis à venda do ativo ou, quando não há contrato de venda firme, com base
no preço de mercado de um mercado ativo ou no preço da transação mais recente
com ativos semelhantes.
O seguinte critério é também aplicado para avaliar perda por redução ao valor
recuperável de ativos específicos:
Ágio pago por expectativa de rentabilidade futura
Teste de perda por redução ao valor recuperável de ágio é feito anualmente (em
31 de dezembro) ou quando as circunstâncias indicarem perda por desvalorização
do valor contábil.
Ativos intangíveis
Ativos intangíveis com vida útil indefinida são testados em relação à perda por
redução ao valor recuperável anualmente em 31 de dezembro, individualmente ou
no nível da unidade geradora de caixa, conforme o caso ou quando as
circunstâncias indicarem perda por desvalorização do valor contábil.
46
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Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3. Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.12 Provisões
Provisões são reconhecidas quando a Companhia tem uma obrigação presente
(legal ou não formalizada) em consequência de um evento passado, é provável
que benefícios econômicos sejam requeridos para liquidar a obrigação e uma
estimativa confiável do valor da obrigação possa ser feita. Quando a Companhia
espera que o valor de uma provisão seja reembolsado, no todo ou em parte, por
exemplo, por força de um contrato de seguro, o reembolso é reconhecido como
um ativo separado, mas apenas quando o reembolso for praticamente certo.
A despesa relativa a qualquer provisão é apresentada na demonstração do
resultado, líquida de qualquer reembolso.
Os riscos tributários, cíveis e trabalhistas são avaliados com base na opinião dos
consultores jurídicos. Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, a Companhia não
constituiu nenhuma provisão, em função da inexistência de ação, que tenha
chegado ao nosso conhecimento. Igualmente, não há divulgação de nenhum
passivo contingente decorrente de perdas possíveis que possam fluir para a
Companhia.
3.13 Estimativas contábeis
São utilizadas para a mensuração e reconhecimento de certos ativos e passivos
das demonstrações financeiras da Companhia. A determinação destas estimativas
levou em consideração experiências de eventos passados e correntes,
pressupostos relativos a eventos futuros e outros fatores objetivos e subjetivos.
Itens significativos sujeitos a estimativas incluem: a seleção de vida útil do ativo
imobilizado; a estimativa de reservas utilizada no cálculo da depreciação pelo
método das unidades produzidas; a avaliação do valor recuperável das unidades
geradoras de caixa; a análise de recuperação dos valores dos ativos imobilizados;
o imposto de renda e contribuição social diferidos; a provisão para contingências,
entre outros.
A liquidação das transações envolvendo estas estimativas poderá resultar em
valores divergentes dos registrados nas demonstrações financeiras devido às
imprecisões inerentes ao processo de sua determinação. A Companhia revisa
suas estimativas e premissas pelo menos anualmente.
47
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
3.
Sumário das principais práticas contábeis--Continuação
3.14 Imposto de renda e contribuição social
O imposto de renda e a contribuição social na controladora e nas controladas HRTOG
Ltda. e Ranger Ltda. são apurados pelo regime de tributação com base no lucro real.
A base de cálculo para apuração dos impostos considera as adições e exclusões
previstas na legislação vigente.
Na controlada IPEX Ltda., o imposto de renda e a contribuição social são apurados
pelo regime de tributação baseado no lucro presumido ao percentual de 32%
sobre a receita bruta. A apuração dos impostos neste regime é determinada
mediante a aplicação dos percentuais estabelecidos na legislação especifica. As
alíquotas do imposto de renda e da contribuição social aplicadas sobre a base são
de 15% e 9%, respectivamente.
Na controlada HRT Netherlands B.V., o imposto de renda é calculado sobre os
lucros, deduzido das perdas previstas na legislação vigente. A alíquota é de 20%
sobre os lucros tributáveis até o valor de € 200 mil e de 25,5% sobre a parcela que
exceder este valor.
3.15 Demonstrações dos fluxos de caixa
As demonstrações dos fluxos de caixa foram preparadas e apresentadas de
acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 03.
3.16
Demonstrações do valor adicionado
As demonstrações do valor adicionado foram preparadas e estão apresentadas de
acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 09.
3.17 Informações por segmento
Segmentos operacionais são definidos como atividades de negócio das quais
pode-se obter receitas e incorrer em despesas. Os resultados operacionais são
regularmente revistos pelo principal gestor das operações da entidade para a
tomada de decisões sobre recursos a serem alocados ao segmento, para a
avaliação do seu desempenho e para que haja informação financeira
individualizada disponível.
48
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
4. Procedimentos de consolidação
As demonstrações consolidadas para o exercício findo em 31 de dezembro de 2010
incluem as informações financeiras da Controladora e das controladas HRTOG Ltda.,
IPEX Ltda., Ranger Participações Ltda., Lábrea Petróleo S.A. e HRT Netherlands B.V.
O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado das empresas
controladas corresponde à soma horizontal dos saldos das contas de ativo, passivo,
receitas e despesas, segundo a sua natureza, complementada com as seguintes
eliminações: (a) eliminação dos saldos de ativos e/ou passivos entre as sociedades
consolidadas; (b) eliminação dos investimentos contra o respectivo patrimônio líquido da
sociedade controlada; e (c) eliminação das receitas e despesas decorrentes de
transações entre as sociedades consolidadas.
5. Caixa e equivalentes de caixa
Controladora
Caixa
Bancos
Consolidado
2010
2010
2009
2009
104
2.273
19
20.831
121
3.668
104
2.273
20.850
3.789
6. Títulos e valores mobiliários
Controladora
2010
Fundos de investimento exclusivo
Certificados de depósitos bancários
Operações compromissadas
Outros
49
Consolidado
2009
2010
2009
1.013
1.202.969
917.242
50
118.307
137.396
415
1.013
1.411.518
992.666
527
118.721
222.241
8
2.121.274
256.118
2.405.724
340.970
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
6. Títulos e valores mobiliários -- continuação
As aplicações financeiras constituem-se, principalmente, de Certificados de Depósito
Bancário - CDB e operações compromissadas lastreadas em debêntures, emitidos por
bancos de primeira linha e estão disponíveis para negociação, podendo, portanto, serem
resgatadas a qualquer tempo. As aplicações financeiras são remuneradas com base na
variação do Certificado de Depósito Interbancário - CDI e, portanto, já estão
reconhecidas pelo seu valor justo, em contrapartida do resultado do exercício. A seguir,
apresentamos quadro resumo das aplicações por tipo de instrumento financeiro:
Controladora
Banco
Vencimento
Remuneração
Consolidado
2010
2009
2010
216.383
203.725
254.601
437.302
85.906
5.052
-
87.495
311
30.501
118.307
216.383
203.725
254.601
437.302
85.906
5.053
13.976
194.572
-
2009
Certificado de Depósito Bancário (CDB)
Banco do Brasil
Votorantim
BTG Pactual
Santander
HSBC
Standard Bank
Banco do Brasil
HSBC
ABN AMRO
ABN AMRO
Banco do Brasil
01/10/2015
24/10/2011
24/10/2011
17/10/2012
11/11/2013
22/11/2011
07/08/2015
19/11/2013
29/09/2011
20/10/2011
10/10/2014
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
1.202.969
1.411.518
87.495
725
30.501
118.721
Operações compromissadas lastreadas em debêntures
Bradesco
Bradesco
Bradesco
Itaú BBA
Votorantim
Itaú BBA
Santander
Bradesco
Bradesco
ABN AMRO
ABN AMRO
Itaú
Itaú
Itaú
19/03/2012
24/10/2011
24/10/2011
17/10/2012
21/11/2011
24/08/2012
04/09/2012
24/08/2012
27/08/2012
29/12/2011
28/10/2011
08/03/2010
15/03/2010
04/10/2010
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
CDI
4.801
276.971
535.614
49.318
50.538
917.242
50
-
35.940
80.421
18.065
2.970
137.396
4.801
276.971
535.614
49.318
50.538
5.599
27.364
20.664
21.797
992.666
84.845
35.940
80.421
18.065
2.970
222.241
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
7.
Contas a receber
Consolidado
2010
2009
1.009
462
206
267
1.944
Agência Nacional de Petróleo - ANP
Devon Energy do Brasil Ltda.
OGX Petróleo & Gas Ltda
Gens S.A.
Petróleo Brasileiro S.A.
Devan Energy
M&S Brasil Ltda.
Esso Exploração Santos
Outros
3.508
557
939
938
535
504
300
738
8.019
8. Tributos a recuperar
Imposto de renda e contribuição social
Imposto sobre Serviço
Outros
51
Controladora
2010
2009
Consolidado
2010
4.192
-
502
-
7.255
146
106
640
144
388
4.192
502
7.507
1.172
2009
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
9. Depósitos em garantia (consolidado)
Em 31 de dezembro de 2010, a controladora HRTOG tem R$ 85.000 de seguros
contratados com a J.Mallucelli Seguradora S.A. para atender às exigências da Agencia
Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP). Para tanto, além da fiança da
Controladora, foi oferecido depósito colateral no valor equivalente a R$ 34.500 junto ao
Banco do Brasil S.A., pelo mesmo prazo da garantia, isto é, de 30 meses.
Blocos
SOL-T-148
SOL-T-149
SOL-T-168
SOL-T-170
SOL-T-172
SOL-T-191
SOL-T-194
SOL-T-195
Vigência
Início
Fim
04/05/2010
04/05/2010
18/03/2010
18/03/2010
04/05/2010
18/03/2010
04/05/2010
04/05/2010
30/10/2012
30/10/2012
13/09/2012
13/09/2012
30/10/2012
13/09/2012
30/10/2012
30/10/2012
Valor
segurado
Depósito
em garantia
10.000
10.000
15.000
15.000
10.000
15.000
5.000
5.000
85.000
3.000
3.000
7.500
7.500
3.000
7.500
1.500
1.500
34.500
O depósito é remunerado com base em percentuais da variação do Certificado de
Depósito Interbancário - CDI. Em 31 de dezembro de 2010, o saldo atualizado é de R$
37.104.
Adicionalmente, em atendimento às exigências legais na Namíbia, em 31 de dezembro
de 2010, a controlada HRTOG mantém depositado em garantia no Standard Bank PLC,
em Londres, o montante de USD 234.3 mil equivalentes a R$ 390. O saldo é
remunerado com base em percentuais de variação da London Interbank Offered Rate
(LIBOR).
52
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
10. Aquisição da Ranger Participações Ltda.
Em agosto de 2010, a Companhia passou a deter, direta e indiretamente, 100% das
quotas representativas do capital social da Ranger Participações Ltda. (Ranger) da
seguinte forma: (i) em 10 de maio de 2010, a HRTP permutou 9.546 ações de sua
emissão por 691 quotas da Ranger, representativas de 69,10% do capital social da
Ranger; (ii) em 19 de maio de 2010, a HRTOG adquiriu 256 quotas representativas de
25,60% do capital social da Ranger, mediante o pagamento de USD 5.000 mil; (iii) em
31 de agosto de 2010, a HRTP permutou 730 ações de sua emissão por 53 quotas da
Ranger, representativas de 5,3% do seu capital social. A aquisição deu-se através da
incorporação da empresa BN 31 Ltda., pelo valor do seu acervo contábil líquido,
consubstanciado em laudo de perito independente.
As ações recebidas pelos controladores indiretos da Ranger, em virtude da permuta,
estavam anteriormente em tesouraria e foram valorizadas para fins de mensuração do
preço de compra considerando o seu valor intrínseco, totalizando R$ 26.106. O preço de
aquisição é assim demonstrado:
Pagamento em dinheiro em 30 de maio de 2010
Pagamento em participação acionária em 30 de maio de 2010
Pagamento em participação acionária em 31 de agosto de 2010
Total
31/12/10
30/06/10
9.020
24.262
1.844
35.126
9.020
24.262
33.282
Em maio de 2010, a HRTP assumiu dívidas detidas pela Ranger, no valor de USD 2.000
mil e a HRTOG, compromissos da Labrea Petróleo S.A, no valor de até USD 8.000 mil.
Ambas as obrigações já foram devidamente quitadas no exercício.
A Ranger controla integralmente a empresa Labrea que, por sua vez, detém 10% de
participação em 2 blocos na bacia do Recôncavo, 1 bloco na bacia do Espírito Santo e 1
bloco na bacia do Rio do Peixe, adquiridos na 9ª rodada da ANP.
53
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
10. Aquisição da Ranger Participações Ltda.--Continuação
A Labrea possui, ainda, a concessão de duas áreas exploratórias na República da
Namíbia, localizadas na parte oceânica do país (offshore).
Segue abaixo o valor justo dos ativos e passivos identificáveis da adquirida, na data da
realização da transação:
Valor justo
Caixa e equivalentes de caixa
Ativo Intangível
Outros ativos
Contas a pagar
Outros passivos
52
56.177
24
(21.076)
(51)
35.126
A Companhia realizou estudo econômico-financeiro e concluiu que existe uma grande
probabilidade de encontrar reservas de hidrocarbonetos economicamente viáveis em
cada um dos blocos da adquirida. Por isso, foi atribuído às suas concessões para
exploração e produção de petróleo e gás no Brasil e na República da Namíbia, ágio
equivalente ao excesso entre o valor justo e o acervo contábil líquido da adquirida, no
montante de R$ 53.690, deduzido o passivo a descoberto existente à época, no valor de
R$ 18.564.
A aquisição da Ranger está alinhada com a estratégia do Grupo de realizar
investimentos na prospecção de petróleo e gás no Brasil e no exterior.
11. Investimentos
Controladora
2010
2009
HRT O&G Exploração e Produção de Petróleo Ltda.
Integrated Petroleum Expertise Company Serviços em Petróleo Ltda.
HRT Netherlands B.V.
Ranger Participações Ltda.
54
493.051
4.942
27.659
30.119
555.771
137.040
12.721
149.761
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
11. Investimentos - Continuação
a)
Movimentação do investimento
HRTOG
Saldos em 31 de dezembro de 2009
Adiantamento para futuro aumento de capital
Aumento de capital
Ágio na aquisição da Ranger (*)
Participação inicial em passivo a descoberto
Resultado de equivalência patrimonial
Ajuste acumulado de conversão
Saldos em 31 de dezembro de 2010
IPEX
137.040
HRTBV
RANGER*
-
-
12.721
Total
149.761
-
-
-
4.719
4.719
421.130
-
29.342
-
450.472
-
-
-
38.933
38.933
-
-
-
(12.827)
(12.827)
(65.119)
(7.779)
(905)
(706)
(74.509)
-
-
(778)
-
(778)
493.051
4.942
27.659
30.119
555.771
Reflete o investimento da controladora no capital da Ranger na proporção da participação direta ao percentual de
74,38%. O investimento indireto através da controlada integral HRTOG, proporcional à participação de 25,62%,
inclui ágio de R$ 13.776 e participação em passivo a descoberto de R$ 4.999. Conforme mencionado na nota
explicativa 10, o ágio na aquisição do investimento foi alocado ao intangível (bônus de assinatura), nas
demonstrações financeiras consolidadas da Companhia no montante total de R$ 53.690.
(*)
b)
Informações relevantes sobre as investidas
Em 31 de dezembro de 2010
HRTOG
Participação direta
Participação indireta
IPEX
HRTBV
RANGER
99,99%
99,99%
100%
74,38%
Patrimônio líquido
493.051
4.942
27.659
25,62%
(19.512)
Prejuízo do exercício
Total dos ativos
(65.119)
(7.779)
(905)
(949)
507.508
9.008
27.667
528
55
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
12. Imobilizado
a. Composição do saldo
Consolidado
Taxa de
depreciação
(%)
Custo
Depreciação
13.066
3
Material para uso e consumo (poços)
Obras em andamento
Adiantamento para aquisição de
aeronaves
Esculturas
Máquinas e equipamentos
Móveis e utensílios
Equipamentos de comunicação
Veículos
Equipamentos de informática
Benfeitorias em imóveis de terceiros
Instalações
Saldo em
31/12/2010
Saldo em
31/12/2009
13.066
3
-
6.163
26
4.750
3.278
131
297
4.345
9.247
9
(722)
(274)
(15)
(133)
(1.365)
(392)
(1)
6.163
26
4.028
3.004
116
164
2.980
8.855
8
2.123
530
25
225
1.147
435
-
41.315
(2.902)
38.413
4.485
10
10
20
20
20
4
b. Movimentação do saldo
Saldo em 01
de janeiro de
2009
Material para uso e consumo
(poços)
Máquinas e equipamentos
Móveis e utensílios
Equipamentos de comunicação
Veículos
Equipamentos de informática
Esculturas
Benfeitorias em imóveis de
terceiros
Instalações
Obras em andamento
Adiantamento para aquisição
Total
56
Adição por
aquisição de
controladas
Adições
-
2.185
520
52
93
1.193
-
25
2
140
13
-
-
314
-
4.357
Baixas
Depreciação
-
Saldo em 31
de dezembro
de 2009
(62)
(15)
(29)
(8)
(59)
-
2.123
530
25
225
1.147
-
126
(5)
435
306
(178)
4.485
-
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
Saldo em 01
de janeiro de
2010
Adição por
aquisição de
controladas
Adições
2.123
530
25
225
1.147
-
15
2
-
13.066
2.242
2.612
104
2.495
26
(337)
(153)
(13)
(61)
(664)
-
13.066
4.028
3.004
116
164
2.980
26
435
4.485
17
8.777
9
3
6.163
35.497
(357)
(1)
(1.586)
8.855
8
3
6.163
38.413
Material para uso e consumo
(poços)
Máquinas e equipamentos
Móveis e utensílios
Equipamentos de comunicação
Veículos
Equipamentos de informática
Esculturas
Benfeitorias em imóveis de
terceiros
Instalações
Obras em andamento
Adiantamento para aquisição
Total
Baixas
-
Depreciação
Saldo em 31
de dezembro
de 2010
13. Intangível (consolidado)
a. Composição do saldo
Taxa de
depreciação
(%)
Ativos de petróleo e gás
Bônus de assinatura – Bacia do Solimões
Bônus de assinatura - aquisição da Ranger
Gastos exploratórios
Softwares e outros
Amortização acumulada
(*)
(*)
(*)
20
Consolidado
2010
2009
108.492
53.854
7.659
4.074
52.546
575
174.079
(478)
173.601
53.121
(171)
52.950
(*) Conforme mencionado na nota explicativa 3.10, os ativos de óleo e gás, incluindo os custos para futuro abandono e
desmantelamento das áreas, serão depreciados pelo método das unidades produzidas, com base na razão entre a produção de
óleo e gás de cada campo no período e suas respectivas reservas provadas desenvolvidas. Para os ativos que beneficiarão
toda a vida útil econômica do campo, como o bônus de assinatura, gasodutos e oleodutos, a depreciação será calculada
considerando-se a produção do período e as reservas provadas totais.
57
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
13.
Intangível (consolidado)--Continuação
b. Movimentação do saldo
Bônus de assinatura – Bacia do
Solimões
Bônus de assinatura - aquisição de
controlada - Nota 10
Gastos exploratórios
Softwares
Outros
Bônus de assinatura – Bacia do
Solimões
Bônus de assinatura - aquisição de
controlada - Nota 10
Gastos exploratórios
Softwares
Outros
Saldo em 01
de janeiro de
2009
Adição por
aquisição de
controladas
Adições
Baixas
Depreciação
Saldo em 31 de
dezembro de
2009
-
-
52.546
-
-
52.546
-
406
406
26
52.572
-
(28)
(28)
404
52.950
Saldo em 01
de janeiro de
2010
Adição por
aquisição de
controladas
Adições
Baixas
Depreciação
Saldo em 31 de
dezembro de
2010
52.546
-
55.946
-
-
108.492
404
52.950
165
165
53.689
7.659
3.497
3
120.794
-
(308)
(308)
53.854
7.659
3.593
3
173.601
O saldo do Bônus de assinatura - Bacia do Solimões, no valor de R$ 108.492, refere-se
aos valores pagos à MS Brasil para aquisição da participação de 51% nos 21 blocos
exploratórios localizados na bacia do Solimões. Em 21 de agosto de 2010, foi assinado
aditivo ao Farm Out Agreement prevendo a aquisição à Petra, sucessora da MS Brasil,
de participação adicional de 4% dos mesmos blocos, mediante o pagamento de R$
55.946, equivalentes a USD 31.818 mil, a título de antecipação.
O Bônus de assinatura - aquisição de controlada, no valor de R$ 53.854, refere-se à
aquisição da Ranger, conforme já mencionado na Nota 10.
Os bônus de assinatura e gastos exploratórios serão amortizados pelo método das
unidades produzidas, considerando a produção de cada concessão e o volume de
reservas. Caso não sejam identificadas reservas de hidrocarbonetos economicamente
viáveis, estes gastos serão baixados imediatamente do resultado.
58
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
13.
Intangível (consolidado)--Continuação
Segue abaixo o bônus de assinatura referente a cada bloco:
Blocos
Onshore
31.12.09
Total Solimões
431
2.575
6.812
3.767
4.557
6.430
6.857
6.423
6.852
6.852
6.852
5.579
2.145
6.861
5.226
2.857
3.857
6.857
3.427
6.423
6.852
108.492
207
1.247
3.299
1.825
2.207
3.114
3.321
3.111
3.319
3.319
3.319
2.702
1.039
3.323
2.531
1.384
1.868
3.321
1.660
3.111
3.319
52.546
ES-BT-400
RIOP-T-75
REC-T-158
REC-T-240
Total outros onshore no Brasil
Total de bonus onshore
100
3
51
11
165
108.657
52.546
26.511
27.178
53.689
-
SOL-T-148
SOL-T-149
SOL-T-168
SOL-T-169
SOL-T-170
SOL-T-191
SOL-T-192
SOL-T-214
SOL-T-215
SOL-T-216
SOL-T-217
SOL-T-151
SOL-T-172
SOL-T-174
SOL-T-194
SOL-T-195
SOL-T-196
SOL-T-197
SOL-T-218
SOL-T-219
SOL-T-220
Offshore
2112 B
2212 A
2813 A
2914 A
2814 B
Total de bonus offshore
59
31.12.10
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
14. Tributos e contribuições sociais
Controladora
2010
2009
PIS e Cofins sobre Importação de serviços
Imposto sobre serviços
Imposto sobre operações financeiras
Outros
71
31
212
314
3.153
1.503
450
5.106
Consolidado
2010
2009
338
164
339
1.764
2.605
3.153
2.151
323
1.825
7.452
15. Imposto de renda e contribuição social
Em 31 de dezembro de 2010, os montantes de prejuízo fiscal e base negativa de
contribuição social acumulados são de R$ 35.429 na Controladora e de R$ 44.097 na
controlada HRTOG Exploração e Produção de Petróleo Ltda. (R$ 27.198 e R$ 14.386,
respectivamente, em 31 de dezembro de 2009). Consequentemente, a Companhia e sua
controlada HRTOG possuem créditos fiscais nos montantes de R$ 12.045 e R$ 14.993
(R$ 9.247 e R$ 4.891, em 31 de dezembro de 2009), respectivamente, que, de acordo
com a legislação local, podem ser utilizados no futuro para compensar lucros tributáveis.
Prejuízos fiscais a compensar gerados no Brasil não expiram e são compensados com
lucro tributável futuro, limitado, entretanto, a 30% a cada exercício.
Em razão da ausência de histórico de rentabilidade e das incertezas envolvendo nosso
ramo de atividade, a Administração optou por não constituir provisão para os mesmos,
os quais serão reconhecidos à medida em que forem compensados.
Na controlada Integrated Petroleum Expertise Company Serviços em Petróleo Ltda., o
imposto de renda e a contribuição social foram apurados com base na legislação
pertinente, conforme descrito na nota 3.14, totalizando R$ 3.385 em 31 de dezembro de
2010 (R$ 2.228 em 31 de dezembro de 2009).
60
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
16. Patrimônio líquido
16.1. Capital social
A Companhia foi constituída em 23 de outubro de 2008 sob a denominação de BN 16
Participações Ltda. e não manteve qualquer operação até a sua transformação, em 17
de julho de 2009, em HRT Participações em Petróleo S.A. (“Companhia” ou “HRTP
S.A.”), com capital de R$ 1.000,00 (mil reais), representativo de 10.000 ações ordinárias,
nominativas e sem valor nominal.
Posteriormente, foram realizados aumentos de capital mediante a emissão de ações da
mesma espécie, conforme demonstrado a seguir:
Datas das delibrações
01de outubro de 2009
05 de outubro de 2009
08 de outubro de 2009
17 de novembro de 2009
31 de agosto de 2010
21 de outubro de 2010
24 de novembro de 2010
(a)
(b)
(c)
Valor
1.000
307
1.520
1.892
13
2.326.546
148.200
Nº de ações (a)
445.000 (b)
139.500
871.150
1.084.110
7.300 (c)
1.938.789
123.500
O número de ações já considera o desdobramento à razão de 1/10.
Aumento de capital mediante a integralização das quotas da controlada Integrated Petroleum Expertise
Company Serviços em Petróleo Ltda.
Aumento de capital mediante incorporação da BN 31 Ltda.
Aos acionistas que participaram, conforme previsto, no Private Placement Memorandum
(PPM), da oferta privada de ações em outubro e novembro de 2009, foram outorgados
bônus do tipo equity, que concede a seus titulares, durante um período de até quatro
anos após a conclusão da oferta pública inicial de ações, o direto de subscrever ações
ordinárias adicionais de emissão da Companhia.
