Imobilizado de E&P
Apresentação por bacia
Consolidado 30/09/2013
Movimento do Imobilizado de E&P
Bacia Nº de Blocos Adições (a) Depreciação Alienações (c)
Baixas (b) Total Poços secos e áreas subcomerciais Impairment Campos 7 1.320.074 (40.889) - (766.950) (3.574.085) (3.061.850) Pará-Maranhão 5 5.437 - - (5.263) - 174 Santos 4 265.893 - - (467.047) - (201.154) Espírito Santo 3 196.017 - - (149) - 195.868 Parnaíba 8 280.969 (37.164) - (50.045) - 193.760 Colômbia 5 - - - - - - Ceará 2 - - - - - - Potiguar 2 - - - - - - Corporativo (d) - 56.809 - - - - 56.809 Total 36 2.125.199 (78.053) - (1.289.454) (3.574.085) (2.816.393) Consolidado 30/09/2012
Movimento do Imobilizado de E&P
Bacia Nº de Blocos Adições (a) Depreciação Alienações (c)
Baixas (b) Total Poços secos e áreas subcomerciais Impairment Campos 7 2.160.527 (21.267) - (89.156) - 2.050.104 Pará-Maranhão 5 45.910 - - (43.538) - 2.372 Santos 4 532.576 - - (213.244) - 319.332 Espírito Santo 5 47.842 - - (103.695) - (55.853) Parnaíba 8 415.364 - - (10.602) - 404.762 Colômbia 4 - - - - Corporativo (d) - (378) - - - - (378) Total 33 3.201.841 (21.267) - (460.235) - 2.720.339 Consolidado 31/12/2012
Movimento do Imobilizado de E&P
Bacia Nº de Blocos Adições (a) Depreciação Alienações (c)
Baixas (b) Total Poços secos e áreas subcomerciais Impairment Campos 7 2.857.447 (43.341) - (163.251) - 2.650.855 Pará-Maranhão 5 46.902 - - (44.530) - 2.372 Santos 5 739.282 - - (324.722) - 414.560 Espírito Santo 4 49.649 - - (103.828) - (54.179) Parnaíba 8 535.178 - - (35.042) - 500.136 Colômbia 5 - - - - - - Corporativo (d) - 141.868 - - - - 141.868 Total 34 4.370.326 (43.341) - (671.373) - 3.655.612
(a) Inclui “adições”, “provisão para abandono”, “encargos financeiros” e “margem bruta do TLD”. (b) Vide seção “Baixas” a seguir nesta Nota Explicativa.
(c) Vide seção “Alienações” a seguir nesta Nota Explicativa.
Imobilizado de E&P--Continuação
Histórico de aquisição de concessões exploratórias
Novembro 2007
• 9ª Rodada de Licitação de Blocos Exploratórios ANP: OGX P&G adquire 21 concessões exploratórias, distribuídas nas Bacias de Campos (BM-C-37, BM-C-38, BM-C-39, BM-C-40, BM- C-41, BM-C-42, BM-C-43), Pará-Maranhão (BM-PAMA-13, BM-PAMA-14, BM-PAMA-15, BM- PAMA-16 e BM-PAMA-17), Santos (BM-S-56, BM-S-57, BM-S-58 e BM-S-59) e Espírito Santo (BM-ES-37, BM-ES-38, BM-ES-39, BM-ES-40 e BM-ES-41), pelo montante de R$ 1.479.723 relativo aos bônus de assinatura.
Dezembro 2008 a Agosto 2012
• BM-S-29: Em dezembro de 2008 OGX P&G celebra contrato de farm in com a Maersk Oil do Brasil Ltda. tendo como objeto a aquisição de participação de 50% no bloco BM-S-29, na Bacia de Santos. Posteriormente, em maior de 2009 e novembro de 2010, adquire participações adicionais de 15% e 35%, respectivamente, passando a deter 100% deste bloco. Em agosto de 2012, após o término do prazo do Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) a Companhia decide pela não continuidade do desenvolvimento e devolve o bloco à ANP.
Setembro 2009 a Setembro
2011
• Blocos da Bacia do Parnaíba: Em setembro de 2009 OGX P&G adquire, da Petra Energia Ltda., por R$ 12.000, equivalentes aos bônus de assinatura, 70% de participação em sete blocos exploratórios terrestres na Bacia do Parnaíba e se torna operadora dessas concessões. Em abril de 2010, ANP aprova a transferência da participação que a OGX P&G detinha nesses blocos para a OGX Maranhão, que passou a ser a operadora. A Petra Energia Ltda. permanece com 30% dos blocos. Em setembro de 2011 a OGX Maranhão adquire 50% de participação no bloco PN-T-102 e passa a ser operadora do bloco. A participação foi adquirida do consórcio formado por Imetame Energia S.A., Delp Engenharia Mecânica Ltda. e Orteng Equipamentos e Sistemas Ltda.
Junho 2010
• Ronda Colombia 2010: OGX P&G é vencedora em suas propostas para 5 blocos exploratórios nas seguintes bacias terrestres: Valle Medio Del Magdalena, Valle Inferior Del Magdalena e Cesar-Ranchería. São celebrados, com a Agência Nacional de Petróleo colombiana (Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH), Contratos de Avaliação Técnica (Technical Evaluation
Agreements - TEAs) para os blocos localizados na Bacia de Cesar-Ranchería (CR-2, CR-3 e CR-
4) e Contratos de Exploração e Produção, similares ao modelo de concessão adotado no Brasil, para os demais blocos (VIM-5 e VMM-26). No caso de descobertas comerciais nos blocos CR- 2,CR-3 e CR-4, os Contratos TEA poderão ser convertidos em Contratos de Exploração e Produção.
Janeiro 2011 a Maio 2012
• OGX Campos: Em janeiro de 2011 a OGX P&G realiza, para a OGX Campos, uma cisão parcial do acervo líquido associado as suas concessões na Bacia de Campos, avaliadas a um valor contábil de R$ 1.542.975. São cindidos 70% dos direitos e obrigações nos blocos BM-C-39, BM- C-40, BM-C-41, BM-C-42 e BM-C-43 e 35% dos blocos BM-C-37, BM-C-38. Com a cisão parcial a OGX P&G permanece com 30% de participação nos blocos, com exceção do BM-C-37 e do BM- C-38, nos quais reteve 15% e os 50% remanescentes, juntamente com a operação, permaneceram com a Maersk. Em março de 2012, a ANP aprova que a OGX P&G adquira da Maersk mais de 20% de participação nos blocos BM-C-37 e BM-C-38 e a participação da empresa nos referidos blocos aumenta de 15% para 35%. A OGX P&G passa a ser operadora de ambas as concessões. Em maio de 2012, com a incorporação da OGX Campos pela OGX P&G, a participação dessa segunda nas concessões da Bacia de Campos volta para 100% no BM-C- 39, BM-C-40, BM-C-41, BM-C-42 e BM-C-43 e aumenta de 35% para 70% no BM-C-37 e no BM- C-38, nos quais a Maersk permanece com 30%.
11. Imobilizado (consolidado)--Continuação
Imobilizado de E&P--Continuação
Histórico de aquisição de concessões exploratórias--Continuação
Outubro 2012
• Ronda Colombia 2012: OGX P&G é vencedora em sua proposta para o bloco VIM-19 na bacia do Valle Inferior del Magdalena.
Novembro 2012
• BS-4: OGX P&G celebra contrato de farm in com a Petrobras tendo como objeto a aquisição de participação de 40% no Bloco BS-4, localizado na Bacia de Santos. Os demais parceiros da empresa nessa concessão são a Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A., com 30% de participação e a operação e a Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda., com 30%.
Março e Abril 2013
• Devoluções do BM-S-57, do BM-ES-37 e de áreas em Campos e Santos: Em março de 2013, após o encerramento da segunda fase do período exploratório de seus blocos nas Bacias de Campos e Santos, a OGX P&G opta por devolver à ANP o bloco BM-S-57 e partes dos blocos BM-C-37, BM-C-39, BM-C-40, BM-C-41, BM-C-42, BM-S-56, BM-S-58 e BM-S-59. Adicionalmente, a empresa, juntamente com a operadora - Perenco - opta por não ingressar na segunda fase do período exploratório do bloco BM-ES-37. Em abril de 2013, a Companhia devolveu a ANP as áreas das acumulações de Tupungato e Tambora, no bloco BM-C-41, na Bacia de Campos.
