Opções reais: estudo de caso aplicado a reservatórios de petróleo

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1111111111111111111111111111111111111111zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

FUNDAÇÃO GETÚLIO VARGAS

ESCOLA DE ADMINISTRAÇÃO DE EMPRESAS DE SÃO PAULO

OPÇOES REAIS: ESTUDO DE CASO

APLICADO A RESERVATÓRIOS

DE PETRÓLEO

CMA - CURSO DE MESTRADO EM ADMINISTRAÇÃO DE EMPRESAS

ÁREA DE CONCENTRAÇÃO PROFESSOR ORIENTADOR ALUNO

MATRíCULA

Administração Contábil-Financeira Richard Saito, Ph.D.

Guilherme Nogueira de Castro 6.961.017

DEDICATÓRIAzyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

OPÇÕES REAIS: ESTUDO DE CASO

APLICADO A RESERVATÓRIOS

DE PETRÓLEO

BANCA EXAMINADORAzyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

Praf. Richard Saito, Ph.D.

Praf. Wladimir A. Puggina, Ph.D. Prof. Denis J. Schiozer, Ph.D.

EAESPwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAI FGV-Orientador EAESP/FGV

FUNDAÇÃO GETÚLIO VARGAS

ESCOLA DE ADMINISTRAÇÃO DE EMPRESAS DE SÃO PAULO

GUILHERME NOGUEIRA DE CASTRO

OPÇÕES REAIS: ESTUDO DE CASO

APLICADO A RESERVATÓRIOS

DE PETRÓLEO

Dissertação apresentada ao Curso de

Pós-Graduação da Escola de Administração de

Empresas de São Paulo da Fundação Getúlio Vargas, Área de Concentração: Administração

Contábil-Financeira, como requisito para

obtenção do título de Mestre em Administração.

Orientador: Prof. Richard Saito, Ph.D.

São Paulo

1998

Fundação Getulio Vargas ••

Escola de Adminisb-açãowvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAl ~ de Empresasde Slo Pauto'~ '"

Biblioteca ~·""I."•..•l'

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Resumo: Trata da teoria de Opções Reais, enfatizando o setor de

petróleo, devido às grandes possibilidades operacionais

existentes neste. O objetivo principal do trabalho é mostrar que este tipo de metodologia é mais adequada do que o método tradicional de orçamento de capital (VPL) pois avalia o valor da flexibilidade existente na gestão das empresas.

PalavrasChaves: Opções Reais Reservatórios de Petróleo -Engenharia de Reservatórios - Flexibilidade Operacional.

:CASTRO, Guilherme Nogueira. Opções Reais: Estudo de Caso Aplicado a Reservatórios de Petróleo. São Paulo: EAESP/FGV, 1998. 143p. (Dissertação de Mestrado apresentada ao Curso de

pós-Graduação da EAESP/FGV, Área de Concentração:

RESUMO DO TRABALHOzyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

A indústria do petróleo apresenta vasta flexibilidade operacional

devidozyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAà grande complexidade e incertezas envolvidas na sua operação. Por isso, a metodologia do fluxo de caixa descontado não é a melhor nesses

casos, pois considera o projeto de maneira única e estática. Neste trabalho

são abordadas aplicações da teoria de opções reais para avaliação de

reservatórios de petróleo.

Uma abordagem a respeito do setor e suas peculiaridades é feita para

que o leitor tenha noções preliminares sobre o que ocorre na indústria e de

como funciona um campo produtor de petróleo. Discorremos sobre os

estágios da cadeia de produção da indústria de petróleo, enfatizando as

etapas dowvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAupstream: exploração, desenvolvimento e produção. A ciência de

engenharia de reservatórios, ponto chave na interligação entre finanças e

engenharia, também é abordada.

Uma breve revisão de literatura a respeito do tema é feita,

apresentando-se o embasamento teórico do assunto. Os principais trabalhos

são ressaltados e discutimos os motivos que levaram à utilização da teoria

de opções.

Por fim, calculamos os resultados para um reservatório de petróleo

hipotético a título de exemplo dos modelos utilizados para a precificação das

reservas e demonstram-se as alternativas de engenharia de reservatórios

considerando-se um reservatório fictício como exemplo. O método de fluxo

de caixa descontado é utilizado a fim de comparação com os resultados

AGRADECIMENTOSzyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

Este trabalho não teria sido realizado sem o apoio da minha família,

dos meus amigos e dos meus professores, em especial, o do meu orientador,

professor Richard Saito.

Gostaria de lembrar o nome das pessoas que julgo importantes para o

desenvolvimento deste trabalho. (Desculpando-me de ter esquecido o nome

de alguém.)

• professores Richard Saito, Wladimir A. Puggina e Denis J. Schiozer,

pelos ensinamentos, colaboração, amizade e exemplo para a minha vida

pessoal e profissional;

• meus colegas de turma e amigos Eduardo Parente, Jayme Pereira Pinto,

Marcos Dutra e Ricardo Rochman, pelas boas conversas, reflexões e

amizade que ficarão marcadas para o resto da vida;

• minha família, Paulo, Marilda, Paula e Carolina, pelo apoio, carinho,

amizade e amor que sempre tiveram comigo, principalmente nos

momentos mais difíceis;

• meus primos André Pessoa e Eduardo Castro, e meu amigo Ricardo

Backheuser, pelos momentos de descontração, amizade e

companheirismo que foram muito importantes durante as longas horas

de trabalho.