Este direito de subscrição, que equivale à metade do número de ações que cada
investidor subscreveu nas respectivas colocações ocorridas em 2009, está assim
distribuído: (i) 43.549 ações de emissão da Companhia a um preço de exercício de
R$3.696,00 (três mil e seiscentos e noventa e seis reais) para a colocação ocorrida em
08 de outubro de 2009 e (ii) 54.196 ações ao preço de subscrição de R$3.656,00 (três
mil e seiscentos e cinqüenta e seis reais) para a colocação ocorrida em 06 de novembro
de 2009, totalizando, portanto, 97.745 ações.
61
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
16. Patrimônio líquido - Continuação
16.1. Capital social - Continuação
Oferta Pública Inicial de Ações
O Conselho de Administração da Companhia, em 31 de agosto de 2010, autorizou uma
oferta pública inicial de ações ordinárias de emissão da Companhia no Brasil, com
esforços de colocação no exterior.
Em 04 de outubro de 2010, o Conselho de Administração da HRT Participações, nos
termos aprovados na Assembléia Geral Extraordinária realizada em 31 de agosto de
2010, deliberou que as ações de emissão da Companhia deveriam ser desdobradas à
razão de 1/10, de forma que cada ação desse lugar a 10 (dez) ações.
Conseqüentemente, o capital social passou de 255.706 ações para 2.557.060 ações
ordinárias, todas nominativas, escriturais e sem valor nominal, sendo certo que a
proporção da participação dos acionistas no capital social da Companhia não sofreu
qualquer alteração em virtude do desdobramento aprovado.
Em 21 de outubro de 2010, foi aprovado pelo Conselho de Administração da Companhia
o aumento do seu capital social, dentro do limite autorizado, no montante de R$
2.326.546.800,00 (dois bilhões trezentos e vinte e seis milhões quinhentos e quarenta e
seis mil e oitocentos reais), passando o capital social de R$ 4.733.336,21 (quatro
milhões setecentos e trinta e três mil trezentos e trinta e seis reais e vinte e um
centavos) para R$ 2.331.280.136,21 (dois bilhões, trezentos e trinta e um milhões,
duzentos e oitenta mil, cento e trinta e seis reais e vinte e um centavos), mediante a
emissão de 1.938.789 ações.
Em 24 de novembro de 2010, foi aprovado novo aumento do capital social da
Companhia dentro do limite autorizado, no montante de R$ 148.200.000,00 (cento e
quarenta e oito milhões e duzentos mil reais), o qual passou de R$ 2.331.280.136,21
(dois bilhões, trezentos e trinta e um milhões, duzentos e oitenta mil, cento e trinta e seis
reais e vinte e um centavos) para R$ 2.479.480.136,21 (dois bilhões, quatrocentos e
setenta e nove milhões, quatrocentos e oitenta mil, cento e trinta e seis reais e vinte e
um centavos), mediante emissão de 123.500 ações suplementares.
62
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
16. Patrimônio líquido - Continuação
16.1. Capital social - Continuação
O custo da oferta pública inicial de ações no exercício foi de R$ 130.857,
compreendendo as comissões pagas aos agentes financeiros (bancos coordenadores,
co-líderes e corretoras) responsáveis pela captação junto aos investidores, advogados,
auditores externos, consultores, custos de registro, além dos gastos na elaboração e
publicação dos prospectos e relatórios. Este montante foi contabilizado em conta
redutora do capital social no exercício, como gastos com emissão de ações, líquido dos
seus efeitos fiscais, conforme abaixo demonstrado
Valor - R$
Comissões e corretagem
Honorários advocatícios
Consultoria
Outros
119.689
2.344
7.015
1.809
130.857
Em 31 de dezembro de 2010, o capital social subscrito e integralizado é de R$
2.479.480, composto por 4.619.349 ações ordinárias, todas nominativas e sem valor
nominal. O capital autorizado é de R$ 5.000.000.
16.2. Reserva de capital - ágio na subscrição de ações
Em conformidade com o artigo 182 da Lei 6.404/76, a parcela do preço de emissão nas
colocações privadas ocorridas em 08 de outubro e 06 de novembro de 2009 (Private
Placement Memorandum), das ações sem valor nominal, que ultrapassou a importância
destinada à formação do capital social no montante de R$ 475.521, foi registrado como
reserva de ágio na subscrição de ações. Esta reserva está fundamentada na expectativa
de rentabilidade futura da Companhia, em decorrência de seu plano de negócios,
conforme o artigo 170, §1º, inciso I da Lei das Sociedades por Ações.
Tais expectativas foram discutidas e arbitradas entre os acionistas e investidores,
conforme o caso, por ocasião de cada aumento de capital, refletindo diversos fatores,
entre eles a aquisição de ativos (blocos), estudos sobre os potenciais dos blocos,
perspectivas da indústria de óleo e gás e o cenário econômico brasileiro e mundial.
63
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
16. Patrimônio líquido – Continuação
16.2. Reserva de capital - ágio na subscrição de ações - Continuação
Os custos das captações privadas, realizadas em 2009, no montante total de R$ 34.711,
foram registrados como redução do ágio acima mencionado conforme abaixo detalhado:
Valor - R$
Honorários advocatícios no Brasil
Honorários advocatícios no exterior
Comissões e corretagem
Outros
2.811
2.476
28.597
827
34.711
16.3. Ações em tesouraria
Em consonância com o disposto no Acordo de Acionistas da Companhia, de 08 de
outubro de 2009 e nos termos da reunião do seu Conselho de Administração, realizada
em 19 de outubro de 2009, a diretoria efetuou a recompra de 13.794 ações de sua
emissão, detidas pela empresa Triple M, pelo montante global de R$ 26.029, em 23 de
novembro de 2009, sendo R$ 25.726 deduzidos da Reserva de Capital - Ágio na
subscrição de ações e o valor remanescente, de R$ 303, foi reconhecido como ações
em tesouraria.
Em 31 de dezembro de 2010, a posição de ações em tesouraria era nula, isto porque
4.248 ações foram utilizadas na remuneração com base em participação acionária a
membros da Administração (vide nota explicativa 16.4) e as 9.546 ações restantes foram
utilizadas na negociação entre a Companhia e a Ranger, conforme mencionado na nota
explicativa 10.
64
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
16. Patrimônio líquido – Continuação
16.4. Remuneração com base em participação acionária
Nos termos do Acordo de Acionistas da HRT Participações Petróleo S.A. e em
consonância com os termos aprovados na Assembléia Geral Extraordinária realizada em
08 de outubro de 2009, a Companhia, dentro de sua política de remuneração de
executivos, foi autorizada a transferir, através de contrato de compensação em ações
(Share Compensation Agreement), a opção para a compra de 4.248 ações ordinárias de
sua emissão, sem condição de aquisição (vesting conditions) e com direito de exercício
imediato, pelo preço unitário de R$ 5,00 (cinco reais). Tal acordo foi executado em sua
totalidade no dia 05 de março de 2010.
Conforme previsto no Pronunciamento Técnico CPC 10 - Pagamentos baseados em
ações -, o valor justo do instrumento patrimonial foi mensurado pelo seu valor intrínseco,
determinado a partir da diferença entre o valor unitário por ação pago pelos acionistas
nas integralizações das chamadas de capital de 2009 e o preço de exercício de R$ 5,00
(cinco reais).
A Companhia entende que o valor intrínseco é a base de mensuração mais confiável do
valor de mercado dessas ações.
Total de ações concedidas (a)
Preço de exercício (em reais)
Valor justo da opção na data da outorga (em reais)
Duração da opção
4.248
R$ 5,00
R$ 2.513,36
imediato
(a) Quantidade de ações antes do desdobramento à razão de 1/10
A correspondente despesa relativa ao contrato de compensação em ações, no montante
de R$ 10.605, foi imediatamente reconhecida no resultado, uma vez que não havia
qualquer condição de aquisição a ser cumprida.
A Companhia aprovou ainda, em 14 de maio de 2010, o Primeiro Programa de Outorga
de Opções de Compra ou Subscrição de Ações (Stock Options), no total de 10.342
ações, a serem distribuídas aos empregados. A partir de 17 de julho de 2010,
começaram a ser efetivadas as outorgas de opções, ao preço de R$ 1.00 (um real)
cada.
65
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
16. Patrimônio líquido – Continuação
16.4. Remuneração com base em participação acionária - Continuação
As opções poderão ser exercidas pelos beneficiários da seguinte maneira:
. 1/3 (um terço) poderá ser exercido a partir de um ano da data de início da colaboração
do participante ou 17 de julho de 2009, devendo ser considerada para exercício a data
mais recente entre as duas; e
. 2/3 (dois terços) poderá ser exercido, proporcionalmente, em bases trimestrais, pelo
período de 2 anos a contar das respectivas datas .
Conforme previsto no Pronunciamento Técnico CPC 10 - Pagamentos baseados em
ações, o valor justo do instrumento patrimonial foi mensurado na data da outorga das
opções, utilizando o modelo de precificação Black-Scholes Merlon baseado nas
seguintes premissas:
Total de opções concedidas (a)
Preço por ação (em reais)
Valor justo da opção na data da outorga (em reais)
Volatilidade média estimada do preço por ação
Taxa média de retorno livre de risco
Duração da opção
10.342
R$ 10,00
R$ 2.890,23
37,47%
9,12%
3 anos
(a) Quantidade de ações antes do desdobramento à razão de 1/10
Em 31 de dezembro de 2010, a Administração registrou a despesa relativa ao plano de
opções na rubrica ‘despesas de pessoal’ no resultado do exercício, em contrapartida a
uma conta específica do patrimônio líquido (‘Ajuste de avaliação patrimonial –
Remuneração com base em participação acionária’) no montante de R$ 16.046. Este
valor foi apurado levando-se em consideração a diferença entre o valor justo das ações
e o seu preço, calculada pelo método pró-rata temporis entre o período transcorrido
desde a data da outorga até a data da apresentação das demonstrações financeiras
exercidas.
Em 31 de dezembro de 2010, levando-se em consideração as premissas do Programa,
aproximadamente 2.500 opções podem ser exercidas.
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HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
16. Patrimônio líquido – Continuação
16.5. Resultado por ação
Em atendimento ao CPC 41 (aprovado pela Deliberação CVM nº 636 – Resultado por
Ação), a Companhia apresenta a seguir as informações sobre o resultado por ação para
os exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2009 e 2010.
O cálculo básico do prejuízo por ação é feito através da divisão do lucro líquido do
exercício, atribuído aos detentores de ações ordinárias da controladora, pela quantidade
média ponderada de ações ordinárias disponíveis durante o exercício.
O prejuízo diluído por ação é calculado através da divisão do prejuízo atribuído aos
detentores de ações ordinárias da controladora pela quantidade média ponderada de
ações ordinárias disponíveis durante o exercício mais a quantidade média ponderada de
ações ordinárias que seriam emitidas na conversão de todas as ações ordinárias
potenciais diluídas em ações ordinárias.
Os quadros abaixo apresentam os dados de resultado e ações utilizados no cálculo dos
lucros básico e diluído por ação:
2010
2009
Resultado básico por ação
Numerador
Prejuízo do exercício atribuído aos acionistas da Companhia
Denominador (em milhares de ações)
Média ponderada de número de ações ordinárias
Resultado básico por ação
(142.370)
(12.635)
653.873
(0,218)
121.038
(0,104)
2010
2009
(142.370)
(12.635)
844.008
(0,169)
121.038
(0,104)
Resultado diluído por ação
Numerador
Prejuízo do exercício atribuído aos acionistas da Companhia
Denominador (em milhares de ações)
Média ponderada de número de ações ordinárias
Resultado diluído por ação
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Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
17. Transações com partes relacionadas
- Remuneração dos administradores
A remuneração total dos administradores da Companhia e suas controladas para o
exercício findo, em 31 de dezembro de 2010, foi de R$ 37.901 segregados em:
(a) benefícios de curto prazo a administradores: R$ 16.919
(b) remuneração baseada em ações: R$ 20.982, conforme mencionado na nota 16.4.
18. Compromissos e garantias
Conforme legislação em vigor, a controlada HRTOG assumiu compromissos de oferecer
garantias à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no
âmbito do Programa Exploratório Mínimo (PEM), ao solicitar a passagem de seus blocos
para o 2º período exploratório.
Para tanto, em reunião realizada em 12 de março de 2010, o Conselho de Administração
da Companhia aprovou a concessão de contragarantias no valor global de até
R$ 120.000 em favor de sua controlada HRTOG, nos termos dos Contratos de
Concessão BT SOL-4 e BT SOL-4A. Em 31 de dezembro de 2010, as garantias
efetivamente concedidas referem-se a 8 blocos (148, 149, 168, 170, 172, 191, 194 e
195) e montam a R$ 85.000.
Em 29 de junho de 2010, o Standard Bank Plc Ldn. emitiu, por conta e ordem da
controlada HRTOG, a favor do Ministério de Minas e Energia da República da Namíbia,
garantia bancária no valor de USD 212.500 (duzentos e doze mil e quinhentos dólares
americanos) para garantir 50% dos compromissos assumidos com aquela Autoridade –
investimentos da ordem de USD 1.000 mil no primeiro ano e de USD 7.500 mil nos três
anos subseqüentes - para com os blocos offshore 2813A, 2814B e 2914A, localizados
na bacia sedimentar do Orange. Os 50% restantes, são assumidos pela UNX Energy
Corp.
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Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
18. Compromissos e garantias - Continuação
A HRTOG, operadora dos 21 blocos da bacia do Solimões, comprometeu-se a custear
os investimentos, no âmbito do programa exploratório, sem a participação proporcional
da MS Brasil/Petra, no montante total de desembolsos equivalente a US$ 125 milhões.
Após este saldo ser atingido, a controlada e a Petra Energia S.A. ficarão responsáveis
pelos investimentos necessários de acordo com suas participações à época dos efetivos
desembolsos.
Em 31 de dezembro de 2010, o saldo remanescente para ser gasto pela Companhia de
acordo com o cronograma de desembolso é de R$ 159.644, equivalentes a cerca de
USD 92 milhões.
Quando da aquisição da participação adicional de 4% dos blocos localizados na bacia
do Solimões referida na nota 1, ficou previsto um pagamento complementar a ser
efetuado em até 60 dias a partir da data do encerramento da oferta pública inicial de
ações, de eventual diferença entre o valor já adiantado e o valor proporcional destes
ativos na valoração da Companhia, realizada pelos Bancos Credit Suisse, Citibank e
Goldman Sachs, antes da emissão das ações referentes à mencionada oferta (premoney equity value).
Os contratos assinados com a Halliburton, Weatherford e MI-Swaco, mencionados no
contexto operacional (nota 1), representam compromissos da ordem de USD 113.000
mil distribuídos em até 24 meses.
Os compromissos assumidos com a VIH Aviation para a aquisição dos helicópteros,
também já mencionado na nota de contexto operacional, montam a aproximadamente
USD 33.000 mil.
Finalmente, nos termos do Participation Agreement assinado com a UNX e a Acarus, em
1 de dezembro de 2010, temos o compromisso de arcar com 50% dos custos das
operações de exploração e avaliação nos blocos 2813A, 2814B e 2914A, localizados no
offshore da Namíbia.
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HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
19. Informações por segmento
As informações por área de negócios (segmento operacional) estão sendo apresentadas
de acordo com o CPC 22 – Informações por Segmento. As operações da Companhia
estão segmentadas da seguinte forma:
a) Exploração e Produção: compreende as atividades de exploração e produção de
petróleo e derivados com objetivo de comercialização no Brasil e no exterior;
b)
Geologia e Geofísica: compreende os serviços de geologia e geofísica; e
c) Administração e outros: Compreende o escritório central da Companhia.
A Administração monitora, separadamente, os resultados operacionais das unidades
de negócio para poder tomar decisões sobre alocação de recursos e avaliar o
desempenho. Os segmentos são avaliados com base nos lucros ou prejuízos
operacionais que, em alguns casos, conforme demonstrado na tabela abaixo, são
medidos de forma diferente do lucro ou prejuízo operacional nas demonstrações
financeiras consolidadas.
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HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
Exploração Geologia e
e Produção Geofísica
31/12/2010
Administração Ajustes e
Exploração Geologia e
e Outros
Eliminações Consolidado e Produção Geofísica
Receita externas líquidas
Receitas intersegmento líquidas
Receita líquida
Custos das vendas
Lucro Bruto
Despesas de geologia e geofísica
Despesas com pessoal
Despesas gerais e administrativas
Despesas com serviços de terceiros
Impostos e taxas
Despesa de depreciação
Resultado financeiro líquido
Outras receitas operacionais, líquidas
Resultado antes dos tributos
(24.428)
(32.095)
(10.146)
(14.741)
(569)
(853)
16.064
1.091
(65.677)
15.593
11.684
27.277
(14.418)
12.859
(3.413)
(1.410)
(6.071)
(3.610)
(1.036)
(713)
(4.359)
(7.753)
(92.703)
(4.048)
(9.225)
(192)
(4)
37.147
259
(68.766)
(11.684)
(11.684)
Ativos Operacionais
Passivos Operacionais
Investimento em coligadas
493.401
(10.149)
8.777
8.995
(4.057)
2.459.744
(282.229)
555.771
-
(11.684)
4.924
1
(175)
6.761
(1)
(174)
15.593
15.593
(14.418)
1.175
(19.504)
(128.210)
(15.779)
(23.276)
(4.371)
(1.894)
52.498
(3.009)
(142.370)
(11.713)
(884)
(1.038)
(1.739)
(4)
(2)
452
(2)
(14.930)
21.992
21.992
(3.178)
18.814
(3.363)
(2.148)
(2.917)
(2.679)
(370)
(235)
(518)
6.584
2.962.140
(296.435)
138.186
(1.146)
20.445
(5.128)
31/12/2009
Administração
e Outros
Ajustes e
Eliminações Consolidado
-
-
(306)
(249)
(7.086)
(1.924)
(8.346)
5.276
(12.635)
1
8.346
1
(2)
8.346
259.231
(4.724)
149.761
1. Receitas intersegmentos são eliminadas por ocasião da consolidação.
2. Os lucros operacionais dos segmentos consideram os lucros sobre vendas intersegmentos (R$ 11.684).
3. Os ativos dos segmentos incluem derivativos (R$ 266.488).
4. Os passivos dos segmentos não incluem impostos correntes a pagar (R$ 3.698), empréstimos (R$ 350), os quais são administrados no âmbito do Grupo, totalizando R$ 4.048.
5. Despesas de capital referem-se a adições ao imobilizado e ativos intangíveis, incluindo ativos resultantes de aquisição de controladas.
71
21.992
21.992
(3.178)
18.814
(11.713)
(4.553)
(3.435)
(11.742)
(4.606)
(372)
5.494
(522)
(12.635)
417.862
(10.998)
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
Informações Geográficas
31/12/2010
Exploração e
Produção
Geologia e
Geofísica
31/12/2009
Outros
Consolidado
Exploração
e Produção
2.692.126
Geologia e
Geofísica
Outros Consolidado
Ativo circulante
Brasil
Internacional
296.187
-
3.858 2.392.081
-
85.348
15.860
259.218
360.426
20.506
20.506
-
-
-
-
83
188.658
52.838
47.074
60.850
-
Ativo não circulante
Brasil
Internacional
183.437
13.776
5.138
-
4.584
-
13
-
57.435
-
1. Ativos não circulantes, neste quadro, correspondem exclusivamente, ao imobilizado, depósitos em garantia e ativos intangíveis.
2. A divulgação interna de informações do Grupo é feita com base nos CPC´s. As divulgações do segmento poderiam aumentar significativamente se as informações internas não
tivessem sido elaboradas com base nas políticas contábeis adotadas no Brasil
72
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
20. Objetivos e políticas para gestão de risco financeiro
Os principais passivos financeiros da HRTP referem-se a contas a pagar a fornecedores
de bens e serviços a serem utilizados na campanha exploratória da Companhia, bem
como a contratos de garantia financeira. Por outro lado, mantém no ativo, aplicações
financeiras, conforme descrito nas notas 5 e 6.
A Companhia está exposta a riscos de mercado (taxas de juros e cambio), crédito,
liquidez e ambiental. A alta administração da Companhia efetua a gestão desses riscos
através da prática de políticas e procedimentos apropriados. Todas as atividades com
derivativos são efetuadas com a finalidade de gestão de risco e realizadas por equipes
especializadas com habilidades, experiência e supervisão apropriadas. É política da
Companhia não participar de quaisquer negociações de derivativos para fins
especulativos.
Compete ao Conselho de Administração revisar e estabelecer políticas para gestão de
cada um desses riscos, os quais estão resumidos abaixo.
Risco de mercado
O risco de mercado é a possibilidade de ocorrência de perdas decorrentes do efeito da
oscilação dos valores de mercado de instrumentos financeiros. Por ser formado por
empresas não financeiras, o Grupo adota uma política conservadora baseada na
administração de suas posições ativas e passivas, focando a liquidez e a mitigação de
risco.
Risco de taxa de juros
A aplicação de recursos disponíveis é efetuada em títulos emitidos por instituições
financeiras de primeira linha, em moeda nacional, a taxas pós-fixadas, com liquidez diária,
respeitando limites de concentração prudenciais.
Sensibilidade a taxas de juros
A tabela abaixo demonstra a sensibilidade a uma possível mudança nas taxas de juros,
no lucro e no patrimônio do Grupo, antes da tributação, mantendo-se todas as outras
variáveis constantes.
73
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
20. Objetivos e políticas para gestão de risco financeiro – Continuação
Sensibilidade a taxas de juros - Continuação
Consolidado
Aumento/redução
em pontos base
Efeito no lucro antes
da tributação
2010
Reais
Dólares Americanos
Reais
Dólares Americanos
12%
12%
(12%)
(12%)
25.961
15.581
(25.961)
(15.581)
2009
Reais
Dólares Americanos
Reais
Dólares Americanos
12%
12%
(12%)
(12%)
4.081
2.344
(4.081)
(2.344)
Controladora
2010
Reais
Dólares Americanos
Reais
Dólares Americanos
2009
Reais
Dólares Americanos
Reais
Dólares Americanos
Aumento/redução
em pontos base
Efeito no lucro antes
da tributação
12%
12%
(12%)
(12%)
22.102
13.265
(22.102)
(13.265)
12%
12%
(12%)
(12%)
3.073
3.677
(3.073)
(3.677)
A movimentação presumida, em pontos base para a análise de sensibilidade a alterações
nas taxas de juros, é baseada nas taxas atualmente praticadas no mercado e
disponibilizadas pela BM&FBOVESPA.
74
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
20. Objetivos e políticas para gestão de risco financeiro – Continuação
Risco de câmbio
É o risco de que o valor justo dos fluxos de caixa futuros de um instrumento financeiro
flutue devido a variações nas taxas de câmbio. A exposição do Grupo ao risco de
variações nas taxas de câmbio refere-se, principalmente, às atividades operacionais da
Companhia e aos investimentos líquidos em controladas no exterior.
Para proteção de obrigações em moeda estrangeira dos investimentos previstos em
nosso plano de investimentos, a Companhia detém, em 31 de dezembro de 2010,
operação de swap reverso no valor de USD 160 milhões, com vencimento em 12 de
janeiro 2011.
Sensibilidade a taxa de câmbio
A tabela abaixo demonstra a sensibilidade a uma variação que possa ocorrer na taxa de
cambio e seu impacto no lucro e no patrimônio da Companhia, antes da tributação.
Consolidado
2010
Controladora
2010
75
Variação na taxa
do US$
15%
(15%)
25%
(25%)
Variação na taxa
do US$
15%
(15%)
25%
(25%)
Efeito no lucro
antes da
tributação
23.915
(23.915)
39.859
(39.859)
Efeito no lucro
antes da
tributação
20.861
(20.861)
31.988
(31.988)
Efeito no patrimônio
26.481
(26.481)
44.134
(44.134)
Efeito no patrimônio
20.861
(20.861)
31.988
(31.988)
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
20. Objetivos e políticas para gestão de risco financeiro – Continuação
Operações com derivativos - hedge
Derivativos
Vencimento
Swap
Janeiro de
2011
A receber
US$ (VC) +
1% cupom
A pagar
Valor de
referência
100,3% do
CDI
US$ 160.000
/ R$ 276.768
Valor de mercado
266.488
(279.457)
Impacto no
resultado
(12.969)
A operação de swap contratada pela Companhia em dezembro de 2010 tem como
objetivo proteger do risco de variação cambial os direitos e obrigações denominados em
moeda estrangeira.
Risco de crédito
É o risco da contraparte de um negócio não cumprir uma obrigação prevista em um
instrumento financeiro ou contrato com cliente, o que pode levar a um prejuízo financeiro.
A Companhia está exposta ao risco de crédito em suas atividades operacionais e
depósitos em bancos e/ou instituições financeiras, transações cambiais e outros
instrumentos financeiros. Para mitigar tais riscos, o Grupo adota uma administração
conservadora ao realizar aplicações com liquidez diária e taxas pós-fixadas, em bancos
de primeira linha, levando-se em consideração as notações das principais agências de
risco e respeitando limites prudenciais de concentração.
Risco de liquidez
A gestão prudente do risco implica manter caixa compatível com as necessidades de
desembolso para cobrir as obrigações, em consonância com o plano de negócios da
Companhia.
76
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
20. Objetivos e políticas para gestão de risco financeiro – Continuação
Risco de liquidez - Continuação
Consolidado
Exercício findo em 31 de
dezembro de 2010
Ativo
Caixa e equivalente caixa
Títulos e valores mobiliários
Clientes
Tributos a recuperar
Adiantamento de fornecedores
Despesas antecipadas
Outros créditos
Passivo
Empréstimos e financiamentos
Operações com derivativos
Fornecedores e outros
Obrigações trabalhistas
Tributos e contribuições sociais
Contas a pagar IPO
Outras obrigações
Exercício findo em 31 de
dezembro de 2009
Ativo
Caixa e equivalente caixa
Títulos e valores mobiliários
Clientes
Tributos a recuperar
Adiantamento a fornecedores
Outros
Passivo
Empréstimos e financiamentos
Operações com derivativos
Fornecedores e outros
Obrigações trabalhistas
Tributos e contribuições sociais
Contas a pagar IPO
Outras obrigações
77
Imediato
Menos de
3 meses
3 a 12
meses
20.850
2.405.724
-
1.944
-
7.507
7.221
2.137
761
-
(3.202)
2.423.372
(350)
(12.969)
(7.876)
(19.251)
3.789
340.970
(1.338)
343.421
8.019
(860)
(156)
7.003
1a5
anos
Mais de
5 anos
-
Total
-
-
20.850
2.405.724
1.944
7.507
7.221
2.137
761
-
(3.698)
(7.077)
(24)
6.827-
-
-
(350)
(12.969)
(7.876)
(3.202)
(3.698)
(7.077)
(24)
2.410.948
1.172
756
1.164
(8.502)
(139)
(5.549)
-
-
3.789
340.970
8.019
1.172
756
1.164
(860)
(156)
(1.338)
(8.502)
(139)
344.875
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
20. Objetivos e políticas para gestão de risco financeiro – Continuação
Risco de liquidez - Continuação
Controladora
Exercício findo em 31 de
dezembro de 2010
Ativo
Caixa e equivalente caixa
Títulos e valores mobiliários
Clientes
Tributos a recuperar
Adiantamento a fornecedores
Despesas antecipadas
Outros
Passivo
Empréstimos e financiamentos
rações com derivativos
Fornecedores e outros
Obrigações trabalhistas
Tributos e contribuições sociais
Gastos com emissão de ações
Outras obrigações
Exercício findo em 31 de
dezembro de 2009
Ativo
Caixa e equivalente caixa
Títulos e valores mobiliários
Clientes
Tributos a recuperar
Adiantamento a fornecedores
Despesas antecipadas
Outros
Passivo
Empréstimos e financiamentos
Operações com derivativos
Fornecedores e outros
Tributos e contribuições sociais
Gastos com emissão de ações
Outras obrigações
78
Imediato
Menos de 3
meses
104
2.121.274
-
-
(191)
2.121.187
(12.969)
(121)
(13.090)
2.273
256.118
-
-
258.391
-
3 a 12
meses
1 a 5 anos
Mais de 5
anos
4.192
10
14
(599)
(7.077)
(34)
(3.494)
-
-
104
2.121.274
4.192
10
14
-
502
326
(5.106)
(20)
(4.298)
-
-
-
-
2.273
256.118
502
326
(5.106)
(20)
254.093
Total
(12.969)
(121)
(191)
(599)
(7.077)
(34)
2.104.603
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
20. Objetivos e políticas para gestão de risco financeiro – Continuação
Risco de liquidez - Continuação
Contas a receber
Como a Companhia encontra-se, ainda, em fase pré-operacional, contas a receber
referem-se apenas à prestação de serviços da controlada IPEX, cujo saldo em 31.12.2010
é de R$ 1.944.
21. Risco Ambiental
A Companhia possui um programa sócio-ambiental abrangente, amparado por sistema de
gestão de saúde, segurança e meio ambiente (SMS), compatível com a sensibilidade dos
ecossistemas da bacia do Solimões, que inclui áreas de biodiversidade e de culturas
tradicionais.
Para administrar o programa, foi criada uma gerência de assuntos ambientais, para
orientar e acompanhar os trabalhos, em consonância com as normas regional e federal de
meio ambiente.
22. Seguros
A Companhia, com o apoio da consultoria AON Risk Services, adota a política de
contratar coberturas de seguros para os bens sujeitos a riscos, em montantes avaliados
pela Administração como suficientes para cobrir eventuais sinistros, considerando a
natureza de suas atividades.
Com efeito, possui, em conjunto com as demais empresas do Grupo, coberturas contra os
principais riscos, tais como danos materiais, bens do ativo fixo e D&O - com cobertura “A”
(indenização em nome dos Administradores), “B” (reembolso à sociedade) e “C”
(extensão de cobertura da Companhia para reclamações diretamente relacionadas com o
mercado aberto de capitais). Os seguros vigentes em 2010 cobrem a importância de R$
73.800 e o valor total do prêmio é de R$ 392.
79
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
22.
Seguros - Continuação
Em 31 de dezembro de 2010, os principais ativos ou interesses cobertos por seguros e os
respectivos montantes estão apresentados a seguir:
Seguros/modalidade
Responsabilidade civil dos administradores - D&O
Incêndio, raio, explosão e implosão
Despesas Fixas
Equipamentos eletrônicos
Danos elétricos
Responsabilidade civil geral
Pagamento de Aluguel
Vazamento de sprinkers
Importâncias seguradas
50.000
11.000
6.800
200
2.000
2.000
1.300
500
Dentre as principais coberturas previstas no seguro de responsabilidade civil dos
administradores - D&O, estão a indisponibilidade de bens e penhora online, multas e
penalidades civis, responsabilidades estatutárias, despesas de publicidade,
responsabilidade por erros e omissões na prestação de serviços profissionais, danos
corporais, reclamações do tomador contra o segurado e de segurado contra segurado.
Também, reclamações por danos ambientais, responsabilidade do cônjuge ou
companheiro em união estável, custos de extradição, espólio, herdeiros, sucessores e
representantes legais, administradores de entidades externas, despesas emergenciais,
custos de defesa para administradores atuando como fiéis depositários e avalistas e
inabilitação do exercício da função de administrador.
Não está incluído no escopo dos trabalhos de nossos auditores, emitir opinião sobre a
suficiência da cobertura de seguros, a qual foi determinada e avaliada quanto a sua
adequação pela Administração da Companhia.
80
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
23. Eventos subseqüentes
Em 12 de janeiro de 2011, a HRTOG celebrou contrato com a Petrobras Distribuidora S.A.
(“BR Distribuidora”) para o fornecimento de QAV (querosene de avião) e diesel, para
suportar as atividades de exploração na bacia do Solimões. A duração do contrato será
de um ano e o seu valor estimado é de R$ 43.200, podendo variar em função da
necessidade operacional.
Em 14 de janeiro de 2011, a Tuscany entregou a primeira sonda de perfuração
contratada. A entrega da segunda sonda está prevista para março de 2011. As outras
duas, negociadas com a Queiroz Galvão Perfurações, tem data de chegada prevista para
o mês de abril de 2011.
Em 15 de janeiro de 2011, foi entregue o primeiro helicóptero modelo Sikorsky S61, de
um total de 8, adquiridos à VIH Aviation Group, conforme mencionado no contexto
operacional (Nota 1). Quatro desses equipamentos, sendo 2 modelos S61 e 2 Bells
modelo 212, já se encontram à disposição no Brasil, aguardando trâmites burocráticos
para entrarem em operação. Os outros 4 equipamentos serão entregues ao longo do
primeiro semestre de 2011.
A compra das aeronaves foi realizada através da subsidiária integral, HRT Netherlands
B.V., que, por sua vez, assinou um contrato de arrendamento mercantil com a controlada
HRTOG. Para tanto e de forma a complementar os recursos, foram realizadas, por meio
de novos SPCA´s, duas operações de capitalização, no valor de USD 10.000 mil cada,
uma em 11 de fevereiro de 2011 e outra em 01 de março de 2011.
Em 19 de janeiro de 2011, a HRTOG realizou à Petra Energia o pagamento
complementar no valor de R$ 58,6 milhões, referentes à aquisição de parcela adicional de
4% dos 21 blocos exploratórios localizados na bacia do Solimões, nos termos do Third
Amendment to Farm Out Agreement, firmado em 21 agosto de 2010 e mencionado na
nota 1.
Em 20 de janeiro de 2011, foi assinado contrato entre HRTOG e a empresa Passaredo
Transportes Aéreos Ltda. para a aquisição de duas aeronaves, modelo EMB-120 ER, com
entregas previstas para março e abril deste ano.
Em 21 de janeiro de 2011, de acordo com a estratégia do Grupo e para fornecer apoio às
operações a serem desenvolvidas na África, foi deliberada, em reunião do Conselho de
Administração, a constituição de duas novas subsidiárias da Companhia no exterior, uma
localizada na Holanda e outra na Namíbia.
81
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
23. Eventos subseqüentes- Continuação
Em 26 de janeiro de 2011, a subsidiária HRTOG assinou com a Polarcus Limited, dois
contratos de aquisição sísmica. O primeiro contrato tem por objeto a aquisição sísmica 3D
de 5.278 km2 nos blocos offshore 2112A e 2212B, na bacia de Walvis, Namíbia, com
início dos trabalhos previsto para o mês de março de 2011. O segundo contrato, que tem
por objeto a aquisição sísmica 3D de 1.232 km2, tem seu início previsto para fins de
março de 2011, nos blocos offshore 2813A e 2814B, na bacia de Orange.
Ainda em 26 de janeiro de 2011, HRTOG outorgou garantias adicionais à ANP, na forma
de seguro garantia da seguradora J.Mallucelli, para permitir a passagem para a segunda
fase do período exploratório referente ao bloco BT-SOL 169 no valor de R$ 15.000. Em
03 de março de 2011, foi decidida a passagem para a segunda fase dos blocos BT-SOL
151, BT-SOL 174, BT-SOL 192, BT-SOL 197, BT-SOL 214, BT-SOL 215, BT-SOL 216 e
BT-SOL 217, o que demandou a outorga de garantias à ANP, no montante de R$ 85.000.
Em 27 de janeiro de 2011, foi assinado contrato entre HRTOG e a Era Leasing LLC para
a aquisição de helicóptero modelo Sikorsky 61, que já se encontra operando na região da
bacia do Solimões, através de contrato de prestação de serviços firmado junto à Aeróleo
Taxi Aéreo S.A..
Em 09 de fevereiro de 2011, a Companhia contratou a Credit Suisse (Brasil) S.A.
Corretora de Títulos e Valores Mobiliários para prestar serviços na qualidade de
formadora de mercado, para a realização de operações destinadas a fomentar a liquidez
das ações ordinárias de sua emissão.
Em 22 de fevereiro de 2011, a ANP aprovou a transferência, dos 4% adicionais de
participação nos blocos da bacia do Solimões, conforme negociação descrita no contexto
operacional (Nota 1).
Em 24 de fevereiro de 2011, a Companhia celebrou acordo para adquirir até 100% das
ações da UNX Energy Corp. uma sociedade canadense com ações listadas na Bolsa de
Valores de Toronto. O valor estimado da transação é de R$ 1,3 bilhão, envolvendo a troca
de ações via contrato de emissão de Global Depository Receipts (GDR´s).
A operação já foi autorizada pelos Conselhos de Administração da HRTP e UNX, mas
está sujeita à aprovação dos acionistas de ambas, bem como das autoridades
reguladoras brasileiras e canadenses.
82
HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A.
Notas explicativas às demonstrações financeiras--Continuação
31 de dezembro de 2010 e 2009
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
83
Relatório de Resultados 4T10
Relatório de Resultados 4T10
Cotação de Fechamento
Valor de Mercado
HRTP3 R$ 2.122,00
R$ 9.863 Milhões
17 de março de 2011
Teleconferências 4T10
Dia 18 de março de 2011
Português
10h00 (BRA)
09h00 (NYC)
Tel: +55 (11) 3217 4999
Senha: HRT
Webcast: www.hrt.com.br/ri
RELAÇÕES COM
INVESTIDORES
Marcio Rocha Mello
Diretor Presidente e de RI
[email protected]
+55 (21) 2105 9700
Eliana S. Rodrigues
Inglês
12h00 (BRA)
11h00 (NYC)
Tel: +1 412 317 0088
Senha: HRT
Webcast: www.hrt.com.br/ir
Gerente de RI
[email protected]
+55 (21) 2105 9745
Luis Otávio Pinto
Analista de RI
[email protected]
+55 (21) 2105 9799
www.hrt.com.br/ri
1
Relatório de Resultados 4T10
HRT celebra contrato para adquirir até 100%
da UNX, uma oportunidade para incrementar
sua posição em bacias com alto potencial
exploratório, localizadas no offshore da Namíbia.
Rio de Janeiro, 17 de março de 2011 – A HRT ParƟcipações em Petróleo S.A. – “HRT” ou “Companhia”
(BM&FBovespa: HRTP3), holding que engloba uma empresa independente de exploração e produção de
óleo e gás natural com concessões no Brasil (onshore) e na Namibia (offshore), anuncia os resultados
referentes ao 4º trimestre de 2010 (4T10). As informações financeiras e operacionais descritas a seguir,
exceto onde indicado o contrário, são apresentadas em base consolidada incluindo nossas subsidiárias
diretas e indiretas HRT O&G Exploração e Produção de Petróleo Ltda. (“HRT O&G”), Integrated Petroleum
ExperƟse Company – Serviços em Petróleo Ltda. (“IPEX”), Ranger ParƟcipações Ltda. (“Ranger”)*, Labrea
Petróleo Ltda. (“Labrea”), e a HRT Netherlands B.V. (“Netherlands”), de acordo com a Legislação Societária.
DESTAQUES
DE
QUES
A Companhia realizou oferta pública inicial de ação (IPO) no 4T10.
Acordo para adquirir até 100% das ações da UNX Energy Corp., uma sociedade canadense com
ações listadas na Bolsa de Valores de Toronto.
Início de levantamentos de sísmica 3D nos blocos offshore 2112B e 2212A na Bacia de Walvis,
na Namíbia.
Chegada das duas primeiras sondas de perfuração da Tuscany ao Brasil para operar na bacia do
Solimões.
Celebração do contrato com a Petrobras Distribuidora S.A. (“BR Distribuidora”) para o fornecimento de QAV (querosene de aviação) e diesel, para suporte a todas as a vidades de exploração e
produção na Bacia do Solimões.
Pagamento complementar referente à aquisição de parcela adicional de 4% dos 21 blocos exploratórios localizados na bacia do Solimões.
* 74% de par cipação
2
Relatório de Resultados 4T10
COMENTÁRIOS DA ADMINISTRAÇÃO
O ano de 2010 foi caracterizado por êxitos e novas oportunidades para os negócios da HRT. Ao longo do ano
a Companhia expandiu seu por ólio, obtendo, por intermédio de controladas, a concessão de cinco blocos
exploratórios offshore na República da Namíbia, sudoeste da África, cobrindo uma área total de 26.815 Km2.
São dois blocos localizados na sub-bacia de Walvis, onde detém 100% de interesses e três na sub-bacia de
Orange com 40% de par cipação, esses úl mos em associação com as empresas Universal Energy Corp.
(“UNX“) e Acarus Investments (Proprietary) Ltd., que possuem, respec vamente, 40% e 20% de interesses. É
importante destacar que somos os operadores em todos esses blocos.
A Companhia entende que há grandes perspec vas para exploração e produção de óleo e gás na Namíbia
que, embora seja considerada uma das mais promissoras fronteiras exploratórias do Atlân co Sul (uma vez
que sua formação geológica é bastante semelhante à da bacia de Santos), ainda não teve seu potencial
exploratório devidamente desenvolvido pelas grandes empresas do setor.
Por outro lado, a HRT O&G adquiriu 4% adicionais de interesses nos 21 blocos da Bacia do Solimões (área
total de 48.500 km2), onde já de nha 51%, elevando, portanto, sua par cipação para 55% e mantendo sua
condição de operadora. A empresa possui licenças ambientais para os trabalhos de sísmica, de perfuração e
de base de apoio. Assim, estará iniciando as primeiras perfurações em março de 2011.
Recentes descobertas da Petrobras na região deram suporte adicional aos estudos e es ma vas da empresa,
de que aquela bacia tem elevado potencial de hidrocarbonetos de alta qualidade (entre 41o e 46o API),
localizados em profundidade entre 2.500 e 3.500 metros.
Por úl mo, a Companhia também fez novas aquisições no Brasil. Agregou aos seus a vos par cipação de
10% em quatro blocos exploratórios em bacias sedimentares terrestre do Brasil, sendo dois localizados na
bacias do Recôncavo, um no Espírito Santo e um no Rio do Peixe, em parceria com a Cowan Petróleo e Gás
S.A., que detém os 90% restantes.
Em 2010, a HRT, baseada nos estudos e na capacidade técnica de sua administração e nas cer ficações
de seus por ólios executadas pela renomada DeGolyer & MacNaughton, realizou oferta pública inicial de
ações (IPO), captando aproximadamente R$ 2,5 bilhões no mercado, que serão u lizados nas campanhas
exploratórias na forma do seu plano de negócios. A estréia das ações da Companhia no Novo Mercado da
BM&FBOVESPA ocorreu no dia 25 de outubro de 2010.
O plano de negócios aprovado pelo Conselho de Administração da Companhia detalha os inves mentos
necessários às campanhas exploratórias na bacia do Solimões e nas bacias da Namíbia, que incluem aquisições
sísmicas 2D e 3D, perfurações das locações e interpretação dos resultados.
3
Relatório de Resultados 4T10
MERCADO DE CAPITAIS
CAPI AIS
A
HRT realizou sua Oferta Inicial Pública de ações (IPO) em outubro de 2010, listando suas ações no segmento Novo Mercado
da BMF&BOVESPA, sob o código de negociação HRTP3.
As ações registraram uma valorização de 32,5% no ano de 2010, valor este superior à perda de 0,32% do Índice Ibovespa apurado
no mesmo período. Registramos um volume financeiro médio diário de R$ 53 milhões e uma média de 40 mil ações negociadas diariamente. O gráfico abaixo demonstra a valorização das ações da HRT, com base 100, compara vamente aos seus principais pares.
HRTP3
IBOV
OGXP3
11/03/11
06/03/11
01/03/11
24/02/11
19/02/11
14/02/11
09/02/11
04/02/11
30/01/11
25/01/11
20/01/11
15/01/11
10/01/11
05/01/11
31/12/10
26/12/10
16/12/10
11/12/10
06/12/10
01/12/10
26/11/10
21/11/10
16/11/10
11/11/10
06/11/10
01/11/10
27/10/10
22/10/10
180
170
160
150
140
130
120
110
100
90
80
70
21/12/10
HRTP3 vs. Peers
(Base 100 = 22/10/2010)
PETR3
Decorridos quatro meses após o IPO, as ações da HRT registraram valorização de 76,83% (até o dia 16/03). A Compania busca
intensificar sua comunicação com inves dores, mantendo o mercado permanentemente informado sobre a operação. Além disso,
atualmente somos recomendados por 11 casas de research.
AQUISI
QUISIÇÃO
N
o dia 24 de fevereiro, a HRT anunciou a celebração de acordo para adquirir até 100% das ações da UNX Energy Corp., uma
sociedade canadense com ações listadas na Bolsa de Valores de Toronto. O valor es mado na compra das ações da UNX será de
R$1,3 bilhão e a operação representa uma atraente oportunidade para a HRT incrementar a sua já significa va posição, em termos
de área e recursos prospec vos riscados, de bacias com alto potencial exploratório, localizadas no mar da Namíbia, África, além
de agregar os seguintes bene cios:
Garante à HRT mais de 112.000 km2 de área total, em duas das mais promissoras fronteiras de exploração do hemisfério sul
para a descoberta de campos gigantes e super-gigantes de petróleo e gás.
Proporciona uma oportunidade para um aumento significa vo de recursos cer ficados e, mais adiante, reservas.
Significa vo por ólio em áreas marí mas da África Ocidental cuja formação de petróleo é análoga àquelas encontradas nas
Bacias de Campos e Santos.
Posiciona a HRT como a maior empresa privada do setor em termos de área de exploração no mar da Namíbia.
4
Relatório de Resultados 4T10
ATIVOS EXPLORATÓRIOS
Bacia do Solimões
A Bacia do Solimões está localizada na região amazônica do Brasil e tem uma área de aproximadamente 480.000 km² (118,6
milhões de acres). Nela, atualmente encontra-se a terceira maior produção brasileira de óleo e gás, com cerca de 118,6 mil BOE
por dia (dados da Petrobras – Julho de 2010). Além disso, o óleo produzido na Bacia do Solimões é de excelente qualidade, com
densidade específica entre 41o e 46o API. Este óleo leve é comercializado a preços elevados e é de importância estratégica para o
mercado brasileiro.
Ao longo do 4T10 e até esta data, a Companhia conduziu as seguintes a vidades exploratórias na Bacia do Solimões:
A primeira sonda de perfuração contratada junto à Tuscany chegou ao Brasil no dia 14 de janeiro e já está na Base do
Porto Moura, no Rio Tefé, sendo mobilizada para a locação. Já a segunda sonda da Tuscany chegou a Belém em 21 de fevereiro, enquanto as duas seguintes, contratadas junto à Queiroz Galvão Perfurações, estão navegando da China para o Brasil, com previsão
de chegada em Manaus para a úl ma semana de março.
A criação da empresa de aviação da HRT encontra-se em processo de organização. Esta empresa viabilizará a operação da
frota de 11 helicópteros (5 de grande porte, 4 de médio porte e 2 de pequeno porte) e 2 aviões ( EMB 120 – Brasília) que já foram
comprados. A chegada escalonada destes helicópteros no Brasil tem como marco inicial o pouso de seu primeiro Sikorsky S61 no
Aeroporto de Boa Vista - RR, ocorrido no dia 15 de janeiro deste ano. Enquanto a ANAC não conclui a homologação da empresa de
aviação da HRT e visando atender as necessidades imediatas de operacionalização destas aeronaves, foram efetuados em janeiro
deste ano contratos de curta duração com as empresas Aeróleo Táxi Aéreo e Líder Táxi Aéreo (operação dos helicópteros) e Passaredo Linhas Aéreas (operação dos aviões).
Foram assinadas as Cartas de Intenção com a Halliburton, Weatherford e MI SWACO para prestação de serviços de poços
na Bacia do Solimões.
No dia 12 de janeiro foi assinado o contrato com a Petrobras Distribuidora S.A. (“BR Distribuidora”) para o fornecimento
de QAV (querosene de aviação) e diesel, para suporte a todas as a vidades de exploração na Bacia do Solimões. A duração do
contrato será de um ano, com início em janeiro de 2011.
O porto de Manaus já está em operação e a Base Tefé 1 já está em fase de instalação, aguardando somente a obtenção da
licença de operação, já requerida. A Base de Juruá está em processo de licenciamento.
A primeira equipe de sísmica 2D – a ES-318 – iniciou sua operação na Bacia do Solimões no mês de dezembro e já conta
com mais de 500 pessoas trabalhando em campo. A segunda equipe tem previsão de início de trabalhos em julho de 2011, logo
após a conclusão da licitação. No segundo semestre de 2011 prevemos realizar licitação para uma equipe de sísmica 3D nos blocos
169 e 170.
Junto à equipe sísmica, está sendo realizada a coleta de amostras geoquímicas de solo para análise de HeadSpace. Este
trabalho começou no dia 14 de janeiro e estão sendo recolhidas amostras a cada 500 metros.
Foram finalizadas as obras no escritório de Manaus, com revitalização de toda a estrutura sica do imóvel, implementação de telefonia fixa, internet, novas instalações elétricas e de iluminação.
A HRT iniciou processo de compra no mercado internacional de duas sondas de perfuração heli-transportáveis adicionais
com capacidade de 4.500 m e em estudo de compra ou aluguel de uma sonda Work Over (sonda esta também especificada para
perfuração de poços mais rasos, em profundidades de até 2.200 m).
O projeto do Teste de Longa Duração do primeiro poço a ser perfurado no bloco 170 encontra-se na fase de planejamento.
A aquisição de uma linha de 20 km, que escoará o óleo até um terminal às margens do Rio Tefé, está em negociação com fornecedores.
5
Relatório de Resultados 4T10
M
oneƟzação do Gás
Os 21 blocos da Bacia do Solimões operados pela HRT têm recursos con ngentes e prospec vos cer ficados da ordem de 6,3 tcf
de gás natural. Em decorrência desse expressivo potencial, a HRT vem desenvolvendo estudos para antecipar a mone zação do
gás natural, originalmente prevista no Plano de Negócios para o ano de 2015. Dentre as alterna vas destacam-se: (1) geração
termoelétrica junto à área de produção e transmissão de eletricidade para Porto Velho (‘gas by wire’); (2) transporte dutoviário
de gás até o Rio Solimões, carregamento em navio de Gás Natural Comprimido (GNC) e suprimento de gás para usina térmica em
Manaus; (3) mesma modalidade anterior de transporte, porém obje vando o suprimento de maior capacidade de gás para o complexo industrial de mineração do Pará; (4) conversão de gás natural em óleo sinté co (processo Gas to Liquid - GTL) com unidades
instaladas no pólo de produção. Cabe ressaltar que as duas primeiras alterna vas poderiam garan r um suprimento de 3 milhões
de m³/d, em vinte anos, já a par r de 2014, contando somente com cinco áreas de recursos con ngentes, já cer ficados.
N
amíbia
A Namíbia está localizada no sudoeste da África e possui quatro sub-bacias sedimentares offshore: a Sub-Bacia de Namibe, a SubBacia de Walvis, a Sub-Bacia de Lüderitz e a Sub-Bacia de Orange, cobrindo uma área de 350.000 km² (86,4 milhões de acres). A
HRT é a operadora de cinco blocos de exploração na costa da Namíbia, cobrindo uma área de 26.815 km² (6,6 milhões de acres). A
Companhia detém 100% de par cipação em dois blocos na Sub-Bacia de Walvis e 40% de par cipação em três blocos na Sub-Bacia
de Orange.
Ao longo do 4T10 e até esta data, a Companhia conduziu as seguintes a vidades na Namíbia:
Nelson Narciso Filho foi nomeado para liderar a HRT África. Engenheiro com pós-graduação em Administração Industrial
e Engenharia Econômica pela UFRJ, possui larga experiência no con nente africano. Narciso foi diretor da Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocumbus veis (ANP), tem passagem pelas empresas Halliburton e pela ABB Óleo, Gás e Petroquímica,
ambas em Angola. Seu principal desafio é conduzir as a vidades de exploração e produção nos cinco blocos em que a HRT possui
par cipação.