Maio a outubro
2013
• 11ª Rodada de Licitação de Blocos Exploratórios ANP: Em 14 de maio de 2013, a OGX P&G apresentou propostas vencedoras para 13 concessões exploratórias, distribuídas nas Bacias da Foz do Amazonas (FZA-M-184), Barreirinhas (BAR-M-213, 251 e 389), Potiguar (POT-M-762 e 475), Ceará (CE-M-603, 661 e 663) e Parnaíba (PN-T-168, PN-T-153, PN-T-113 e PN-T-114), num montante de R$ 376.011 relativo aos bônus de assinatura. Contudo, em reunião realizada em outubro de 2013 a Diretoria Executiva da Companhia decidiu por desistir da aquisição dos Blocos BAR-M-213, BAR-M-251, BAR-M-389, CE-M-663, FZA-M-184, PN-T-113, PN-T-114, PN- T-153 e PN-T-168, nos quais nao firmara consórcio com outras empresas. Foram exelebrados contratos de conscessão dos Blocos CE-M-603, CE-M-661, POT-M-762 e POT-M-475 com bônus total de R$ 96.009 referente à participação da Companhia, que posteriormente celebrou farm out no Bloco POT-M-475, permanecendo com o custo de R$ 84.009.
Imobilizado de E&P--Continuação
Alienações
Em maio de 2013 a Companhia assinou acordo com a Petronas para a venda de uma participação não operadora (farm out) de 40% nos blocos BM-C-39 e BM-C-40, na Bacia de Campos, por um valor total de US$ 850 milhões. Os blocos compreendem o Campo de Tubarão Martelo.
Pelo contrato, após a aprovação da ANP, US$ 250 milhões estariam imediatamente disponíveis para a OGX. Os US$ 600 milhões adicionais seriam depositados em uma conta- custódia e seriam liberados conforme apresentado a seguir:
US$ 500 milhões no início da produção.
US$ 100 milhões quando forem atingidas as seguintes metas de produção: US$ 50 milhões quando forem produzidos 40 kboepd.
US$ 25 milhões quando forem produzidos 50 kboepd. US$ 25 milhões quando forem produzidos 60 kboepd.
Não obstante as condições contratuais precedentes que a Companhia entende ter cumprido, a Petronas, antes de transferir os recursos, passou a exigir uma definição mais concreta acerca da restruturação da OGX e no dia 19 de novembro notificou a Companhia acerca da rescisão do contrato de farm out (vide Nota Explicativa nº 35 – seção “Notificação de rescisão do contrato com a PETRONAS, referente à venda de 40% de participação nos blocos BM-C- 39 e BM-C-40, na Bacia de Campos”).
Diante da falta de clareza acerca do recebimento desses recursos a Companhia reverteu o ganho de capital previamente registrado, bem como as respectivas alienação de imobilizado e intangível (R$ 517.075 – imobilizado e R$ 14.870 – intangível), recebíveis registrados como “outros créditos” (R$ 1.709.350 originais + R$ 186.175 de variação cambial) e receita líquida a apropriar (R$ 142.029 originais + R$ 21.925 de variação cambial).
11. Imobilizado (consolidado)--Continuação
Imobilizado de E&P--Continuação
Alienações--Continuação
Os resultados originalmentes registrados para essa operação estão apresentados a seguir:
R$ mil
Farm out de 40% de Tubarão Martelo Em 30/4/2013
40% Legendas
Imobilizado 517.075 A
Intangível 14.870 B
531.945
Reconhecimento do valor a ser recebido % do Total USD mil R$ mil Legendas Contrapartida
Registrado como
Ganho na alienação de ativos ("receita farm out")
89% 750.000 1.508.250 C Outros Créditos(circulante)
Receita líquida a apropriar ("receita a apropriar")
11% 100.000 201.100 D Outros Créditos(não circulante)
100% 850.000 1.709.350
Baixa dos montantes alienados
R$ mil Legendas Contrapartida
Registrado como
Ganho na alienação de ativos ("custo de farm out") 459.655 E = A * 89% Imobilizado
Ganho na alienação de ativos ("custo de farm out") 13.219 F = B * 89% Intangível
472.874
Receita líquida a apropriar ("custo a apropriar") 57.420 G = A * 11% Imobilizado
Receita líquida a apropriar ("custo a apropriar") 1.651 H = B * 11% Intangível
59.071
Resultado inicial (*) da operação de farm out R$ mil Legendas Balanço/DRE
D - Outros Créditos 1.709.350 C + D Ativo
C - Imobilizado 517.075 E + G Ativo
C - Intangível 14.870 F + H Ativo
C - Receita líquida a apropriar 142.029 D - G - H Passivo
C - Ganho na alienação de ativos 1.035.376 C - E - F Resultado
(*) Esse é o resultado inicial do farm out. O valor de US$ 100 milhões que foi registrado como "receita líquida a apropriar" em contrapartida de "outros créditos" está sujeito à variação cambial e em 30 se setembro de 2013 correspondia a R$ 223.025.
