DETERMINANTES E A EVOLUÇÃO DA ATRATIVIDADE

Esta seção tratará, enfim, da questão da atratividade do upstream, a fim de entender de que forma esta evoluiu ao longo de todo período contemplado no trabalho. Para tal, buscar-se-á analisar os potenciais elementos capazes de gerar impactos na atratividade, através da análise das informações divulgadas pela ANP sobre as diversas rodadas de licitação. Ao se tratar do problema da atratividade, busca-se entender a propensão dos agentes a empregarem recursos em um determinado empreendimento ou ativo, de forma a obterem receitas ou vantagens futuras, ou seja, o grau de atratividade refere-se ao quão dispostos os agentes estão a investirem recursos em um dado empreendimento, em detrimento de todas as outras oportunidades disponíveis.

Ao se analisar os detalhes que permearam as primeiras 15 rodadas de licitações realizadas pela ANP sob regime de concessão, bem como das 4 primeiras rodadas realizadas sob o regime de partilha de produção, nota-se que, por tratar-se, o upstream petrolífero brasileiro, de um conjunto de atividades que englobam um elevado número de agentes com características

45 bastante divergentes entre si, além de as diferentes rodadas contarem com um grande número de elementos que diferem umas das outras, bem como a extensão e a diversidade do território brasileiro e de seus reservatórios, uma análise muito mais detalhada, se faria necessária para entender o que de fato gera impactos quanto às decisões sobre o investimento no setor e que magnitude isso ocorre.

No entanto, ao se utilizar como uma proxy do nível de investimentos para as áreas ofertadas nas diferentes rodadas, elementos como o bônus de assinatura arrecadado, o programa exploratório mínimo, os números de empresas participantes e o ágio do excedente em óleo, pode-se analisar de que forma tais variáveis respondem a alguns estímulos, como variações de fatores levantados neste trabalho como potencias determinantes do nível de atratividade.

Tabela 3.1 – Participantes, PEM, Bônus e Excedente em Óleo

Fonte: http://rodadas.anp.gov.br/pt/resultados

Quanto ao investimento comprometido com o Programa Exploratório Mínimo (PEM), este se refere à uma quantia ofertada juntamente com o bônus de assinatura, como critério de decisão, nos leilões realizados a partir da 5ª rodada, uma vez que até então o compromisso com

Empresas que pagaram a taxa de participação PEM (milhões R$) após assinatura % PEM Ofertado x Arrematado Bônus de assinatura arrecadado (milhões R$) Exced. Óleo Ofertado (%) Ágio Exced. Óleo (%) Rodada 1 1999 42 N.A. - 321,66 - - Rodada 2 2000 48 N.A. - 468,26 - - Rodada 3 2001 44 N.A. - 594,94 - - Rodada 4 2002 33 N.A. - 92,38 - - Rodada 5 2003 14 363,5 100% 27,45 - - Rodada 6 2004 27 2.046,78 100% 665,2 - - Rodada 7¹ 2005 45 1.697,96 94% 1.084,70 - - Rodada 9 2007 66 1.333,18 97% 2.101,90 - - Rodada 10 2008 43 553,94 91% 80,2 - - Rodada 11 2013 68 5.799,86 84% 2.480,17 - - Rodada 12² 2013 25 388,46 77% 154,29 - - Rodada 13³ 2015 38 214,92 99% 121,03 - - Rodada 14 2017 33 845,63 100% 3.842,78 - - Rodada 15 2017 20 * - * - - Partilha 1 2013 11 610,9 100% 15000 42% 0% Partilha 2 2017 10 304 100% 3400 53% 261% Partilha 3 2017 15 456 75% 4350 59% 202% Partilha 4 2018 16 738 75% 3200 47% 202% Rodadas de Licitação

46 o PEM era definido no edital de licitação. A função do PEM é funcionar como um pagamento de garantia de que a empresa cumprirá com o programa exploratório mínimo para cada etapa da fase exploratória.