íNDICE GERALzyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

1. Introdução 1

1.1. Justificativa do Tema 2

1.2. Objetivo e Contribuições 4

1.3. Roteiro de Estudo 6

2. A Indústria do Petróleo 8

2.1. O Petróleo no Mundo 9

2.1.1. Reservas ' 12

2.1.2. Produção 14

2.1.3. Consumo 16

2.2. O Petróleo no Brasil 20

2.3. Principais Características dos Reservatórios de Petróleo 25

2.3.1. Estágio de Exploração 27

2.3.2. Estágio de Desenvolvimento 29

2.3.3. Estágio de Produção 31

2.4. Engenharia de Reservatórios 33

2.5. Modelo de Contratos de Concessão no Brasil 37

2.6. Conclusão 38

3. Opções Reis: Revisão Bibliográfica 40

3.1. O Modelo Tradicional : 41

3.2. O Que éuma Opção? 42

3.3. Projetos como Opções 44

3.4. Considerações a Respeito da Teoria de Opções Reais 45

3.5. Revisão e Evolução da Literatura sobre Opções Reais 47

3.5.1. Abordagens Conceituais 48

3.5.3. Aplicações na Análise de Projetos 50

3.6. Exemplo dos Tipos de Opções Reais 52

4. Modelos de Avaliação de Reservatórios de Petróleo 58

4.1. Modelos Utilizando DCF 60

4.2. Modelos Utilizando OV 63

4.2.1. O Modelo Black-Scholes 65

4.2.2. Modificações para o Contexto de Opções Reais 67

4.3. O Modelo de Paddock, Siegel e Smith (PSS) 69

4.4. O Modelo de Brennan e Schwartz (BS) 72

4.5. Diferenças entre os Modelos PSS e BS 74

4.6. Estimação dos Parâmetros 75

4.7. Comparação entre as Abordagens DCF e OV 76

5. Estudo de Caso 77

5.1.Cálculo dos Parâmetros 80

5.1.1. Valor da Reserva Desenvolvida 81

5.1.2. Desvio Padrão do Valor da Reserva 81

5.1.3. Custos de Exploração e Desenvolvimento 82

5.1.4. Tempo de Concessão 82

5.1.5. Taxa Livre de Risco 82

5.1.6. Receita Líquida menos Depleção 83

5.1.7. ·Convenience Yield" 83

5.2. Cálculo do Valor do Reservatório 83

5.3. Comparação entre as Três Técnicas de Extração de Óleo 85

5.3.1. Resultados Encontrados 86

5.4. Análise de Sensibilidade 90

6. Conclusões e Sugestões para Futuras Pesquisas 93

6.1.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAConclusões 94

6.2. Sugestões para Futuras Pesquisas 95

7. Bibliografia 97

Anexo A - O Modelo de Paddock, Siegel e Smith 103

Anexo B - Dados Utilizados 122

Anexo C - Programas para Cálculo do Valor da Opção 127

Anexo D - Dados Referentes à Petrobrás 132

CAPíTULO I

1. Introdução

Este capítulo introdutório é dividido em três seções. A Seção 1.1

apresenta a justificativa do tema, na qual comentamos a relevância do

trabalho. Na Seção 1.2 discorremos a respeito do objetivo e as contribuições

que pretende-se cumprir no estudo. A Seção 1.3 mostra o roteiro do trabalho.

1.1 Justificativa do Tema

A metodologia consagrada de avaliação de projetos de investimento

dentro da teoria financeira é a do fluxo de caixa descontado (DCF). Dentre as

técnicas que utilizam DCF, a considerada mais precisa é o Valor Presente

Líquido (VPL). Esta abordagem ganhou prestígio devido à sua forte solidez

teórica e às vantagens que possui em relação aos outros métodos

conhecidos para avaliação de projetos como: taxa média de retorno,

payback, e taxa interna de retorno'.

Porém, a partir dos meados da década de 70, a teoria envolvendo as

opções reais (OV) tem ganho cada vez mais adeptos. O ponto crucial para o

crescimento da aceitação desta metodologia é o fato dela levar em

consideração as oportunidades operacionais existentes na gestão de

empresas, a flexibilidade gerencial. As possibilidades de adiar investimentos

ou receitas, fechamento para futura reabertura e até o próprio abandono são

práticas operacionais não consideradas no uso da metodologia de VPL.

Todas estas oportunidades são consideradas agregadoras de valor para a

empresa. Portanto o VPL, que considera um projeto estático ao longo do

tempo, não levando em conta as mudanças no ambiente econômico,zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

subestima o valor dos projetos pois não considera o valor da flexibilidade de

uma empresa.

A metodologia OV é bastante adequada quando existe muita incerteza

em torno do ambiente competitivo no qual o agente econômico está inserido.

Os setores farmacêuticos e de exploração de recursos naturais são

indústrias propíciaszyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

à

envolvida por cartéis, negociatas e até mesmo guerras, a conveniência do

uso da teoria envolvendo opções reais torna-se clara.

O surgimento da teoria de opções reais tem origem na insatisfação de

estrategistas, administradores e acadêmicos com as técnicas tradicionais de

orçamento de capital. Antes do desenvolvimento da teoria OV, as pessoas

responsáveis por aplicar a teoria de investimentos nas empresas já

apontavam intuitivamente para as vantagens da flexibilidade operacional e

interações estratégicas. Alguns acadêmicos reconheceram mais cedo que o

critério padrão do VPL quase sempre subestimava as oportunidades de

investimentos, levando a decisões viesadas e eventuais perdas de posição

competitiva, pois não avaliavam de maneira apropriada mudanças

estratégicas.

Neste trabalho pretende-se mostrar que algumas técnicas utilizadas

na fase de produção de petróleo aumentam o valor de um reservatório

devido à maior recuperação de óleo. É claro que deve ser feita uma análise

de custo-benefício pois para a aplicação destas técnicas, os custos de

desenvolvimento são maiores. Porém na maioria dos casos o investimento é

compensado. As vantagens dos modelos utilizados serão discutidas no

Capítulo IV.

Além do assunto gerar discussões e o estudo abordar um setor

propício para a aplicação dos conceitos, owvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAtiming do estudo mostra-se

extremamente oportuno. O governo está definindo as áreas nas quais

ocorrerão concessões e a modelagem da futura estrutura do setor está

sendo preparada. Nos próximos 10 anos serão investidos algo em torno de

US$ 73,2 bilhões nesta indústriazyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA2, sem contar a arrecadação com os contratos de concessão e com a privatização da Petrobrás, atual empresa

monopolista do

setor'

desenvolvimento".

A nova lei do setor quebrou o monopólio das concessões que

pertencia somente à Petrobrás e possibilitou às empresas privadas atuarem

em todos os segmentos da cadeia produtiva de petróleo, desde a exploração

até a distribuição, através de contratos de risco. Também foi criada a

Agência Nacional de Petróleo (ANP), autarquia vinculada ao Ministério das

Minas e Energia para regulamentar e fiscalizar o setor. A conjuntura da

indústria no momento atual reforça a relevância do trabalho.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

1.2 Objetivoe Contribuições

Através da análise dos modelos que utilizam opções reais aplicados à

avaliação de reservatórios de petróleo, o objetivo deste trabalho é mostrar

que a utilização de técnicas envolvendo VPL subestimam o valor dos

mesmos. Neste trabalho é discutido e exemplificado os modelos

2Gazeta Mercantil do dia 25 de agosto de 1998.

3 Na etapa de refino já existem alguns empreendimentos do setor privado e no estágio de

distribuição já existe competição entre várias companhias.

4 A relação dos campos em desenvolvimento e os campos em produção são apresentados

no Anexo 0.2 e no Anexo 0.3, respectivamente.

desenvolvidos por Paddock, Siegel, e Smith (1988)6 e Brennan e Schwartz

(1985)7, que utilizam a metodologia OV, aplicando-os para precificação de

reservas de petróleo. Através das técnicas desenvolvidas são alcançados

resultados mais satisfatórios para avaliações de contratos através de

licitações pois considera-se o valor das opções existentes nos estágios da

cadeia produtiva, e o governo (no caso a ANP) passa a possuir uma

ferramenta eficaz para a colocação de preço mínimo em concorrências.

Como será explicado quando os modelos forem analisados, ocorrem

diferentes expectativas das empresas e do governo quanto a algumas

informações utilizadas na aplicação do método tradicional (VPL), o que não

ocorre no uso da teoria OVo

Uma outra contribuição que este trabalho pretende gerar é a

interligação entre as áreas de engenharia e finanças. Como o setor

apresenta várias possibilidades operacionais, é feito um estudo utilizando

técnicas de engenharia de reservatórios. As maiores possibilidades de

criação de valor na indústria, sem dependência de fatores externos como

aumento de preços, estão relacionadaszyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

à

Neste trabalho não se pretende fazer uma revisão detalhada da teoria

de opções, e sim analisar uma aplicação da mesma para o setor de petróleo.

Contudo, o CapítulozyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA111 deste trabalho possui uma breve revisão bibliográfica

do assunto para mostrar o embasamento teórico do estudo".

6Trabalho desenvolvido para contratos de exploração de reservas de petróleo offshore.

7 Modelo feito para a avaliação de recursos naturais, facilmente estendido para o caso

r,articular de reservatórios de petróleo.

Para uma boa revisão bibliográfica sobre o assunto recomenda-se a leitura do trabalho de

Minardi (1996).

1.3 Roteiro do Estudo

Este trabalho está estruturado em 6 capítulos, além das referências

bibliográficas e anexos. Segue-se o resumo de cada um dos 5 capítulos

subsequentes.