Imobilizado de E&P--Continuação
Avaliação de indicativos de impairment
No período findo em 30 de setembro de 2013, além dos poços secos/subcomerciais que foram baixados, a Companhia identificou os seguintes indicativos de impairment associados a seus ativos de exploração e produção:
(a) A Companhia concluiu, no segundo trimestre de 2013, uma análise detalhada do comportamento de cada um dos três poços de produção do campo de Tubarão Azul desde o início da produção. O resultado dessa análise apontou que: (i) não existe, no momento, tecnologia capaz de viabilizar economicamente qualquer investimento adicional nesse campo visando aumentar o seu perfil de produção e (ii) os poços atualmente e produção poderão cessar de produzir ao longo de 2014.
(b) O comportamento dos poços produtores de Tubarão Azul levou a Companhia a reprocessar e reinterpretar os dados geológicos e geofísicos existentes, o que permitiu a construção de novo modelo de reservatório, onde ficou evidente a intensa compartimentalização e descontinuidade desses reservatórios, o que compromete a produtividade dos mesmos. Dessa forma, a Companhia concluiu que não existe, no momento, tecnologia capaz de tornar economicamente viável o desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia. Diante desse fato, a Companhia submeterá à ANP requerimento no sentido de suspender o desenvolvimento dos referidos campos.
Com base nesses fatos, a administração concluiu que os campos de Tubarão Azul, Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia não conseguirão gerar fluxos de caixa suficiente para recuperar os gastos capitalizados e registrou o impairment da totalidade do saldo de tais ativos.
11. Imobilizado (consolidado)--Continuação
Imobilizado de E&P--Continuação
Baixas
As baixas registradas no período findo em 30 de setembro de 2013 R$ (4.863.540) (R$ (671.373) em 2012) estão associadas à:
a) Impairment dos campos indicados a seguir:
Campo Bacia Valor no imobilizado Valor no intangível Total do impairment
Tubarão Azul Campos 1.953.880 25.867 1.979.747
Tubarão Areia Campos 669.607 48.879 718.486
Tubarões Tigre e Gato Campos 950.598 45.968 996.566
3.574.085 120.714 3.694.799
Mais informações na seção “Avaliação de indicativos de impairment”, nessa Nota Explicativa de Imobilizado.
b) Poços dados como secos e de áreas dadas como não comerciais
As baixas registradas em 2013, num total de R$ 1.289.454, contemplam além dos poços secos, os blocos BM-S-57, BM-ES-37 e partes de outros blocos nas Bacias de Campos e Santos (vide seção anterior “Março e Abril 2013” na seção “Histórico de aquisição de concessões exploratórias” nesta mesma Nota Explicativa). Para abertura por bacia, vide Notas Explicativas nº 11 e 24.
As baixas registradas em 2012 contemplam, além dos poços secos, os blocos BM-S-29 e BM-ES-38, devolvidos à ANP em agosto e outubro de 2012, respectivamente. Ainda em 2012 a OGX P&G e a ANH decidiram, por mútuo acordo, rescindir o Contrato de Exploração e Produção referente ao Bloco VMM-26. Como não havia gastos capitalizados nesse bloco, não houve baixas quando de sua devolução.
Imobilizado de E&P--Continuação
Depreciação
Conforme apresentado na Nota Explicativa nº 3(g), o imobilizado de exploração e produção é depreciado a partir da declaração de comercialidade e início da produção, pelo método de unidades produzidas.
Em 30 de setembro de 2013, os únicos campos com comercialidade declarada e com produção iniciada eram: (a) o campo de Tubarão Azul, na bacia de Campos; (b) o campo de Gavião Real, na bacia do Parnaíba. A depreciação do imobilizado de E&P contempla apenas o imobilizado associado a esses campos
Vendas de óleo durante o TLD
Nas vendas ocorridas durante o teste de longa duração e antes da declaração de comercialidade, o registro contábil da “receita de vendas”, líquida do “custo do produto vendido” é feito contra o ativo imobilizado. Vide Nota Explicativa nº 3 (f).