Nesse sentido, a análise combinada das características dos blocos ofertados nas diversas rodadas, conforme observado nas seções 3.1. e 3.2., com os índices observados na tabela 3.7 permite observar que ao considerar a capacidade de o risco geológico impactar negativamente a atratividade de um determinado reservatório, isto parece se confirmar à medida que as rodadas que realizaram ofertas de áreas de menor risco exploratório obtiveram elevado número de empresas participantes, bem como elevada quantia arrecadada em bônus de assinatura.

A 6ª rodada de concessão, ilustra e exemplifica essa relação, uma vez que a oferta de campos maduros, que detém menor risco exploratório, pareceu ocasionar um incremento da atratividade, já que quase dobrou o número de empresas participantes, o bônus de assinatura foi em torno de 25 vezes maior e os investimentos comprometidos com o PEM que chegaram a quintuplicar, com relação à rodada anterior, que ainda possuía uma inferior exigência em conteúdo local. A mesma observação pode ser realizada na 7ª rodada, que ofertou áreas com acumulações marginais, com também reduzido risco exploratório, que somada à oferta de áreas com potencial para gás natural, de forma a atender à crescente demanda por este, e a uma menor exigência em conteúdo local, em muito ultrapassou a 6ª rodada quanto ao número de empresas participantes e os totais de bônus de assinatura observados na rodada, tendo estes praticamente dobrado, apesar de que tais crescimentos, conforme observou-se até a 9ª rodada, estivessem acompanhando, também, a curva ascendente de preços, outro importante fator, porém que altera a atratividade da indústria como um todo.

No entanto, na 10ª rodada, realizada em dezembro de 2008 após acentuada queda dos preços do petróleo e instauração da crise financeira internacional, a oferta de blocos terrestres, contou com o interesse de um número ainda significativo de 43 empresas participantes, muito embora a arrecadação com o bônus de R$ 80,2 milhões não tenha sido tão elevada, evidenciando a participação de pequenas e médias empresas, refletindo o fato de que os blocos terrestres, por sua vez possuem menores custos comparados aos blocos em mar, assim como um risco exploratório também inferior. Em 2013, porém, na 11ª rodada, diversos fatores colaboraram para os excelentes resultados da rodada, inclusive com uma arrecadação recorde com bônus de assinatura ultrapassando a casa de R$ 2 bilhões. Entre eles, um elevado potencial exploratório evidenciado por uma série de estudos realizados pela ANP, mais uma vez elencando baixo risco exploratório a elevados investimentos. Já a 12ª rodada, ainda em 2013, enquanto o preço do petróleo ainda não havia despencado, obteve resultados não tão satisfatórios quanto aos da

47 rodada anterior, tendo o número de empresas participantes reduzido a menos da metade e o comprometimento com o PEM e os bônus de assinatura sofrido, ambos, uma queda a menos de 10% em relação aos resultados anteriores e o isto pode ser atribuído, tanto ao aumento das exigências em conteúdo local em 9% e 10%, respectivamente, para exploração e desenvolvimento, quanto à oferta de áreas de novas fronteiras tecnológicas e de conhecimento, representando elevado risco geológico.

Conforme observado anteriormente nesta seção, outro forte potencial determinante da atratividade o nível médio de exigências com conteúdo local, o qual parece apresentar um comportamento inverso aos níveis de participação e ofertas o que pode ser evidenciado entre a 3ª e a 5ª rodadas de concessão em que o salto das exigências médias em conteúdo local, de 28% e 40% para 79% e 86%, pode ser observado acompanhando a queda no número de participantes, de 44 para 14 empresas, e do bônus de assinatura, de R$ 595 milhões para R$ 27,5 milhões. Na 11ª rodada, também, a observância de um conteúdo local médio quase 20% aquém da rodada anterior, assim como 10% aquém da rodada seguinte, acompanha os históricos índices de 68 empresas participantes, R$ 5,8 bilhões comprometidos com o PEM e R$ 2,5 bilhões arrecadados com o bônus de assinatura. Ainda, como principal e mais recente exemplo, na 14ª e na 15ª rodada, nas quais uma brusca redução nas exigências médias de conteúdo local, de 73% e 80% para 39% e 43%, acompanham uma incrível alavancada dos bônus de assinatura, que atingiu o nível recorde de R$ 3,8 bilhões na 14ª rodada. Por fim, nas rodadas de licitações 3 e 4 do regime de partilha, observa-se uma redução média de 20% nas exigências de conteúdo local o que, por se tratar a região do pré-sal de uma área cuja exploração e produção demandam equipamentos de elevado grau tecnológico, tal estratégia pode ser considerada eficaz, uma vez que os leilões obtiveram significativos resultados, inclusive registrando ágio do excedente em óleo de 202% para ambas as rodadas, apesar do momento recessivo e desencorajador para investimentos numa região de elevados custos.