Capítulo 2: A Indústria do Petróleo

Neste capítulo apresentamos um sumário sobre a indústria de petróleo

no Brasil e no mundo. Discorremos a cadeia produtiva de petróleo,

enfatizando-se a fase dowvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAupstream, a qual engloba os estágios de

exploração, desenvolvimento e produção de petróleo. Finalmente,

exemplificamos as principais técnicas de engenharia de petróleo e sua

flexibilidade operacional inerente.

Capítulo 3: Opções Reais - Revisão Bibliográfica

Nesta etapa apresentamos a revisão de literatura a respeito do tema

do estudo, na qual discute-se em que consiste a metodologia, as várias

contribuições dos estudiosos do assunto, e os vários casos em que se pode

aplicar opções reais.

Capítulo 4: Modelos de Avaliação de Avaliação de Reservatórios

Neste capítulo apresentamos os modelo de Paddock, Siegel e Smith

(PSS), e o modelo de Brennan e Schwartz (BS), utilizados para a

precificação de reservas de petróleo utilizando a teoria de avaliação de

opções (OV). Discutimos as suas peculiaridades e apresentamos uma

metodologia utilizada pelo mercado que utiliza métodos de fluxo de caixa

descontado.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

Capítulo 5: Exemplo de Avaliação Utilizando a Metodologia Apresentada

Nesta etapa procedemoszyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

à

acima discutidas, na prática. Depois comparamos o método OV com a

metodologia tradicional do fluxo de caixa descontado (VPL). Os métodos

mais utilizados de recuperação de petróleo são utilizados para avaliar o

reservatório e é feita uma análise de sensibilidade usando os parâmetros dos

modelos OVo

Capítulo 6: Conclusões e Sugestões para Futuras Pesquisas

Finalmente, apresentamos as conclusões encontradas no estudo e as

sugestões de futuras pesquisas que possam relaxar algumas premissas dos

modelos e aplicar as metodologias utilizadas a reservatórios reais para a

CAPíTULO 11

2.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAA Indústria do PetróleozyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

Neste capítulo é apresentada uma visão geral do setor petrolífero no

Brasil e no mundo. Na Seção 2.1 é colocado um histórico da indústria e as

suas principais estatísticas atuais. Na Seção 2.2 discorremos a respeito da

indústria petrolífera brasileira apresentando as suas principais informações.

Na Seção 2.3 colocamos as principais características da indústria do petróleo

referentes aos estágios dowvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAupstreamZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA9 da cadeia produtiva. Na Seção 2.4

abordamos a engenharia de reservatórios devido à importância do tema no

desenvolvimento desse trabalho. A Seção 2.5 apresenta as normas do

modelo de concessão do setor de petróleo no Brasil e na Seção 2.6

colocamos as conclusões a cerca do assunto abordado no capítulo.

2.1. O Petróleo no Mundo

Quando nossos ancestrais, há milhares de anos, utilizavam uma

substância escura e viscosa para impermeabilizar barcos e cisternas,

iluminar ruas e cidades, unir pedras nas construções e até para preservar

seus mortos, jamais imaginariam o que estava por vir. O petróleo

transformaria o mundo, seria motivo para guerras, dominações, poder e

glória, mas principalmente se tornaria um produto indispensável ao

desenvolvimento das nações.

Em termos comerciais, a indústria do petróleo começou nos Estados

Unidos, onde foi perfurado o primeiro poço produtor, em 1859. Pouco depois

já havia dezenas de companhias petrolíferas, que mais tarde se

transformariam em poderosas organizações. Estas empresas começaram a

quais disponibilizaram enormes áreas, de grande potencial petrolífero, para a

exploração das corporações multinacionais, através de regimes de

concessão, em que pouco ficava para o país produtor.

Se no século passado o carvão mineral foi a fonte energética

fundamental e predominante para o processo de industrialização, no Século

XX o petróleo assume este lugar. A participação do carvão na matriz

energética mundial ainda cresceu até 1920, quando chegou a representar

70% da energia primária consumida no mundo. Naquela ocasião, o petróleo

contribuia com apenas 9%. Desde então, o carvão foi, progressivamente,

cedendo lugar para o petróleo, que em 1970 alcançou 62% do consumo

mundial de energia primária. Atualmente, o petróleo representa 63% de toda

a energia primária consumida e sua importância em termos mundiais pode

ser avaliada pelo volume de recursos que movimenta anualmente. Somente

a receita operacional líquida dos 31 maiores grupos petrolíferos somou em

1996 quase um trilhão de dólares.

A escalada do petróleo na liderança dos energéticos deste século foi

impulsionada pela disseminação do motor a combustão interna, que mudou o

padrão tecnológico da industrialização no Século XX. A adequação do

petróleo a esses novos motores possibilitou um progressivo crescimento da

indústria petrolífera, catalisado, sobretudo, pela indústria automobilística.

Até a Primeira Grande Guerra, a indústria do petróleo foi dominada

por empresas americanas e pelas européias Royal Dutch Shell e British

Petroleum. A maioria dessas corporações apresentava como traço comum

terem iniciado suas atividades no segmento de refino, transporte e

distribuiçãowvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA(downstream). Logo em seguida, dirigiram seus investimentos

também para a exploração, desenvolvimento e produção (upstream) emzyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

áreas que fossem de influência de seus países de origem ou que

apresentassem baixos custos de extração (Oriente Médio, alguns países da

África e Ásia, a Venezuela e o México).

Dessa forma, as atuais grandes corporações do setor, como Exxon,

Mobil Oil, Chevron, Royal Dutch Shell, Gulf Oil, Texaco e British Petroleum

assumiram a configuração verticalizada mantida até hoje. A operação

verticalizada garantiu a esse grupo de empresas elevadas margens de lucro,

uma vez que o custo de produção do petróleo bruto era baixo e estável,

enquanto que os derivados de petróleo obtinham preços cada vez mais altos

no mercado.

Assim, favorecido pela oferta abundante e o baixo custo do petróleo, o

consumo mundial de energia experimentou extraordinário crescimento no

pós-guerra. O petróleo constituiu-se então no vetor energético e manteve

esta primazia até o início da década de 70.

Essa nova posição assumida pelo petróleo na matriz de consumo

mundial fez crescer na mesma proporção a componente política dos

negócios a ele relacionados. Sua valorização tornou-se clara com o aumento

da influência da OPEP no controle dos seus preços. Os choques de 1973 e

1979 foram demonstrações claras do conteúdo estratégico que o petróleo

adquiriu e seu principal efeito foi o de quebrar a trajetória de estabilidade de

preços do energético, até então vigente no mercado mundial (Anexo B.4) .

O novo contexto provocou um progressivo ajustamento do consumo

de petróleo, desencadeando, nos principais mercados consumidores,

programas de conservação de energia e busca de fontes energéticas

alternativas. Por outro lado, o alto preço do petróleo tornou possível a

abertura de novas fronteiras de exploração, em especial no marwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA(offshore) e

abertura de novas fronteiras de exploração, em especial no marwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA(offshore) e

em regiões de custos de produção mais elevados, como por exemplo os

campos do Mar do Norte, do Alasca e de outras áreas nos países em

desenvolvimento, particularmente no Brasil. Progressivamente, a

diversificação das fontes de suprimento reduziu a dependência da oferta

proveniente dos países integrantes da OPEP. Com isso, a participação dos

países signatários da OPEP na produção mundial decresceu de 43% em

1980 para 29% em 1985.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

2.1.1.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBARESERVAS

No mundo, as reservas provadas de óleo estão concentradas em

poucos pa íses11 :

• 90,8% são encontradas em 12 países;

• 76,1% estão nos países da OPEP;

• 65,0% encontram-se no Oriente Médio.

