Parâmetros para avaliação econômica de projetos de E&P

O foco principal do setor upstream é buscar formas de encontrar, desenvolver e produzir petróleo e gás natural da maneira mais rentável possível. Diversos estudos já foram realizados para avaliar a rentabilidade dos projetos de acordo com diversos parâmetros e características. Podem-se destacar alguns estudos realizados para avaliar a rentabilidade em projetos de E&P executados em território brasileiro, tais como: (i) Consoli (2015); (ii) Szklo et al. (2008); (iii) Accurso e Almeida (2013). Estes estudos visam discutir a atratividade dos projetos no tocante a todos os aspectos que impactam os custos de exploração e produção, government take, preço internacional necessário para se atingir o ponto de equilíbrio, dentre outros.

Podem-se utilizar de diversos parâmetros para a avaliação econômica dos projetos de E&P. Consoli (2015) faz um estudo com foco na análise de sensibilidade dos projetos de acordo com diversos parâmetros como nível de government take, preço do petróleo no mercado internacional, níveis de produtividade dos poços, impacto dos custos e investimentos (CAPEX e OPEX12_{) e impacto da relação de gás/petróleo ou Gas/Oil Ratio (GOR)}13_{. Quanto maior o} GOR, maior a produção relativa de gás, menor as receitas provenientes e o valor arrecadado pelo governo, em virtude do menor preço do gás em relação ao petróleo (CONSOLI, 2015). Como resultados principais tem-se uma elevada sensibilidade da rentabilidade para o preço do petróleo, onde quanto menor o preço, menor a lucratividade do projeto. Outros fatores que também podem influenciar bastante a rentabilidade dos projetos são: (i) nível de produtividade dos poços; (ii) impacto da elevação dos custos de capital (CAPEX) e custos operacionais (OPEX); (iii) nível geral da participação governamental (government take).

Szklo et al. (2008), por exemplo, faz uma análise bastante profunda sobre a atratividade econômica da exploração de um campo característico da Bacia de Campos. Este estudo trata de avaliar a lucratividade em virtude de um conjunto de fatores e parâmetros de acordo com o cenário vivenciado naquele período em específico (2007/2008), detalhado na tabela 1.

Tabela 1 - Cenário proposto para campo de Marlim (Bacia de Campos)

Fonte: Szklo et al. (2008)

12 _{CAPEX e OPEX são nomenclaturas comuns nas atividades de E&P. CAPEX é conhecida por sua sigla em inglês}

(Capital Expenditure) e engloba os gastos relativos a equipamentos e instalações que serão capitalizados e depreciados ao longo de sua vida útil e gastos relativos a prospecção e exploração de um campo potencial (JOHNSTON, 1994). Já OPEX (Operating Expenses) engloba os custos e as despesas operacionais, ou seja, gastos contínuos decorrentes dos processos operacionais de um determinado projeto.

13 _{GOR (Gas-Oil Ratio ou Razão Gás-Óleo) é a relação entre a vazão de gás e a vazão de óleo em condições de}

superfície (THOMAS, 2001), sendo um importante parâmetro para a avaliação do potencial de produção.

Descrição do item Custo ou Percentual considerado

Preço do óleo Brent US$ 60 / bbl

Preço do óleo do Campo de Marlim (Bacia de Campos) US$ 45 / bbl

Preço do gás natural US$ 0,131 / Nm3

Taxa de Câmbio R$ 2,50 / 1 US$

Impostos e tributos aplicáveis

Royalties = 10% (receita) PIS/COFINS = 3,65% (receita)