Foram assinados com a Polarcus Limited dois contratos de aquisição sísmica 3D. O primeiro deles levantará 5.278 km2 nos
blocos offshores 2112A e 2213B, localizados na Baciai de Walvis, e foi iniciado no dia 28 de fevereiro. Esta aquisição sísmica está
sendo conduzida pelo navio Naila, da Polarcus Limited, e é importante para o amadurecimento dos prospectos e leads ao estágio
de perfuração, além de antecipar de maneira significa va o compromisso exploratório de 200 km2 de sísmica 3D nos blocos da
Bacia de Walvis, estabelecidos originalmente para meados de 2013.
O segundo contrato cobrirá uma área de 1.232 km2 nos blocos 2813A e 2814B, também offshore, pertencentes à Bacia de Orange.
Através do Centro de Pesquisas – Ipex, a HRT tem u lizado tecnologia para obter imagens da Namíbia quinzenalmente,
visando iden ficar a ocorrência de emanações de óleo no mar.
A HRT viabilizará dados para uma nova cer ficação da D&M no 2º semestre de 2011. Farão parte da cer ficação prospectos levantados nos blocos offshore 2112B e 2212A (Bacia de Walvis) e 2813A e 2814B (Bacia de Orange).
B
acias Maduras: Recôncavo, Espírito Santo e Rio do Peixe
Cobrindo cerca de 110 km (27.180 acres), a HRT detém par cipação em dois blocos localizados na Bacia do Recôncavo, no Estado
2
da Bahia, um na Bacia do Espírito Santo, no Estado do Espírito Santo e um na Bacia do Rio do Peixe, no Estado da Paraíba. A
Companhia tem 10% de par cipação nesses blocos em parceria com a Cowan Petróleo e Gás S/A (“Cowan”), que detém os outros
90% de par cipação e é responsável pela operação.
Ocorrências de óleo foram detectadas em três poços perfurados no bloco de exploração do Espírito Santo, em maio de 2010, que
estão sendo atualmente avaliadas. O inves mento da HRT O&G previsto nestas bacias é de US$12 milhões em um período de 5
anos.
6
Relatório de Resultados 4T10
SEGURAN A,
SEGURANÇA,
MEIO AMBIENTE E SAÚDE
DE
Bacia do Solimões
Estamos em fase pré-operacional, implementando os compromissos assumidos no licenciamento ambiental, bem como contratando mão-de-obra local e capacitando-a de acordo com os padrões de saúde, meio ambiente e segurança da HRT. Buscamos par cipar no desenvolvimento do estado do Amazonas respeitando os princípios de sustentabilidade em nossas operações.
No 4T10 ob vemos do Ins tuto de Proteção Ambiental do Estado do Amazonas (“IPAAM”) licenças ambientais para realização de
pesquisa sísmica em seis blocos e licenças prévias para perfuração em cinco blocos nas áreas alvos definidas pela exploração. As
licenças reforçam a nossa capacidade de operar em áreas sensíveis de maneira consciente. Além destas licenças, ob vemos ainda
a licença de operação da Base de Manaus e a licença de instalação da Base de Apoio do Rio Tefé 1. Outras duas bases de apoio
encontram-se em processo de licenciamento.
Nos âmbitos ambiental e social, as equipes de pesquisadores con nuam em campo realizando inventário florís co para conhecimento das áreas de trabalho e diagnós co sócio-econômico das comunidades ribeirinhas próximas às nossas áreas de operações.
MAPA DE EVENTOS
2011
1º Trimestre
2º Trimestre
3º Trimestre
4º Trimestre
Chegada de Sonda 1
Tuscany
Perfuração do Poço
1-HRT-170/1-AM
Perfuração do Poço
1-HRT-170/6-AM
Perfuração do Poço
1-HRT-170/7-AM
Chegada de Sonda 2
Tuscany
Perfuração do Poço
1-HRT-169/1-AM
Perfuração do Poço
1-HRT-169/2-AM
Perfuração do Poço
1-HRT-168/2-AM
Chegada de Sonda 1
Queiroz Galvão
Perfuração do Poço
1-HRT-168/1-AM
Perfuração do Poço
1-HRT-191/1-AM
Perfuração do Poço
1-HRT-195/1-AM
Chegada de Sonda 2
Queiroz Galvão
Perfuração do Poço
1-HRT-194/1-AM
Perfuração do Poço
1-HRT-149/1-AM
Chegada das
Aeronaves
Chegada das
Aeronaves
Chegada das
Aeronaves
7
Relatório de Resultados 4T10
DESEMPENHO FINANCEIRO
O
resultado econômico-financeiro aqui apresentado baseia-se nas informações consolidadas da Companhia de acordo com o
padrão IFRS, que apresentou prejuízo contábil de R$ 142,4 milhões em 2010.
As receitas informadas referem-se àquelas oriundas das aplicações financeiras do Grupo, que alcançaram R$ 67,5 milhões brutos
e às receitas operacionais da IPEX. Por outro lado, no conjunto de despesas merece destaque o item Pessoal, que impactado pelos bene cios de natureza variável, os quais englobaram a gra ficação extraordinária em função dos resultados da oferta pública
inicial de ações, opções outorgadas a funcionários e concessão de ações a membros da administração, a ngiram um valor total de
R$ 128,2 milhões.
Com a captação de recursos decorrente da oferta pública de ações, ao final do 4T10 a HRT registrava uma sólida posição de caixa
no montante de R$ 2,4 bilhões. Essas disponibilidades estão aplicadas em bancos de primeira linha, e são suficientes para cumprir
com as campanhas exploratórias no Solimões e Namíbia e campanhas de desenvolvimento.
EVEN S PARA
EVENTOS
ARA
DISCUSSÃO
DISCU
O DE RESU
RESULTAD
ADOS
18 de março
10h00 (BRA) | 09h00 (NYC)
tel.: +55 (11) 3217-4999
código: HRT
Webcast: www.hrt.com.br/ri
18 de março
12h00 (BRA) | 11h00 (NYC)
tel.: +1 412 317-0088
código: HRT
Webcast: www.hrt.com.br/ir
8
Relatório de Resultados 4T10
CON
ONTA
TATOS
Marcio Rocha Mello
Eliana S. Rodrigues
Luis Otávio Pinto
Diretor Presidente e de RI
[email protected]
+55 (21) 2105 9700
Gerente de RI
[email protected]
+55 (21) 2105 9745
Analista de RI
[email protected]
+55 (21) 2105 9799
HRT ParƟcipações S.A.
Av. Atlân ca 1130 - 10º andar - Copacabana
CEP 22021-000 - Rio de Janeiro - RJ - Brasil
website
www.hrt.com.br/ri
Assessoria de Imprensa
Insight Engenharia de Comunicação
Danielle Bastos
[email protected]
+55 (21) 2509-5399
9
Relatório de Resultados 4T10
SOBRE A HRT
O
Grupo HRT é composto por uma das maiores empresas independentes de exploração e produção de óleo e gás natural do Brasil. A HRT Par cipações possui três principais subsidiárias: a IPEX (Integrated Petroleum Exper se Company Serviços em Petróleo
Ltda.), a HRT O&G Exploração e Produção de Petróleo Ltda. e a HRT Netherlands B.V. A Companhia detém 55% de par cipação
em 21 blocos exploratórios localizados na Bacia do Solimões. A HRT também é operadora de cinco blocos exploratórios na costa
da Namíbia, em dois deles, na Sub-Bacia de Walvis, com 100% de par cipação e nos três restantes, na Sub-Bacia de Orange, 40%.
A HRT possui uma equipe composta por doutores e mestres em geologia, geoquímica, geo sica, biologia e engenharia, sendo a
maioria deles ex-funcionários da Petrobras e da ANP. A HRT está comprome da em minimizar os possíveis impactos ambientais
nos locais onde atua. O compromisso com as comunidades locais passa pela redução dos impactos das operações nas condições
de saúde, segurança e qualidade de vida. Para mais informações acesso o site:
www.hrt.com.br/ri
Aviso Legal
Este documento contém algumas afirmações e informações relacionadas à Companhia que refletem a atual visão e/ou expecta va da Companhia e de sua administração a
respeito do seu plano de negócios. Estas afirmações incluem, entre outras, todas as afirmações que denotam previsão, projeção, indicam ou implicam resultados, performance
ou realizações futuras, podendo conter palavras como “acreditar”, “prever”, “esperar”, “contemplar”, “provavelmente resultará” ou outras palavras ou expressões de acepção
semelhante. Tais afirmações estão sujeitas a uma série de expressivos riscos, incertezas e premissas. Adver mos que diversos fatores importantes podem fazer com que os
resultados reais divirjam de maneira relevante dos planos, obje vos, expecta vas, es ma vas e intenções expressas neste documento. Em nenhuma hipótese a Companhia
ou seus conselheiros, diretores, representantes ou empregados serão responsáveis perante quaisquer terceiros (inclusive inves dores) por decisões ou atos de inves mento ou
negócios tomados com base nas informações e afirmações constantes deste documento, e tampouco por danos indiretos, lucros cessantes ou afins.
10
Relatório de Resultados 4T10
BALANÇO
BALAN
O PATRIMONIAL
TRIMONIAL (EM R$ MILHARES)
ATIVO
Controladora
Dez 2009
Dez 2010
Consolidado
Dez 2009
Dez 2010
Circulante
Caixa e equivalente de caixa
2.273
104
3.789
20.850
Títulos e Valores Mobiliários
256.118
2.121.274
340.970
2.405.724
-
-
8.019
1.944
502
4.192
1.172
7.507
Adiantamentos a Fornecedores
-
10
756
7.221
Despesas Antecipadas
-
14
-
2.137
326
-
1.164
761
259.219
2.125.594
355.870
2.446.144
3.000
-
4.556
-
-
-
-
37.494
3.000
-
4.556
37.494
149.761
555.771
-
-
12
14
4.485
38.413
-
68
52.950
173.601
149.773
555.853
57.435
212.014
152.773
555.853
61.991
249.508
411.992
2.681.447
417.861
2.695.652
Contas a receber
Tributos a recuperar
Outros créditos
Não circulante
Realizável a longo prazo
Partes relacionadas
Depositos em garantias
Permanente
Investimentos
Imobilizado
Intangível
Total do ativo
11
Relatório de Resultados 4T10
BALANÇO
BALAN
O PATRIMONIAL
TRIMONIAL (EM R$ MILHARES)
PASSIVO
Controladora
Dez 2009
Dez 2010
Consolidado
Dez 2009
Dez 2010
Circulante
Fornecedores
-
121
156
7.876
Gastos com emissão de ações a pagar
-
7.077
-
7.077
Empréstimos e financiamentos
-
-
860
350
Obrigações trabalhistas
-
191
1.338
3.202
5.106
314
7.452
2.605
Imposto de renda e contribuição social
-
285
1.050
1.093
Instrumentos financeiros
-
12.969
-
12.969
20
33
139
23
Tributos e contribuições sociais
Outras obrigações
5.126
20.990
10.995
35.195
Participações dos Minoritários
Patrimônio líquido
Capital social
Ações em tesouraria
Reserva de capital
Ajuste de Avaliação Patrimonial
Prejuízos acumulados
Total do passivo e patrimônio líquido
4.720
(303)
2.348.623
-
4.720
(303)
2.348.623
-
415.084
416.914
415.084
416.914
-
49.925
-
49.925
(12.635)
(155.005)
(12.635)
(155.005)
406.866
2.660.457
406.866
2.660.457
411.992
2.681.447
417.861
2.695.652
12
Relatório de Resultados 4T10
DEMON TRAÇÃO
DEMONSTR
O DE RESULTAD
RESU ADOS
TRIMESTRAIS
TRIME
TRAIS (EM R$ MILHARES)
Controladora
4T09
4T10
Consolidado
4T09
4T10
Receita operacional líquida
-
-
21.992
6.185
Custo das mercadorias e serviços
-
-
(3.178)
(2.630)
Lucro bruto
-
-
18.814
3.555
-
-
(11.713)
(12.031)
Despesas administrativas
(9.566)
(80.153)
(22.480)
(98.174)
Receitas (despesas) financeiras
5.277
29.112
5.494
33.849
Equivalência patrimonial
(8.346)
(22.971)
-
-
-
17
(522)
(509)
Receitas (despesas) operacionais
Geologia e geofísica
Outras receitas (despesas) operacionais
Lucro Operacional
Resultado não operacional
Resultado antes do I.R. e da C.S.