A Tabela 2.1 apresenta os valores das maiores reservas provadas de

óleo por país (1996).

10No Anexo 8.4 apresentamos um gráfico para a identificação deste acontecimento.

Tabela 2.1 - Maiores Reservas Provadas de Óleo (1996)

País ReservaszyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA% Reservas (bilhões de toneladas) Mundiais

1 Arábia Saudita* 35,8 25,4

2 Iraque* 15,1 10,75

3 Kuwait* 13,3 9,45

4 Irã* 12,7 9,0

5 Emir. Árabes Unidos * 12,6 8,9

6 Venezuela* 9,3 6,6

7 Ex-URSS 9,1 6,5

8 México 7,0 5,0

9 Líbia* 3,9 2,8

10 EUA 3,7 2,6

11 China 3,3 2,3

12 Nigéria* 2,1 1,5

-

127,9

21

- Total 140,9 100,0

..

Fonte: BP Statlstlcal Review of Wor1d Energy -1997 (*) OPEP

Regionalmente, as reservas mundiais possuem a distribuição apresentada no Gráfico 2.1.

Gráfico 2.1 - Maiores Reservas Provadas de Petróleo

Distribuição das Reservas Mundiais de Petróleo

70.0% 60,0% 50,0% 40,0% 30,0"..•

10,0% 0,0%

Oriente Médio Amértca Latina Ex-URSS (inclui México)

África Asia & Pacifico Am. do Norte Europa (exclui México)

Fonte: BP Statistical Review ofWorld Energy -1997

Da análise da distribuição regional das reservas concluimos que os

países industrializados possuem poucas reservas, relativamente aos

respectivos níveis de consumo. O suprimento mundial a esses países (EUA,

Japão e Europa Ocidental) depende do aproveitamento das reservas

localizadas nas regiões menos desenvolvidas - Oriente Médio e América

Latina - que juntas possuem 78% das reservas mundiais provadas. Na

América Latina, as principais reservas encontram-se no México e Venezuela.

Ao se considerar, entretanto, as reservas "estimadas", verificamos

uma mudança no mapa de distribuição mundial dos recursos petrolíferos,

com algumas regiões se destacando pelo grande potencial de

desenvolvimento futuro. Na Venezuela, por exemplo, a região do Orinoco

tem reservas estimadas de óleo pesado da ordem de 164 bilhões de

toneladas, das quais 37 bilhões comercialmente recuperáveis com a

tecnologia atualmente disponível. A região do Mar Cáspio (Azerbaijão,

Cazaquistão, Turcomenistão, Uzbequistão, Irã e Rússia) é também uma área

que apresenta um forte potencial de produção a médio e longo prazos, com

reservas estimadas de cerca de 26,2 bilhões de toneladas.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

2.1.2.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAPRODUÇÃO

Para melhor caracterizar o conjunto dos maiores produtores de

petróleo pode-se dividi-lo em dois subgrupos, a saber: (i) grandes

produtores/exportadores e (ii) grandes produtores/consumidores. No primeiro

deles aparecem os detentores das grandes reservas mundiais, mas com

mercados intemos restritos. Esses países geram excedentes exportáveis e

suas reservas garantem, mantidos os níveis atuais de produção, o

No segundo grupo estão os EUA e a China que apesar de serem

grandes produtores, não geram excedentes para exportação, mas ao

contrário dependem de importações substanciais para o pleno suprimento de

seus mercados internos. A produção dos EUA somente abastece 46% de

seu mercado e a dependência das importações está se acentuando, já que

há 20 anos, convivem com uma situação de declínio de suas reservas

provadas.

Em termos mundiais, é constatada uma progressiva diminuição do

índice Reservas/Produção (RlP), isso porque na última década o crescimento

da produção global de óleo não vem sendo acompanhado por proporcional

aumento das reservas, que conforme já comentado, encontram-se

estabilizadas há 8 anos.

A Tabela 2.2 apresenta os maiores produtores de petróleo no mundo.

Tabela 2.2 - Maiores Produtores (1996)

Produção Produção Reservasl

País (milhões de Mundial Produção

toneladas) (%) janosl

1 Arábia Saudita 428,8 12,8 83,5

2 EUA 382,9 11,4 9,7

3 Ex-URSS 352,6 10,5 25,8

4 Irã 183,8 5,5 69,1

5 México 163,6 4,9 42,8

6 Venezuela 162,4 4,8 57,3

7 China 158,5 4,7 20,8

8 Noruega 155,5 4,6 9,6

9 Reino Unido 129,9 3,9 4,6

10 Emirados Árabes 117,3 3,5 107,4wvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

Sub total 2.235,3 66,5%zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

-

2 0 Brasil 4 0 , 3 1,2% 17,4

Total 3.361,6 100,0% 41,9

..

Fonte: BP statlstícal Revlew ofWor1d Energy -1997

o

mundo.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

Gráfico 2.2 -Maiores Exportadores (1996)

Maiores Exportadores Mundiais de Petróleo

900

'"

OI 800

11

~ 700 o ; 600

"a

=: 500 o

.c

=

s

=: 300

o()wvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

l 200 [100

di o

Oriente Médio 8c-URSS África Ocidental África do Norte México Canadá

Fonte: BP Statistical Review ofWor1d Energy -1997

2.1.3. CONSUMO

A crise energética de 1979, que provocou o aumento do preço médio

do petróleo de US$ 13,03 por barril em 1978 para US$ 29,75 por barril em

1979, trouxe como conseqüência uma retração na demanda mundial que

durou até 1983. A partir de então, o consumo voltou a crescer a taxas médias

anuais bem inferiores (menores que 3%) às experimentadas antes de 1973.

O nível de consumo verificado em 1979 somente foi atingido dez anos

depois. Em 1996, o consumo de óleo cresceu, em relação a 1995, 2,4% e

Entre regiões, o consumo vem apresentando comportamento distinto. Enquanto se verificam taxas de crescimento menores nas economias

industrializadas, nas demais o consumo se expande a taxas superioreszyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

à

consumo, como conseqüência das transformações pol íticas e econômicas das décadas de 80 e 90, caiu de 420 milhões de toneladas em 1987 para 196,5 milhões em 1996, ou seja menos 53,2%.

Sob o ponto de vista do volume consumido, é constatado que 13 países são responsáveis por 70% de todo o volume consumido no mundo e neste grupo se insere o Brasil (120 _{maior mercado). A Tabela 2.3 apresenta}

os maiores consumidores de petróleo mundiais.

Tabela 2.3 -Maiores Consumidores (1996)

Consumo Consumo Consumo

País (milhões de Mundial per capita

toneladasl jo/~I jteJ!lhab.)

1 USA 833,0 25,2 3,14

2 Japão 269,9 8,2 2,14

3 Ex-URSS 196,5 5,9 0,67

4 China 172,5 5,2 0,14

5 Alemanha 137,4 4,2 1,67

6 Coréia do Sul 101,4 3,1 2,24

7 Itália 94,1 2,8 1,64

8 França 91,0 2,7 1,56

9 Reino Unido 83,7 2,5 1,42

10 Canadá 79,5 2,4 2,65

11 índia 78,7 2,4 0,08

12

74,2

2,2

13 México 73,8 2,2 0,46

Subtotal 2.285,7 69,0%

-Outros 1027,1 31.0%

Total 3.312,8 100,0%

-..

Somente os Estados Unidos consomem um quarto da produção

mundial de petróleo, o que representa um volume superior ao consumido por

todos os países reunidos das Américas, África, Oriente Médio e Ex-URSS.

Quanto ao consumo per capita, verifica-se que os países

industrializados e grandes consumidores apresentam índices elevados, mas

bem menores do que aqueles verificados ao final da década de 70.

Por sua vez, alguns países', embora pertencentes ao grupo dos

grandes consumidores, apresentam baixo consumo per capita. São os casos

do Brasil, China, índia e México. Esses países, ainda em processo de

industrialização, com grandes populações (abrigam 42% da população

mundial) e parte delas com consumos abaixo da média, têm

consequentemente, forte potencial de crescimento do consumo.

Ao se observar o índice Reservas/Consumo dos países mais ricos,

fica evidente o grau de dependência desses países em relação ao petróleo

importado. Os EUA, por exemplo, poderiam se abastecer com suas próprias

reservas por tão somente 4,4 anos. A Itália tem reservas para apenas cerca

de um ano e a França e a Alemanha apresentam reservas insuficientes

mesmo para um ano de consumo. Enquanto isso, o Japão não possui

ocorrência de petróleo em seu território.

O Gráfico 2.3 mostra a razão entre o volume de reservas e o consumo

GráficozyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA2.3 - Reservas vs Consumo (1996)

Reservas vs ConsumozyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

100 90 80 'iii' 70 g 60 ..!.so o Do 40 ~ 30 •....20 10 o

o Cf) _l!

c

C

o

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:::;: I!!

.n

(*) Critério SPE e (**) Critério Petrobrás

o

o critério da Petrobrás - mais conservador que o padrão adotado

internacionalmente - possui horizonte de exaustão de suas jazidas de óleo de

9,4 anos. Todavia, ao adotar os padrões de cálculo utilizados por entidades

internacionais, como os da "Society of Petroleum Engineering" (SPE), esse

horizonte se eleva para 13,2 anos, prazo mais próximo àquele (15 anos),

considerado estratégico para a segurança do abastecimento interno.

Ao se analisar a matriz do comércio exterior de óleo alguns aspectos

relevantes podem ser observados:

(i) Os grandes consumidores mundiais de óleo, excluindo-se China e

Ex-URSS são grandes importadores. Os EUA, Europa Ocidental e Japão

são responsáveis por 64% das importações mundiais;

(ii) Os EUA importam 56% de seu consumo de óleo; a Europa Ocidental

importa cerca de 70% e o Japão 100%;

(iii) A estratégia de importação desses três blocos de grandes

consumidores pode ser definida por uma atuação político-regional: os

EUA têm como fonte de sustentação de suas compras de óleo o eixo

das Américas (56% - Canadá, México e Venezuela basicamente); a

região de abastecimento da Europa Ocidental abrange o Oriente

Médio (37%) e África (32%), áreas de antigas colônias européias; já o

Japão é dependente do suprimento do Oriente Médio (74%).

O Gráfico 2.4 apresenta os países que mais importam petróleo no

mundo.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

GrãficozyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

2.4 -

Maiores mportadores

'Gt 2500 ~

••

!2000

s

li

;: 1500

f

í

"'

.3

!

8.

~

_o

Europa Ocidental USA Japao Resto do Mundo Total

Fonte: BP Statistical Review ofWortd Energy -1997

2.2.

No Brasil, o petróleo foi descoberto em 1939, na localidade de Lobato,

Bahia. Um ano antes já havia sido criado o Conselho Nacional de Petróleo

(CNP) e decretada a propriedade estatal das jazidas de petróleo e do parque

de refino. Contudo, a consolidação só viria na década de 50, com a

participação ativa de todas as correntes de opinião pública na campanha de

Em outubro de 1953, a Petrobrás10 era criada para executar as

atividades do setor petrolífero no Brasil. Ao longo de quatro décadas,

tornou-se líder em distribuição de derivados no país, colocando-tornou-se entre as vinte

maiores empresas petrolíferas na avaliação internacional e detentora da

tecnologia mais avançada do mundo para a produção de petróleo em águas

profundas, tendo sido premiada, em 1992, pela "Offshore Technology

Conference" (OTC). Em 1997, a Petrobrás ingressou no seleto grupo de 16

países que produz mais de 1 milhão de barris de óleo por dia.

As principais reservas e a produção de petróleo no país estão

divididas nas seguintes localidades: bacias do Solimões, Campos, Santos,

Espírito Santo, Recôncavo Baiano, Sergipe/Alagoas, e Ceará/Rio Grande do

Norte". Dentre essas podemos destacar a bacia de Campos, localizada no

estado do Rio de Janeiro, sendo a maior província petrolífera do país. Ocupa

uma área de cerca de 100 mil kmzyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA2 que se encontra a uma distância de 60 a 130 km da costa, com uma lâmina d'água que varia de 80 até mais de 1.600

metros de profundidade.

Os primeiros trabalhos na Bacia de Campos começaram em 1967,

quando a Petrobrás fez o levantamento sísmico na área. As primeiras

perfurações ocorreram em 1971. A descoberta inicial, campo de Garoupa,

ocorreu em 1974 e, rapidamente, a Bacia de Campos se transformou na

mais importante província petrolífera do País. Em seguida foram descobertos

os campos de Namorado, Enchova, Bonito, Cherne, Pampo e Badejo, dentre

os mais significativos. Em 1977 iniciou-se a produção do campo de Enchova,

através de um sistema de produção antecipada. As primeiras descobertas

em águas profundas ocorreram em 1984, com a identificação do campo de

10O Anexo 0.1 possui um resumo das operações da Petrobrás.

Marimbá, seguido dos campos gigantes de Albacora e Marlim e, mais

recentemente, o campo de Barracuda.

As reservas provadas de petróleo no Brasil apresentaram taxas

médias de crescimento de 8,4% a.a. no período de 1980 a 1994. Para o

Estado do Rio de Janeiro, este crescimento foi de 12,9% a.a., resultando em

um aumento significativo da participação fluminense no total das reservas

brasileiras de petróleo, que de 46,3% em 1980 alcançou 80,4% em 1994.

Computando-se também o volume de reservas prováveis e possíveis, em 31

de dezembro de 1994, as reservas encontradas na bacia de Campos

alcançaram 5,3 bilhões de barris, passando a contribuição estadual para

85% do total de reservas do País.

Em relação ao grau de desenvolvimento, 26% das reservas do país

estão desenvolvidas, 14% estão em desenvolvimento e 60% não estão

desenvolvidas. As maiores reservas em desenvolvimento localizam-se nos

campos de Marlim, Albacora, Barracuda, Carapeba, Pampo, Cherne, Corvina

e Bijupirá, todos na Bacia de Campos.

A produção brasileira de petróleo apresentou um crescimento

expressivo no período 1980/85, à taxa de 63,2% a.a., em virtude da

intensificação das atividades petrolíferas na Bacia de Campos. Com isso, sua

participação na produção nacional elevou-se de 16% em 1980 para 61% em

1985, alçando o estado do Rio de Janeiro ao posto de principal centro

produtor de petróleo do País.