48

Tabela 3.2 – Conteúdo Local Médio (%)

Fonte: http://rodadas.anp.gov.br/pt/resultados

Quanto ao risco institucional, este pode também ser considerado como sendo o risco regulatório, uma vez que no caso brasileiro, o fato do órgão regulador ser uma autarquia do Ministério de Minas e Energia, de forma que o risco regulatório caminhe lado-a-lado com o risco político, observa-se no Brasil, conforme visto anteriormente, a realização dos leilões tanto através do regime de concessão quanto ao regime de partilha de produção. Sendo que este último, por vezes, pode ser considerado pouco encorajador ao investimento das empresas, uma vez o produto da lavra não pertence à empresa contratada e sim à empresa estatal que, obrigatoriamente é a operadora nesse tipo de empreendimento.

No entanto, observa-se claramente que o regime de partilha de produção não afeta negativamente a participação das empresas nas diversas rodadas realizadas para a região do pré- sal, bem como à arrecadação com bônus de assinatura, apresentando ainda, parcelas cada vez mais elevadas do excedente em óleo ao governo. Em parte, tal resultado pode ser atribuído aos reduzidos riscos exploratórios característicos de jazidas do pré-sal, ainda que por se tratar de uma região de elevado custo exploratório, sua rentabilidade seja altamente dependente dos preços do petróleo. Rodadas de Licitações de Concessão Ano Conteúdo local médio – etapa de exploração Conteúdo local médio – etapa de desenvolvimento Rodada 1 1999 25% 27% Rodada 2 2000 42% 48% Rodada 3 2001 28% 40% Rodada 4 2002 39% 54% Rodada 5 2003 79% 86% Rodada 6 2004 86% 89% Rodada 7 2005 74% 81% Rodada 9 2007 69% 77% Rodada 10 2008 79% 84% Rodada 11 2013 62% 76% Rodada 12 2013 73% 84% Rodada 13 2015 73% 80% Rodada 14 2017 39% 43% Rodada 15 2017 39% 43% Partilha 1 2013 37% 55% Partilha 2 2017 41% 46% Partilha 3 2017 18% 30% Partilha 4 2018 18% 30%

49 De fato, diante da observação da evolução dos elementos anteriormente definidos como potenciais determinantes do grau de atratividade ao investimento no setor petrolífero brasileiro, em especial às atividades de E&P, na qual a participação competitiva de empresas, através de leilões, regulamentada na Lei nº 9.478/97, pode-se concluir que, de acordo com as características dos blocos oferecidos nas diferentes rodadas, apresentaram risco geológico reduzido a 6ª, a 7ª, a 10ª e a 11ª rodadas de concessão e as 4 rodadas de partilha, tendo ocorrido respectivamente nos anos 2004, 2005, 2008, 2013, 2013, 2017, 2017, 2018.

Já a observação da evolução do conteúdo local médio, permite observar que estes dispararam entre a 4ª e a 5ª rodada em 2002, atingindo o ápice na 6ª, quando passou a variar dentro de uma banda entre 65% e 85%, rompendo um pouco para baixo em 2013 na 11ª rodada e despencando de vez na 13ª em 2015. Já no regime de partilha, os índices caíram pela metade da 2ª para a 3ª rodada em 2017.

Gráfico 3.1 – Evolução Conteúdo Local Médio (%)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados disponíveis em http://rodadas.anp.gov.br/pt/resultados

Dessa forma, pode-se então concluir que, levando-se em conta a evolução do risco geológico e das exigências de conteúdo local, e pressupondo que não houve no Brasil significativas flutuações do risco regulatório, se não uma entidade cada vez mais confiável, o nível de atratividade das atividades de E&P de petróleo no Brasil foi mais baixa na 5ª rodada no ano de 2003, a 12ª rodada em 2013 e a 13ª rodada em 2015. Da mesma forma, pode-se verificar um grau de atratividade mais elevado para a 11ª rodada em 2013, para o Campo de Libra na 1ª rodada de partilha em 2013 e as rodadas 2, 3 e 4 de partilha em 2017, 2017 e 2018, respectivamente. Analisando dessa forma, pode-se concluir que, não se levando em conta as

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Conteúdo local médio – etapa de exploração Conteúdo local médio – etapa de desenvolvimento

50 questões de mercado, o segmento do upstream no Brasil, converge, cada vez mais, para uma maior atratividade para investimentos no setor.

No que tange expectativas quanto às próximas rodadas e ao nível de investimento, a recente confirmação de ascensão dos preços, tende a corroborar para que não apenas as grandes empresas, já comprometidas com investimentos exploratórios de contratos vigentes, mas cada vez mais novas empresas busquem no Brasil um novo horizonte exploratório, principalmente com o advento de novas tecnologias que possam garantir melhores resultados exploratórios, bem como a redução de custos de exploração nas águas profundas brasileiras, de forma a suprimir a demanda dessa commodity reduzida substutibilidade.

51 CONCLUSÃO

Com base nos elementos apresentados, analisados e discutidos nesta monografia, é possível concluir que a análise da evolução, dentro do período estudado no trabalho, dos elementos aqui levantados como potenciais determinantes do nível de atratividade dos segmentos de E&P no Brasil ao investimento, além do próprio investimento público interno, tende a acompanhar possíveis reflexos simultâneos na evolução de alguns elementos representativos do interesse e do investimento no setor.

A análise detalhada dos índices, bem como das características individuais das diferentes rodadas de licitações, tanto para o regime de concessão, como em partilha de produção, os números de empresas participantes, assim como os montantes arrecadados em bônus de assinatura e os comprometimentos com o programa exploratório mínimo, permitiram analisar que variações nos mesmos tendem a acompanhar: o nível de informações disponíveis sobre as áreas ofertadas; os preços internacionais do petróleo; inversamente o nível médio de conteúdo local exigido; e o nível de estabilidade e confiança construído pela ANP ao longo de todo o período desde a sua criação.

Com base na análise realizada no terceiro capítulo, pode-se concluir o risco geológico dos reservatórios ofertados, assim como as exigências em conteúdo local, são os determinantes mais voláteis no caso do upstream brasileiro, o que pode ser explicado pela extensão do país e pela diversidade natural capaz de conter diversos tipos de reservatórios, de diferentes estruturas geológicas, tanto em terra, quanto em mar. A análise realizada na seção 3.3 do último capítulo permitiu avaliar que os anos de maior atratividade foram 2013, 2017 e 2018.

Ademais, ao se analisar de que forma se estruturam as expectativas quanto ao investimento futuro nas atividades de E&P de petróleo no Brasil, ao se levar em conta os elementos neste trabalho apontados como determinantes do grau de atratividade, pode-se obter uma previsão otimista quanto a um horizonte de curto e médio prazos, uma vez que na data conclusiva do presente trabalho já pode se observar a continuidade de um movimento de alta dos preços internacionais iniciada em 2017. Ainda, a garantia de exploração através do programa exploratório mínimo, bem como os investimentos em tecnologia, corrobora para um conhecimento cada vez maior dos reservatórios e de suas estruturas geológicas, contribuindo para uma paulatina redução do risco exploratório em regiões semelhantes. A cada vez mais estruturada e tecnologicamente avançada indústria brasileira para fornecimento de bens e serviços ao setor petrolífero, contribui para que a exigência de conteúdo local mínimo se faça

52 cada vez menos um determinante negativo da atratividade, embora tenha-se observado exigências cada vez menores nesse sentido.

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