Emprega-se o modelo binomial apresentado na secção 2.2.3 na análise da viabilidade econômica das duas alternativas propostas, pois ele utiliza o arcabouço matemático elementar, qual seja, a abordagem das probabilidades de risco neutro, ao invés de um instrumental matemático sofisticado como o uso de equações diferenciais parciais. Também se faz uso deste modelo em face das decisões das estratégias empreendidas serem realizadas em pontos discretos do tempo. No que tange à sua aplicação para análise de decisões de investimentos na área de produção e exploração de petróleo e gás, Pickles e Smith (1993) e Erken (1988) também empregam o modelo binomial na avaliação de projetos de investimentos relacionados à indústria de petróleo.
Por último, tendo em vista que as opções sob análise se configuram em opções americanas, o modelo binomial é a melhor escolha para a precificação deste tipo de opções pois é capaz de captar as alterações possíveis de preços, assumindo a possibilidade de exercício antecipado. (MARRECO, 2001).
Nas seções subsequentes, o valor para cada variável inserida no modelo binomial será estabelecido.
3.2.1 Volatilidade do preço do petróleo e do gás
Conforme abordado na seção anterior, a volatilidade dos preços das commodities é uma variável crucial para a análise dos projetos de investimentos em recursos naturais e na tomada de decisão de investimento pelo gestor. No presente trabalho, assim como assumido por Paddock, Siegel e Smith (1988) na análise de reservas marítimas não desenvolvidas de petróleo à luz do arcabouço das opções reais, a volatilidade do projeto em análise será idêntica à volatilidade do preço do óleo e do gás natural4. Destarte, considera-se que a volatilidade do projeto depende somente do preço do gás e do óleo, única fonte de incerteza5.
4 Os autores deste artigo assumiram uma volatilidade de 14,20% para o preço do petróleo.
5 COSTA LIMA e SUSLICK (2006) discordam da equalização da volatilidade do preço do óleo e do projeto,
Na determinação da volatilidade do preço do óleo e do gás, consideraremos as volatilidades apresentadas em Pindyck (1999). Neste artigo, analisou-se a evolução do preço do petróleo de 1870 a 1996, isto é, durante um período de 127 anos, e foi determinada uma volatilidade de 20% para o preço do petróleo a partir desta série histórica. Este valor estimado segue a recomendação proposta por Dixit e Pindyck (1994), que sugerem o intervalo de 15% a 25% para a volatilidade do preço do petróleo.
No caso do gás natural, o período analisado por Pindyck (1999) foi reduzido por se tratar de uma fonte incipiente de energia e com dados disponíveis somente a partir de 1919. Diante de um horizonte de tempo de 75 anos, encontrou-se a volatilidade de 200% para o preço do gás natural.
Portanto, para a volatilidade do preço do petróleo consideraremos neste trabalho a volatilidade de 20% para o preço do petróleo. Quanto ao gás, simplificaremos o modelo considerando a volatilidade do gás equivalente ao do petróleo.
3.2.2. Tempo de expiração e opção americana
Neste trabalho, as opções de expansão referentes às alternativas tecnológicas para extensão da vida útil dos sistemas flutuantes de produção podem ser exercidas a qualquer momento antes da data de expiração da opção.
Estipulou-se um período de 5 anos para a expiração da opção em virtude do período de contrato de afretamento da UMS, que permite a utilização da UMS em instante de tempo cujo intervalo é de um ano.
3.2.3 Taxa de desconto e taxa de juros livre de risco
A taxa de desconto utilizada para o custo médio ponderado de capital da empresa, isto é, o WACC, foi de 10% ao ano, a mesma utilizada pelas principais firmas petrolíferas.
Na definição da taxa livre de riscos, cujo valor foi de 4 % ao ano, utilizou-se a taxa empregada por Pickles e Smith (1993) no desenvolvimento de um modelo binomial para avaliação de projetos de exploração e desenvolvimento de reservas de petróleo. Ressalta-se
preço do petróleo, a volatilidade do projeto. Com o intuito de resolver este dilema na análise de 12 projetos de investimento em exploração de petróleo em águas profundas, eles propõem aplicar a Simulação de Monte Carlo com um método numérico alternativo baseado no valor presente dos fluxos de caixa futuros para estimar cada volatilidade destes projetos.
que Pickles e Smith (1993) consideram a que a taxa de conveniência do petróleo, isto é, o prêmio obtido pela estocagem da commodity, equivale à taxa de juros livre de desconto.
3.2.4 Custo das alternativas tecnológicas
3.2.4.1 Custo de operação da UMS
Os custos referentes à mão de obra e materiais empregados durante a campanha de revitalização e manutenção da plataforma marítima de produção são computados neste trabalho como custos operacionais da UMS. No caso do custo com materiais, adicionam-se a este custo os gastos incorridos com o transporte marítimo ou aéreo destes materiais da costa terrestre para o mar, sendo esta distância de aproximadamente 100 km da costa terrestre. No caso dos trabalhadores, o transporte é feito somente por helicópteros. Por fim, acrescenta-se aos custos operacionais da UMS o custo com o afretamento desta unidade de serviço. Estes custos são previstos para uma campanha com duração de cinco meses.
3.2.4.2 Custo de descomissionamento com abandono temporário de poços
No processo de descomissionamento e envio posterior do sistema de produção flutuante para o estaleiro, os custos com tamponamento e abandono temporário dos 14 poços correspondem a 63 % do total6. Os outros custos referem-se ao recolhimento de linhas, dutos flexíveis, oito linhas de ancoragem, afretamento de embarcações para manter o posicionamento da plataforma sem estrutura de ancoragem e para transportar a plataforma para o estaleiro.
3.2.4.3 Custo de docagem
Os custos com manutenção e revitalização da plataforma durante a docagem foi construído da seguinte maneira. Consideraram-se equivalentes os custos com revitalizações e manutenções realizadas durante a campanha da UMS e o período de docagem, descontado o custo de logística empreendida na campanha da UMS. Por fim, não foi considerado o aluguel do estaleiro.
6
O custo de tamponamento e abandono permanente de poços corresponde ao dobro do custo de tamponamento e abandono temporário de poços. No caso de descomissionamento de um sistema de produção flutuante com tamponamento e abandono permanente de poços, este custo perfaz 78% do total.
4. APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS