13.1. Por tipo de ativos
Consolidado Controladora Softwares Direitos e Concessões Adquiridos Desenvol- vidos interna- mente Ágio
(goodwill) Total Total
Saldo em 1º de janeiro de 2016 9.516 308 1.131 1.117 12.072 9.133 Adições 39 53 204 − 296 208 Juros capitalizados − − 14 − 14 14 Baixas (523) − (4) − (527) (177) Transferências (44) (15) (1) (332) (392) (7) Amortização (78) (120) (342) − (540) (407) Impairment - constituição (7) − − − (7) −
Ajuste acumulado de conversão (178) (4) (4) (67) (253) −
Saldo em 31 de dezembro de 2016 8.725 222 998 718 10.663 8.764 Custo 9.367 1.587 3.941 718 15.613 12.459 Amortização acumulada (642) (1.365) (2.943) − (4.950) (3.695) Saldo em 31 de dezembro de 2016 8.725 222 998 718 10.663 8.764 Adições 3.035 51 194 − 3.280 3.145 Juros capitalizados − − 14 − 14 14 Baixas (256) − (8) − (264) (34) Transferências (5.376) 5 − − (5.371) (5.257) Amortização (64) (91) (323) − (478) (366) Impairment - constituição (108) (1) − − (109) (2)
Ajuste acumulado de conversão 3 − − 2 5 −
Saldo em 31 de dezembro de 2017 5.959 186 875 720 7.740 6.264
Custo 6.637 1.638 4.055 720 13.050 10.266
Amortização acumulada (678) (1.452) (3.180) − (5.310) (4.002)
Saldo em 31 de dezembro de 2017 5.959 186 875 720 7.740 6.264
Tempo de vida útil estimado em anos (*) 5 5 Indefinida
(*) O saldo é composto, preponderantemente, por ativos com vida útil indefinida. A avaliação de vida útil indefinida é revisada anualmente para determinar se continua justificável. Durante o ano de 2017, a companhia participou de rodadas de licitações realizadas pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) efetuando as seguintes aquisições:
• Em 27 de setembro de 2017, aquisição de sete blocos na 14ª Rodada de Licitações no Regime de Concessão, sendo seis marítimos e um terrestre. A companhia será a operadora nos sete blocos. Nos blocos marítimos, a Petrobras terá 50% de participação, em parceria com a ExxonMobil que detém os outros 50%. No bloco terrestre, a Petrobras deterá 100% de participação. O valor total do bônus de assinatura pago pela companhia foi de R$ 1.798. Os contratos foram assinados no dia 29 de janeiro de 2018.
• Em 27 de outubro de 2017, aquisição de três blocos marítimos nas 2ª e 3ª Rodadas de Licitações no regime de Partilha de Produção, em parceria com a Shell, British Petroleum (BP), Repsol, CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. O valor total do bônus de assinatura pago pela companhia foi de R$ 1.140. Os contratos foram assinados no dia 31 de janeiro de 2018.
Em função da constatação das viabilidades técnico e comercial da porção noroeste do bloco de Libra, gerando a declaração de comercialidade do Campo de Mero, houve a transferência de parte do valor do bônus de assinatura no montante de R$ 5.240, do ativo intangível para o ativo imobilizado.
Em 31 de dezembro de 2017, a companhia não apurou perda na avaliação de recuperabilidade do ágio por expectativa de rentabilidade futura (goodwill).
13.2. Devolução à ANP de áreas na fase de exploração de petróleo e gás natural
No exercício de 2017, os direitos sobre os blocos exploratórios devolvidos para a ANP totalizaram R$ 10 (R$ 27 em 2016), localizados nas áreas abaixo:
Área Em fase exploratória Exclusivo Parceria
Bacia de Sergipe-Alagoas 1
Bacia de Jequitinhonha 1
13.3. Direito de exploração de petróleo - Partilha de Produção
O Consórcio Libra, composto pela Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNODC (10%), CNOOC (10%) e Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. - Pré-Sal Petróleo (PPSA), na condição de gestora, celebrou o Contrato de Partilha de Produção no dia 2 de dezembro de 2013 com a União Federal, através do Ministério de Minas e Energia – MME, após a 1ª rodada de licitação do pré-sal realizada em outubro de 2013 pela ANP.
Nos termos do contrato de partilha de produção Libra P1, foram outorgados ao consórcio direitos e obrigações para explorar uma área estratégica do pré-sal chamada de bloco de Libra, que compreende uma área de cerca de 1.550 km2, localizado em águas ultra profundas da Bacia de Santos. Este foi o primeiro contrato de partilha de produção de petróleo e gás celebrado no Brasil, com prazo de duração de 35 anos e não sujeito a renovação ou prorrogação.
Um bônus de assinatura no valor de R$ 15 bilhões foi pago em parcela única, dos quais R$ 6 bilhões couberam à companhia, referente à sua participação de 40% no consórcio, registrado inicialmente como Direitos e Concessões. Dentro da fase inicial de exploração (quatro anos), o programa exploratório mínimo (PEM) foi concluído em 2017 quando foi realizado o Teste de Longa Duração (TLD). Além do TLD, o PEM também incluía uma aquisição sísmica 3D para todo o bloco e a perfuração de dois poços exploratórios.
O TLD foi realizado pela unidade de produção do tipo Floating Production Storage and Offloading, FPSO Pioneiro de Libra, que continua produzindo no mesmo poço após a Declaração de Comercialidade, através de um Sistema de Produção Antecipada e está planejada para o segundo semestre de 2018 sua mudança de locação e início de produção em outro poço. Em janeiro de 2018 foi realizado o primeiro carregamento de óleo oriundo de Libra pela companhia. Em 30 de novembro de 2017, foi apresentada à ANP a Declaração de Comercialidade da área Noroeste do Bloco, o que confirma o potencial da área e a possibilidade de desenvolver o Campo de petróleo em condições econômicas. Ao todo, foram perfurados doze poços em toda área do Bloco Libra, sendo 9 na área Noroeste. Com a declaração de comercialidade, a área Noroeste de Libra passou a ser chamada de Campo de Mero. Os resultados da perfuração confirmaram a existência de reservatórios de carbonato com óleo de espessura de até 410 metros que mostram elevada porosidade e permeabilidade. Os testes de produção confirmaram a elevada produtividade e qualidade do óleo desses reservatórios. Em função da declaração de comercialidade, o montante de R$ 5.240, referente à parcela do bônus de assinatura da área Noroeste, foi reclassificado para o Ativo Imobilizado.
Em dezembro de 2017, a companhia contratou o afretamento do primeiro sistema definitivo de produção da área noroeste, o FPSO do MERO 1, que terá capacidade de produzir 180 mil barris de óleo por dia e processar 12 milhões de m³ de gás, com entrada em operação prevista para 2021.
O Consórcio obteve do Ministério de Minas e Energia a prorrogação da Fase de Exploração por mais 27 meses para as áreas Central e Sudeste do bloco, onde serão realizados novos estudos para avaliar melhor a comercialidade dessa área.
13.4. Concessão de serviços de distribuição de gás natural canalizado
Em 31 de dezembro de 2017, o ativo intangível inclui contratos de concessão de distribuição de gás natural canalizado no Brasil, no total de R$ 565 (R$ 578 em 2016), com prazos de vencimento entre 2029 e 2043, podendo ser prorrogado. As concessões preveem a distribuição para os setores industrial, residencial, comercial, veicular, climatização, transportes e outros.
A remuneração pela prestação desses serviços consiste, basicamente, na combinação de custos e despesas operacionais e remuneração do capital investido. As tarifas cobradas pelo volume de gás distribuído estão sujeitas a reajustes e revisões periódicas com o órgão regulador estadual.
Ao final das concessões, os contratos preveem indenização à companhia dos investimentos vinculados a bens reversíveis, conforme levantamentos, avaliações e liquidações a serem realizadas com o objetivo de determinar o valor.
Em 02 de fevereiro de 2016 foi publicada, no Diário Oficial do Espírito Santo, a Lei 10.493/2016 que reconhece a extinção/nulidade do contrato de concessão do serviço de distribuição de gás canalizado, por aplicação do disposto no art. 43 da Lei Federal 8.987, de 13 de fevereiro de 1995. A referida Lei prevê a realização de licitação da concessão ou a criação de empresa estatal estadual para assumir os serviços, cabendo à Concessionária a indenização nos termos da Lei, a qual foi contestada judicialmente pela companhia.
Diante disso, em 12 de agosto de 2016, a companhia assinou Memorando de Entendimentos com o Governo do Estado do Espírito Santo visando avaliar a criação de empresa estatal estadual para prestação de serviço público de distribuição de gás natural canalizado. As avaliações encontram-se em andamento na data de 31 de dezembro de 2017.
A companhia não efetuou nenhuma provisão para perda, pois até o presente momento, o valor contábil existente em 31 de dezembro de 2017 no valor de R$ 270 (R$ 274 em 31 de dezembro de 2016) está garantido pela indenização prevista na referida Lei.