A relação entre as reservas e a produção de petróleo (RlP), na bacia

a nível nacional é de cerca de 17 anoszyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA12. A bacia possui 33 campos produtores, além dos campos e áreas que ainda não entraram em produção,

como Barracuda, Marlim Leste, Caratinga, Guarajuba, Albacora Leste e a

área do poço RJS-409. Podemos destacar na área de produção, a existência

de 28 plataformas de produção de petróleo na Bacia de Campos e a recente

instalação da Plataforma PXVIII no campo de Marlim, a qual produzia 86 mil

barris por dia em meados de 1996, sendo a maior plataforma do gênero no

mundo.

o

realizados através de dois terminais marítimos: (i) o Terminal da Ilha d'Água,

localizado na Baía de Guanabara, que através de seu parque de

armazenamento e sua rede de oleodutos e gasodutos marítimos e terrestres

interliga a Refinaria Duque de Caxias (REDUC/RJ), a Refinaria Gabriel

Passos (REGAP/MG), a Estação de Cabiúnas (Macaé) e o Sistema de

Produção da Bacia de Campos; e (ii) o Terminal Marítimo da Baía da Ilha

Grande, localizado em Angra dos Reis, que abastece a REDUC e a REGAP

com petróleo importado.

Cumpre ainda mencionar o duto para transferência de derivados

excedentes da região de Betim para o Rio de Janeiro e o duto SP/RJ que

permite movimentar para o Rio de Janeiro, álcool e derivados excedentes da

região de São Paulo.

Há duas refinarias em operação para atender à demanda de produção

da Bacia de Campos: Manguinhos, do grupo privado Peixoto de Castro, e a

Refinaria Duque de Caxias (REDUC), da Petrobrás. Manguinhos começou a

operar em 1954, tendo hoje uma capacidade de processamento de 1.600

barris por dia. Em 1961, iniciou-se a operação da REDUC que, hoje, tem

12Fonte: Revista da Petrobrás N° 39.

uma capacidade de processamento de 36.400 barris por dia, o que

representa 14,8% da capacidade de refino instalada no País (246.600 barris

por dia). Uma parcela da carga processada nessas refinarias é proveniente

do exterior, tendo representado 50% do total refinado em 1994, contra 99%

do total em 1980.

Destacam-se no parque de refino da REDUC, além da Unidade de

Destilação, os dois Conjuntos de Lubrificantes e Parafinas que, com

capacidade de produção de 665.000 litros por ano de lubrificantes e 33.000

toneladas por ano de parafinas, atendendo à demanda de lubrificantes

básicos das regiões sudeste e sul do País. A REDUC dispõe também de uma

Unidade de Craqueamento Catalítico (converte óleos destilados pesados em

frações leves de maior valor comercial, tais como gás liqüefeito de petróleo e

nafta de alto índice de octanagem), uma Unidade de Reforma Catalítica

(produz a partir de naftas pesadas de baixa qualidade, gasolina de alto poder

antidetonante de elevado teor de aromáticos) e, ainda, de unidades especiais

para a produção de propeno, de tratamento de querosene de aviação e de

reforma para obtenção de gasolina com alta octanagem.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

o

à

do país para aumentar suas reservas, vem reforçando a segurança de seu

suprimento com uma política de diversificação de fontes de suprimento.

Enquanto que em 1980, 83% das importações provinham do Oriente Médio,

em 1996 esse número caiu para 46%. Isso foi possível pelo aumento

expressivo das compras de óleo da Argentina, Venezuela e Nigéria.

O Brasil, apesar de suas reservas provadas serem, no contexto

mundial, modestas (0,7 bilhão de toneladas), o país, por ter uma matriz

energética diversificada e não tão dependente do petróleo, encontra-se em

sua principal fonte. Outro aspecto que diferencia a situação do Brasil em

relaçãozyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

à

bilhões de toneladas ou 1 trilhão de barris, o Brasil no mesmo período fez

crescer suas reservas em 72%. Esse crescimento foi resultado dos pesados

investimentos realizados pela Petrobrás, que atingiram a média de US$ 2

bilhões anuais de 1980 a 1996.

Até a década de 80, o Brasil não detinha grandes reservas de óleo.

Em 1975, a dependência de óleo importado era de 79,8% (importação =

692.000 barris por dia). Atualmente, importam-se 703.000 barris por dia, ou

seja, 46,5% do óleo consumido. O esforço para diminuir o grau de

dependência de importações, motivado pela elevação do preço do petróleo

após os choques de 1973 e 1979, produziu resultados com as descobertas,

pela Petrobrás, de petróleo no mar e o desenvolvimento tecnológico nacional

para a exploração em águas profundas, que transformou definitivamente o

panorama da produção de petróleo no País.

2.3.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAPrincipais Características dos Reservatórios de Petróleo

O petróleo, em estado natural, é uma mistura complexa de

hidrocarbonetos, que abrange desde um gás leve, como o metano, até

sólidos, como o asfalto. Os derivados de petróleo, obtidos através de

processos de refino do óleo cru, dividem-se em 4 grupos principais:

(i) Gases - destaque para o GLP (gás liqüefeito de petróleo), além do

etano, propano, e butano;

(ii) Leves - inclui a gasolina, que é predominante, nafta, hexano, benzeno,

tolueno e solventes;

(iii) Médios - destaque para o óleo diesel, seguido do querosene

iluminante e querosene de aviação;

(iv) Pesados - inclui os óleos combustíveis, que são predominantes,

asfaltos, óleos lubrificantes, parafinas, enxofre e coque.

Genericamente, a teoria aceita é de que o óleo cru é o resíduo de lixo

orgânico, principalmente plânctons marítimos microscópicos e plantas

terrestres que acumularam-se no fundo dos oceanos, lagos e áreas

costeiras. Durante milhões de anos, esta matéria orgânica, rica em átomos

de carbono e hidrogênio, foi soterrada por sucessivas camadas de

sedimentos. A pressão e o calor "cozinharam" esta matéria orgânica,

convertendo-as em hidrocarbonetos: óleo e gás natural. Quando a

temperatura alcança 150°F, os átomos de carbono e hidrogênio

combinam-se e formam grandes cadeias de moléculas de hidrocarbonetos. O processo

de conversão alcança o seu máximo quando a temperatura está entre 225°F

e 350°F. Acima destas temperaturas, as cadeias se quebram em moléculas

menores, mais leves, como o gás metano. Entretanto, quando as

temperaturas chegam acima de 500 °F, a matéria orgânica é carbonizada,

não servindo mais como recurso comerciável.

No processo de formação de petróleo, pequenas quantidades de óleo

líquido fluiram através de pequenos poros e fraturas nas rochas até ficarem

impregnadas em rochas permeáveis, selado por rochas na parte superior e

água do mar na parte inferior. Para que um reservatório seja produtivo, este

deve ser suficientemente grande e poroso para conter um volume apreciável

de hidrocarbonetos. Além disso, o reservatório deve ser suficientemente

permeável para que a extração possa ser feita de maneira satisfatória.

Quanto maior a permeabilidade, mais facilmente o petróleo poderá fluir para

Portanto, a extração deste material do fundo da terra, nas áreas

marítimas e costeiras, não é uma tarefa simples. Até que ocorra efetivamente

a produção de óleo, a empresa que possui a concessão de exploração de

petróleo deve passar por duas etapas intermediárias: exploração e

desenvolvimento.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

2.3.1.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAEstágio de Exploração

A etapa de exploração envolve sísmica, perfuração, sondagem e

vários outros testes para a obtenção de informações a respeito da

quantidade de hidrocarbonetos existentes na área, o tamanho do

reservatório e dos custos de extração. O objetivo mais importante da fase de

exploração é a caracterização do reservatório, obtendo-se o volume de óleo

e gás existentes no seu interior.

Durante a fase de exploração são feitos levantamentos geofísicos e

geoquímicos pois é sabido que fatores geológicos controlam a acumulação

de gás e óleo. As áreas estudadas durante este estágio são analisadas

através de mapas da superfície, magnetismo, gravidade, e especialmente

vibrações sísmicas. Instrumentos bastante sensíveis são utilizados para

medir variações físicas relacionadas às condições abaixo da superfície. A

combinação das técnicas de geologia e geofísica garantem, praticamente, o

sucesso de perfurar um local onde há hidrocarbonetos. Em geral, as

pesquisas de camposZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAo t t s n o r e " são feitas utilizando-se barcos, dos quais

são geradas ondas sonoras. Após serem refletidas pelas formações

submersas, o eco é gravado para posterior análise. Os estudos realizados

possuem 3 objetivos principais:

13 Um campo de petróleo ou gás natural é uma área produtora formada a partir de um reservatório contínuo ou de mais de um reservatório.

(i) levantamento do tamanho do reservatório (para isso são utilizadas as

técnicas de sísmica e análise de testemunho);

(ii) obtenção das propriedades das rochas (os métodos usados incluem

perfilagem, análise de laboratório e análise de testemunho);

(iii) definição das propriedades dos fluidos (é utilizada a análise de PVT,

propriedades de pressão, volume e temperatura do reservatório).

Após os estudos geólogicos e geofísicos, a incerteza quanto ao

insucesso de perfurar-se um local onde não exista hidrocarbonetos é

bastante reduzida. Nesse momento começa a fase de estudos geoquímicos.

Um levantamento geoquímico consegue obter diretamente indicações de

acumulação de petróleo numa certa região. Neste momento é feita a coleta

de material existente abaixo da superfície, através de sondagens. O material

é analisado e avaliado através de computadores. Argumenta-se que cada

tipo de óleo possui a sua "impressão digital", a qual reflete a sua

comoosiçao. As regiões que possuem grandes quantidades de

hidrocarbonetos possuem "impressões digitais" diferentes das áreas que não

possuem. Portanto, de acordo com a análise do solo e da composição do

petróleo, sabe-se que o local possui ou não um grande reservatório,

comparando-se as amostras com as formações geológicas conhecidas

previamente. A informação extraída é usada para o desenvolvimento do

modelo geológico da região. O último passo da fase de exploração é a

perfuração. Caso os dados analisados indiquem uma boa possibilidade de

existência de petróleo na região estudada, um ou mais poços exploratórios

são perfurados. Mais informações são coletadas a respeito das condições de

pressão, temperatura, qualidade do óleo, e a sinergia dos dados de todas as

áreas de especialização, resultará em uma previsão bastante acertada

Os equipamentos utilizados nessa fase são móveis, servindo para o

uso em posteriores explorações. Na Figura 2.1 são mostradas alguns tipos

de cabeça de sonda utilizados para perfurar as camadas de solo.

Figura 2.1 - Broca de Sonda de Perfuração

Fonte: Christensen do BrasilzyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA14

Se a fase de exploração apresentar-se favorável passa-se para a

etapa de desenvolvimento, o segundo estágio dentro da cadeia produtiva.

2.3.2. Estãgio de Desenvolvimento

Nesta fase a empresa deve instalar os equipamentos necessários

para a produção de óleo, construindo plataformas e poços produtores.

Durante o período de desenvolvimento, a incerteza em relação à quantidade

de hidrocarbonetos existentes no reservatório é menor do que na fase de

exploração. Nesta fase o reservatório já está mapeado, após alguns poços

exploratórios terem sido perfurados, e a vazão e a quantidade dos

hidrocarbonetos já são mais bem conhecidas do que na etapa inicial. Porém

só haverá total certeza em relação ao potencial do reservatório quando a

produção for efetuada.

Conforme as pesquisas em águas mais profundas tornaram-se mais

usuais, e conseqüentemente os ambientes ficaram mais hostis para

trabalhar, os custos cresceram rapidamente. Para que o desenvolvimento de

um reservatório seja concretizado, as receitas futuras devem superar os

custos de perfuração e desenvolvimento, produção e transporte do óleo e

gás. Para ganhar escala, as reservas comerciais são cada vez maiores.

Porém nos últimos anos, devido aos avanços tecnológicos, os reservatórios

menores tornaram-se viáveis economicamente.

Ao contrário da etapa de exploração na qual usam-se torres de

perfuração móveis, nesta fase as plataformas produtoras e injetoras são

fixadas nos locais estratégicos, previamente estabelecidos durante a fase de

análise e testes, para que se consiga a máxima produção possível. Esta

tendência tem mudado nos últimos anos. A produção no fundo do mar é

viável através de "plataformas móveis,,15com custos menores frente aos

custos de plataformas fixas.

A Figura 2.2 apresenta os vários tipos de plataformas de produçãowvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

offshore existentes.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

14Figura tirada do site da empresa na internet: www.christensen.com.br.

15 Uma das tecnologias mais utilizadas é conhecida como FPSO (Floating, Production,

FigurazyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA2.2 -zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBATipos de Plataformas Existentes

Fonte: www.oil-exploration.com16

Após esta etapa a reserva passa a ser considerada umawvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAreserva

desenvolvida e apta

à

2.3.3. Estágio de Produção

Durante este estágio é preciso que sejam feitos trabalhos de

manutenção nos equipamentos, cuidar para que o fluxo de hidrocarbonetos

não pare durante o processo, evitar a entrada de água nos equipamentos

destinados ao óleo e ao gás. A água deve ser separada enquanto o óleo e o

gás devem ser tratados, medidos, e testados antes de serem transportados.

Portanto, a fase de produção pode ser resumida pela seguinte combinação

de operações:

(i) trazer os fluidos para a superfície;

16Site da empresa Santa Fé na Internet: www.sfdrill.com.

(ii) fazer o que for necessário para o poço permanecer em produção;

(iii) usar os fluidos para uma série de processos tais como purificação,

mensuração, e testes.

Na Figura 2.3 são apresentadas os vários tipos de plataformas de

produção usadas nesta fase, além das técnicas de produção submarinaszyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA17.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

Figura 2.3 - Exemplo de Plataformas de Produção

Fonte: IKU Sintef Group18

Estima-se que apenas 30% do petróleo existente seja extraído e o

restante fique debaixo da terra se forem usadas apenas as forças naturais

para a extração de hidrocarbonetos19. A engenharia de reservatórios tem

como objetivo aumentar a recuperação de óleo e gás e caso as técnicas de

injeção sejam aplicadas corretamente é conseguida uma produção de 50 a

60% do óleo existente no reservatório.

17 No Anexo E.1 apresenta-se torres para extraçãowvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAonshore e plataformas de produção

offshore.

2.4. Engenharia de Reservatórios

No início dos estudos de reservatórios de petróleo, as pessoas não

conheciam bem como estes comportavam-se e as forças que os

governavam. Quando os reservatórios, tais como balões inflados, perdiam a

sua pressão rapidamente, em alguns casos em dias ou até algumas horas,

causavam-se muito espanto e surpresa nos homens envolvidos com a

atividade.

Reservatórios de petróleo são muito complexos e singulares. Cada

caso deve ser estudado separadamente e cada um possui uma

particularidade diferente. Todo reservatório possui três tipos de fluido - óleo,

gás e água - e em cada caso existe uma relação íntima entre os três. As

características da rocha, a temperatura, a viscosidade dos fluidos, a pressão

e até mesmo a forma do reservatório são fatores que influenciam

profundamente no comportamento dos fluidos e indicam ou não a viabilidade

de desenvolvimento e exploração do mesmo. Em muitos casos, reservatórios

podem não ser economicamente viáveis, apesar de possuirem quantidades

bastante significativas de óleo e gás.

Os primeiros trabalhos nessa área preocupavam-se na determinação

das propriedades básicas das rochas e fluidos dos reservatórios, e a maneira

pela qual se poderia ter a máxima extração destes. Como o comportamento

dos reservatórios é muito complicado, as maiores descobertas foram feitas

nos últimos anos com o avanço dos computadores. Os modelos

computacionais tornaram-se a ferramenta básica para a gerência de

reservatórios de petróleo.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

19Fundamentais of the Petroleum Industry (1984).

Tipicamente, num reservatório de petróleo, o gás mais leve consegue fluir pelos poros das rochas formando uma cobertura de gás sobre o óleo (cobertura de gás). Quando uma sonda penetra no reservatório, a menor pressão dentro da sonda faz com que o óleo flua pelo poço e em seguida chegue à superfície. Conforme a continuidade da produção, a pressão diminui e necessita-se de alternativas para a extração dos hidrocarbonetos.

O material que chegazyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

à

As quatro forças existentes em um reservatório são a solução de gás, a cobertura de gás, água abaixo do óleo e a gravidade. Quase sempre estes fluidos misturam-se e na configuração do reservatório a interação entre estes muda ao longo da vida. A solução de gás é o gás dissolvido que existe junto ao óleo cru que cria a pressão que ajudará a empurrar o óleo para o poço produtor e a cobertura de gás é o gás não dissolvido que existe acima do óleo.

Consegue-se uma recuperação muito maior na extração de óleo quando utilizadas técnicas consagradas nos estudos dos reservatórios. Pode-se citar: injeção de água, injeção de gás, produtos químicos, injeção de vapor, e aumento de temperatura. Uma breve explanação das duas técnicas mais usadas, a injeção de água e de gás, será feita a seguir.

existente. Devido a esse procedimento, a pressão abaixo do óleo aumenta e

o empurra para cima, fazendo com que este flua para os poços produtores.

A Figura 2.4 mostra como é utilizada, na prática, a técnica de injeção

de água.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

Figura 2.4 -Técnica de Injeção de Água

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Fonte: WNW.emeagwali.com/oiLdrilling.html

A injeção de gás é o outro método bastante utilizado para a maior

recuperação de óleo existente nos reservatórios. Através de poços injetores

de gás, nos quais existem compressores para empurrar a cobertura de gás

para baixo, aumenta-se a pressão existente sobre o óleo. Como a pressão

existente no reservatório é maior do que nos poços produtores, quando o gás

empurra o óleo para baixo, isto faz com que o óleo entre nas estações

produtoras e flua para a superfície.

A Figura 2.5 mostra como é utilizada na prática a técnica de injeção de

gás.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

Figura 2.5 -Técnica de Injeção de GáswvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

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Fonte: www.emeagwali.com/oiLdrilling.html

Ao contrário do que possa se pensar, a injeção de água pode ser mais

cara do que a injeção de gás. A inserção da água é feita a grandes

profundidades, o que acarreta maiores gastos operacionais com energia e

manutenção. Porém, a injeção de gás exige que sejam colocados

compressores extras para que a pressão acima do óleo seja maior do que a

de baixo, acarretando custos de desenvolvimento maiores. Uma análise

econômico-financeira deve somar-se ao estudo técnico do reservatório para

se saber qual a melhor alternativa para cada caso.

Existem vários outros métodos além de injeção de água e gás. Em

(i) aumentar pressão do reservatório;

(ii) aumentar temperatura do reservatório para diminuir viscosidade e aumentar o fluxo de óleo;

(iii) facilitar o fluxo de óleo em relação às duas outras fases (água e gás).zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

2.5.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAModelo de Contratos de Concessão no Brasil

Os contratos de concessão do setor de petróleo no Brasil são definidos pela Lei N° 9.478 de 6 de agosto de 1997 que dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo e instituiu o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo (ANP). A lei é complementada pelo Decreto N° 2.705 de 3 de agosto de 1998 que define os critérios para cálculo das participações governamentais aplicáveis às atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural.

A lei determina que todos os direitos de exploração e produção'? de petróleo pertencem à União, cabendo a administração à ANP. A Petrobrás transferirá para a ANP todas as informações e dados de que dispuser sobre as bacias sedimentares brasileiras.

A concessão implica, para o concessionário, a obrigação de explorar, produzir petróleo ou gás natural, conferindo-lhe a propriedade desses bens, após extraídos, com os encargos relativos ao pagamento dos tributos e das participações contratuais correspondentes. Os contratos de concessão deverão refletir fielmente as condições do edital e da proposta vencedora e

20 De acordo com o artigo 24, parágrafo 2°, da lei, a fase de produção engloba a etapa de desenvolvimento.

terão como cláusulas essenciais: a definição da área de concessão, o prazo de duração das fases de exploração e produção, o programa de trabalho e o volume de investimentos previsto.

As participações governamentais previstas são: bônus de assinatura,wvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

roya/ties, participação especial e pagamento pela ocupação ou retenção da área. Os roya/ties serão pagos mensalmente a partir da data de início da produção comercial de cada campo e corresponderão a 10% da produção de petróleo e gás natural. Os prazos para exploração e produção dos campos ainda estão em discussão pois no contexto internacional demora-se mais do

que os 3 anos estabelecidos a princípio pela lei.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

2.6.zyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBAConclusão

As questões operacionais relacionadas à indústria do petróleo apresentam uma grande flexibilidade para os gestores da área. Uma grande variedade de opções estão embutidas dentro da cadeia produtiva do setor e portanto, deve-se estar atento aos novos acontecimentos a fim de se tomar as melhores decisões para a empresa.

As 3 fases descritas anteriormente (exploração, desenvolvimento e produção) são conhecidas como upstream enquanto que as etapas de transporte, refino e distribuição são chamadas de downstream. Não serão comentadas as fases relacionadas ao downstream da cadeia produtiva de petróleo para que não se perca o foco do trabalho.

produtiva e a avaliação das reservas envolve a análise do fluxo de caixa

deste processo multiestágio.

CAPíTULO 111

3. Opções Reais: Revisão Bibliográfica

Uma das áreas da teoria financeira que mais está sendo pesquisada é

a de avaliação de opções (OV). Após a origem desta teoria a partir dos

trabalhos pioneiros de Black e Scholes (1973) e Merton (1973), muitos

artigos têm usado esta metodologia para análise do valor de ativos com

características como as daszyxwvutsrqponmlkjihgfedcbaZYXWVUTSRQPONMLKJIHGFEDCBA

opções".

possuem características de opções, os quais sugerem que uma análise

usando-se a teoria OV deve ser utilizada em tais casos.

Este capítulo é dividido em 6 seções. Na Seção 3.1 discutimos o

modelo tradicional de avaliação de orçamento de capital. A Seção 3.2

apresenta a característica principal de uma opção. Na Seção 3.3 fazemos a

analogia entre os projetos de investimento e a teoria de avaliação de opções

para entender a sua aplicação. Durante a Seção 3.4 colcocamos as

considerações feitas pelos autores que estudam o assunto. Na Seção 3.5

apresentamos o desenvolvimento da teoria de opções reais e na seção final

são comentados os seus tipos existentes.

3.1 O Modelo Tradicional (VPL)

o

relacionados ao projeto descontando-se a uma taxa relacionada ao risco do

projeto22. Para a aplicação desta técnica parte-se de duas suposições:

21 Para uma pesquisa abrangente da literatura pioneira do tema, recomenda-se consultar o

trabalho de Smith (1976).

22A taxa de desconto é calculada usando-se o modelo de precificação de ativos (CAPM),