(12.635)
(73.995)
(29.221)
(76.865)
(12.635)
(73.995)
(10.407)
(73.310)
-
(12.635)
-
(73.995)
-
(10.407)
16
(73.294)
Imposto de renda e contribuição social
Diferido
Resultado líquido do exercício
-
-
(2.228)
(701)
-
-
(2.228)
(701)
(12.635)
(73.995)
(12.635)
(73.995)
13
Relatório de Resultados 4T10
DEMONSTR
DEMON
TRAÇÃO
O DO RESULTADO
RESU ADO
(EM R$ MILHARES)
Controladora
2009
2010
Consolidado
2009
2010
Receita operacional líquida
-
-
21.992
15.593
Custo das mercadorias e serviços
-
-
(3.178)
(14.418)
Lucro bruto
-
-
18.814
1.175
-
-
(11.713)
(19.504)
Despesas administrativas
(9.566)
(105.193)
(22.480)
(170.144)
Receitas (despesas) financeiras
5.277
37.072
5.494
52.497
Equivalência patrimonial
(8.346)
(74.509)
-
-
260
(522)
(3.009)
Receitas (despesas) operacionais
Geologia e geofísica
Outras receitas (despesas) operacionais
Lucro Operacional
Resultado não operacional
Resultado antes do I.R. e da C.S.
Imposto de renda e contribuição social
Resultado líquido do exercício
(12.635)
(142.370)
(29.221)
(140.160)
(12.635)
(142.370)
(10.407)
(138.985)
-
(12.635)
-
(142.370)
-
(10.407)
-
(138.985)
-
-
(2.228)
(3.385)
-
-
(2.228)
(3.385)
(12.635)
(142.370)
(12.635)
(142.370)
14
Relatório de Resultados 4T10
DEMONSTR
DEMON
TRAÇÕES
ES DO F
FLUXO
O DE CAIXA
CAI
TRIMESTRAL
TRIME
TRAL (EM R$ MILHARES)
Controladora
4T09
4T10
Resultado líquido do período
Consolidado
4T09
4T10
(12.635)
(73.995)
(12.635)
(73.995)
Depreciações e amortizações
1
1
206
597
Resultado financeiro
-
(37.046)
-
(51.891)
Participação minoritários
-
-
-
(978)
Equivalencia patrimonial
8.346
22.971
-
-
Remuneração baseada em ações
-
6.659
-
6.659
Outras
-
(72)
-
(22)
Ajustes para reconciliar o Lucro Líquido ao caixa gerado pelas atividades
operacionais:
(4.288)
(81.482)
(12.429)
(119.630)
(Aumento) redução dos ativos
Aplicação do capital em TVM
(256.118)
(2.053.020)
(340.970)
(2.192.271)
Contas a receber
-
57
(8.019)
3.382
Estoques
-
-
-
6.984
Transações com partes relacionadas
Tributos a recuperar
(502)
(740)
(1.172)
(892)
Despesas antecipadas
-
763
-
2.656
Depósitos em garantias
-
-
-
1.110
Adiantamento a fornecedores
-
-
-
(6.465)
(326)
134
(1.920)
(1.826)
Outros ativos
Subtotal
(256.946)
(2.052.807)
(352.081)
(2.187.322)
Aumento (redução) dos passivos
Fornecedores
-
9
156
27.489
Gastos com emissão de ações a pagar
-
7.077
-
7.077
Obrigações trabalhistas
-
23
1.338
(753)
5.106
377
7.452
(1.894)
-
(330)
1.050
1.050
20
282
999
(1.452)
5.126
7.438
10.995
31.517
(256.108)
(2.126.851)
(353.515)
(2.275.436)
Tributos e contribuições sociais
Imposto de Renda e contribuição social
Outras obrigações
Subtotal
Caixa líquido gerado nas atividades operacionais
15
Relatório de Resultados 4T10
DEMONSTR
DEMON
TRAÇÕES
ES DO F
FLUXO
O DE CAIXA
CAI
TRIMESTRAL
TRIME
TRAL (EM R$ MILHARES)
Controladora
4T09
4T10
Consolidado
4T09
4T10
Atividades de investimento
Investimento no imobilizado
(13)
3
(4.691)
(29.464)
Aquisição de investimento e intangível
-
1.776
(52.950)
(21.659)
Adiant.Futuro Aumento de Capital
-
(18)
-
-
(158.107)
(220.046)
-
-
(26.029)
(21)
(26.029)
(21)
Inegralização de capital em controladas
Aquisição de ações em tesouraria
Caixa líquido utilizado nas atividades de investimento
(184.149)
(218.306)
(83.670)
(51.144)
Atividades de financiamento
Contratos de mútuo - controladas
(3.000)
3.000
(4.556)
4.556
Agio na emissão de ações
-
(1.830)
-
-
Empréstimos e financiamento
-
-
-
1.625
445.530
2.343.889
445.530
2.343.903
-
-
-
(4.619)
Integralização de capital
Perdão de mútuo ativo com parte relacionada
Caixa líquido utilizado nas atividades de financiamento
Aumento nas disponibilidades
Saldo inicial de caixa
442.530
2.345.059
440.974
2.345.465
2.273
(97)
3.789
18.885
-
201
-
1.965
Saldo final de caixa
2.273
104
3.789
20.850
Variação no caixa
2.273
(97)
3.789
18.885
16
Relatório de Resultados 4T10
DEMONSTR
DEMON
TRAÇÕES
ES DO F
FLUXO
O DE CAIXA
CAI
(EM R$ MILHARES)
Controladora
2009
2010
Consolidado
2009
2010
(12.635)
(142.370)
(12.635)
Depreciações e amortizações
1
4
206
1.894
Resultado financeiro
-
(37.072)
-
(52.497)
Participação minoritários
-
-
-
-
Equivalencia patrimonial
8.346
74.509
-
-
Remuneração baseada em ações
-
26.651
-
26.651
Outras
-
-
-
-
Resultado líquido do período
(142.370)
Ajustes para reconciliar o Lucro Líquido ao caixa gerado pelas atividades
operacionais:
(4.288)
(78.278)
(12.429)
(166.322)
(Aumento) redução dos ativos
Circulante
Aplicação do capital em TVM
(256.118)
(1.815.116)
(340.970)
(2.002.283)
-
-
(8.019)
6.075
(502)
(3.690)
(1.172)
(6.335)
Despesas antecipadas
-
-
-
-
Depósitos em garantias
-
-
-
(34.500)
Adiantamento a fornecedores
-
-
-
(6.465)
(326)
377
(1.920)
(1.734)
Contas a receber
Tributos a recuperar
Outros ativos
Subtotal
(256.946)
(1.818.429)
(352.081)
(2.045.242)
Aumento (redução) dos passivos
Fornecedores
-
121
156
7.720
Gastos com emissão de ações a pagar
-
7.077
-
7.077
Obrigações trabalhistas
-
191
1.338
1.864
5.106
(4.507)
7.452
(4.804)
-
-
1.050
-
20
14
139
(114)
5.126
2.896
10.135
11.743
(256.108)
(1.893.811)
(354.375)
(2.199.821)
Tributos e contribuições sociais
Imposto de Renda e contribuição social
Outras obrigações
Subtotal
Caixa líquido gerado nas atividades operacionais
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Relatório de Resultados 4T10
DEMONSTR
DEMON
TRAÇÕES
ES DO F
FLUXO
O DE CAIXA
CAI
(EM R$ MILHARES)
Controladora
2009
2010
Consolidado
2009
2010
Atividades de investimento
Investimento no imobilizado
(13)
(2)
(4.691)
(35.822)
Aquisição de investimento e intangível
-
(68)
(52.950)
(95.245)
Adiant.Futuro Aumento de Capital
-
(4.719)
-
-
(158.107)
(450.472)
-
-
(26.029)
-
(26.029)
-
Inegralização de capital em controladas
Aquisição de ações em tesouraria
Caixa líquido utilizado nas atividades de investimento
(184.149)
(455.261)
(83.670)
(131.067)
Atividades de financiamento
Contrato de mutuo - controladas
Empréstimos e financiamento
Integralização de capital
Caixa líquido utilizado nas atividades de financiamento
Aumento nas disponibilidades
Saldo inicial de caixa
(3.000)
3.000
(4.556)
4.556
-
-
860
(510)
445.530
2.343.903
445.530
2.343.903
442.530
2.346.903
441.834
2.347.949
2.273
(2.169)
3.789
17.061
-
2.273
-
3.789
Saldo final de caixa
2.273
104
3.789
20.850
Variação no caixa
2.273
(2.169)
3.789
17.061
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Relatório de Resultados 4T10
GLOSSÁRIO
RIO
1C, 2C e 3C - Conforme o Relatório D&M, referem-se às es ma vas
de recursos de petróleo em termos de grau de incerteza, sendo a
es ma va 1C a de grau de incerteza mais baixo a es ma va 2C de
grau de incerteza médio, e a es ma va 3C de grau de incerteza alto.
Mboe - Milhões de barris de óleo equivalente.
Offshore - Operado ou que se localiza no mar.
Onshore - Terrestre.
Barril de Óleo ou BBL - Um barril “stock tank”, medida-padrão de
volume de petróleo correspondente a cerca de 159 litros.
Bcf - Bilhões de pés cúbicos.
Bcfpd - Bilhões de pés cúbicos por dia.
Bloco - Parte de uma bacia sedimentar formada por um prisma ver cal de profundidade indeterminada, com super cie poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vér ces, onde são desenvolvidas a vidades de exploração e produção de óleo e gás natural.
BOE ou Barril de Óleo Equivalente - Medida de volume de gás natural/condensados, conver do para barris de petróleo, u lizando-se
um fator de conversão de 5.615 pés cúbicos de gás natural para um
Barril de Óleo (5.615/1), segundo a tabela de conversões da BP Statis cial Review of World Energy de 2009.
Boepd - Barris de Óleo Equivalente por dia.
Bpd - Barris por dia.
Prospecto(s) Exploratório(s) - Um prospecto é uma acumulação potencial mapeada por geólogos e geo sicos onde se es ma probabilis camente que exista uma acumulação comercial de óleo e/ou gás
natural e que esteja pronta para ser perfurada. Os cinco elementos
necessários (geração, migração, reservatório, selo e trapeamento)
para que exista a acumulação devem estar presentes, caso contrário
não exis rá acumulação ou a acumulação será subcomercial.
Recursos Con ngentes – Representam as quan dades de óleo, condensado e gás natural que são potencialmente recuperáveis a par r
de acumulações conhecidas pelo desenvolvimento de projetos, mas
que no presente não são consideradas comercialmente recuperáveis
por força de uma ou mais con ngências.
Recursos Não Convencionais - Recursos que existem em acumulações
de petróleo que permeiam uma grande área e que não são afetados
de forma relevante por influências hidrodinâmicas. Um exemplo de
recurso não convencional é o folhelho gasífero (shale gas).
Recursos Prospec vos – Quan dade de petróleo es mada, como potencialmente recuperável, a par r de acumulações ainda não descobertas.
Campo - Área produtora de óleo e gás natural a par r de um reservatório con nuo ou de mais de um reservatório, a profundidades
variadas, abrangendo instalações e equipamentos des nados a
produção.
Reservas – Recursos descobertos de petróleo e gás natural comercialmente recuperáveis a par r de uma determinada data.
E&P - Exploração e produção.
Tcf - Trilhões de pés cúbicos.
Farm-in/Farm-out - Processo de aquisição parcial ou total dos direitos de concessão de dos por outra empresa. Em uma mesma negociação, a empresa que está adquirindo os direitos de concessão está
em processo de Farm-in e a empresa que está vendendo os direitos
de concessão está em Farm-out.
TEFS - O limite econômico de tamanho de campo (“TEFS”) é o montante mínimo de petróleo produzível necessário para recuperar o total do dispêndio de capital empregado para determinar que um prospecto exploratório tem um valor presente potencial acima de zero.
Tais dispêndios incluem inves mentos necessários para determinar
e comprovar a viabilidade comercial da produção e para executar
perfurações de delineamento ou de confirmação. Todos os custos
geológicos, geo sicos, aluguéis e/ou contratos de aquisição de áreas
e outros custos prévios de delineamento de área estão igualmente
incluídos nas es ma vas do TEFS. Assim sendo, sempre que tal metodologia for empregada para es mar o TEFS, não haverá necessidade de qualquer provisão adicional para os custos de desenvolvimento do campo.
FPSOs - Unidades flutuantes de produção, armazenamento e descarga.
Lead – Prospecto pouco definido e requer dados e/ou avaliações adicionais para ser classificado como um Prospecto Exploratório. Um
exemplo de lead seria uma estrutura geológica com fechamento mal
definido mapeada através da u lização de dados sísmicos regionais
esparsos em bacia que contenha rochas geradoras e reservatórios
razoáveis. Um lead pode ou não ser elevado à categoria de Prospecto Exploratório, dependendo dos resultados de definições técnicas
adicionais.
Truncado - A es ma va média truncada corresponde ao valor resultante esperado calculado a par r do truncamento da distribuição de
recursos pelo Limite Econômico do Tamanho de Campo. Essa distribuição truncada origina uma nova série de medidas esta s cas.
Mbbl - Milhões de barris.
Mbpd - Milhões de barris por dia.
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