IRPJ/CSLL = 34% (lucro) Imposto sobre a área (Bacia de Campos) US$ 120 / km2

Custos de Capital (CAPEX) US$ 6,00 / bbl

Custos de Operação (OPEX) US$ 14,50 / bbl

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A Petrobras normalmente utiliza uma taxa de retorno de 15% ao ano para avaliar seus projetos de E&P, percentual também usualmente considerado por outras empresas exploradoras (SZKLO et al., 2008). O valor do preço considerado corresponde ao preço médio do óleo do campo de Marlim situado na Bacia de Campos, que apresenta um valor um inferior ao preço do petróleo tipo Brent no mercado internacional. Os resultados financeiros encontrados por este estudo foram: (i) Valor Presente Líquido (VPL14_{) de US$ 622 MM através de um Fluxo de} Caixa Descontado (FCD) a uma taxa de retorno de 15% ao ano; (ii) valor da Taxa Interna de Retorno (TIR) de 39%; (iii) período de payback de aproximadamente 9 anos. Mesmo com um valor tão elevado de payback, característico da indústria petrolífera, o projeto foi considerado economicamente viável (SZKLO et al., 2008). Nakhle (2008) destaca que, assim como a Petrobras, a maioria das empresas petrolíferas utiliza as ferramentas de FCD, VPL e TIR para avaliação da rentabilidade de seus projetos.

Na figura 6, se encontram os valores estimados para o fluxo de caixa anualizado e acumulado durante os 27 anos do projeto do estudo realizado por Szklo et al. (2008), sendo importante mencionar que os custos finais de abandono do campo não foram contabilizados.

Figura 6 - Fluxo de Caixa (MM US$) para o cenário proposto

Fonte: Adaptado de Szklo et al. (2008)

14 _{Alguns índices financeiros também são conhecidos por suas siglas em inglês, tais como: o VPL (Valor Presente}

Líquido) por NPV (Net Present Value), o FCD (Fluxo de Caixa Descontado) por DCF (Discounted Cash Flow) e a TIR (Taxa Interna de Retorno) por IRR (Internal Rate of Return).

Todas as fases características de um projeto de E&P podem ser observados na figura 6. Ao longo dos anos 1 e 2 ocorrem diversos investimentos como o pagamento do bônus de assinatura, primeiros estudos geológicos, perfuração dos poços pioneiros, etc. Não existe nenhuma receita estimada já que o campo ainda está em fase de prospecção e exploração. Depois da declaração de comercialidade, neste caso entre os anos 2 e 3, algumas receitas começam a ser geradas mas ainda insuficientes para cobrir os custos de desenvolvimento do campo, principalmente com a perfuração de novos poços de desenvolvimento. A partir do ano 4, as receitas começam a aumentar com a consequente perfuração de novos poços e o aumento da receita decorrente de novos poços em produção. O pico de produção do campo ocorre no ano 9 segundo estimativas de declínio características do campo de Marlim (SZKLO et al., 2008). A partir do pico de produção, se considera que o campo entra em uma fase de maturação da produção. A demanda de investimentos nesta fase ainda é bastante considerável para evitar quedas nos níveis de produção, como gastos na intervenção de poços, técnicas de recuperações secundárias e manutenção das instalações em geral (MORAIS, 2013). Com o declínio natural da produção do campo, as receitas geradas são decrescentes até o momento do abandono do campo, neste caso por volta do ano 27, onde as estimativas de gastos são maiores do que as receitas geradas. Accurso e Almeida (2013) apresentam um outro exemplo de estudo da atratividade do regime de concessão brasileiro através de uma análise de riscos do tipo Monte Carlo. Esta análise é utilizada em cenários de elevada incerteza, que neste estudo estão relacionados a diversos fatores: (i) preço do petróleo; (ii) Capex unitário; (iii) Opex unitário; (iv) volume de reservas disponíveis. Como resultados obtidos, pode-se citar que existe uma grande variabilidade dos indicadores de rentabilidade de acordo com os cenários considerados, demonstrando a fragilidade de análises determinísticas para avaliar a atratividade de projetos de E&P. Um dos maiores exemplos é a variabilidade do percentual do government take de 65% até 99%, sendo que os valores mais elevados estão presentes em simulações para projetos com baixo volume de reservas. Outro importante item constatado foi a regressividade do sistema fiscal brasileiro, onde mesmo alguns instrumentos progressivos não são suficientes para superar a característica regressiva da estrutura tributária brasileira, principalmente devido aos royalties (ACCURSO; ALMEIDA, 2013).

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