Índice
1. Custos e Receitas de uma planta GTL
2. O modelo de análise econômico-financeira utilizado
3. Resultados
4. Análise de Sensibilidade 5. Análise de Risco via Método
Monte-Carlo 6. Conclusões
7. Referências bibliográficas
Introdução
A tecnologia de conversão do gás na-tural em líquido tem uma longa história, que se inicia na década de 1920, quando os cientistas alemães Franz Fischer e Hans Tropsch introduziram o processo de conversão do gás de síntese, produzido a partir do carvão, em combustíveis líquidos. A partir desse desenvolvimento inicial, a tecnologia foi utilizada em escala comer-cial na Alemanha, durante a Segunda Gran-de Guerra; nos Estados Unidos, na década de 1950; e na África do Sul, a partir da década de 1950. Em todos esses casos, a solução tecnológica atendeu a critérios
Resumo:
O artigo apresenta os resultados de um modelo de avaliação econômica aplicado a projetos GTL. Tomaram-se como base as informações disponíveis sobre as variáveis chave para os projetos GTL, tais como: custos de
investimento, custos operacionais, eficiência de conversão, possíveis linhas de produtos (diesel, nafta e especialidades), preços do gás e dos produtos obtidos. A partir da análise da viabilidade econômica de projetos de plantas GTL hipotéticas, foram realizadas simulações do fluxo de caixa destas plantas, usando-se a técnica de Monte-Carlo. A partir destas simulações foi possível calcular a probabilidade de viabilidade dos projetos analisados. Para uma planta de 10.000 barris, usando-se uma distribuição de probabilidade triangu-lar para as variáveis custo de investimento, preço e composição dos produtos, preço e quantidade consumida de gás natural, a probabilidade de se obter um valor presente líquido positivo foi de 59%. Para escalas de 20.000 e 40.000 barris a probabilidade de viabilidade ficou em 80% e 93%, respectivamente. Constatou-se assim que a viabilidade econômica das plantas GTL é muito sensível à escala de produção. Esta análise de sensibilidade foi estendida às demais variáveis consideradas, permitindo uma avaliação das variáveis críticas para as plantas GTL.
estratégicos, relacionados à segurança do abastecimento de combustíveis, nos quais as considerações sobre a competitividade econômica em relação às tecnologias tradicionais de produção de combustíveis estavam ausentes.
A partir da década de 1980, a tecnologia de conversão química de gás natural em combustíveis líquidos vem atraindo um interesse crescente dos agentes da indústria de petróleo e gás. Este interesse é alimen-tado pela crescente disponibilidade de re-servas de gás natural que não são aproveitáveis com a utilização de tecnologias tradicionais de transporte (gasodutos e gás natural liquefeito). Às
reservas irrecuperáveis soma-se o desenvolvimento de nichos de mercado para combustíveis sintéticos, em função da legislação ambiental, o que impulsionou a renovação do interesse das empresas por essa tecnologia. Cabe mencionar ainda que o processo de liberalização da indústria do gás natural e da eletricidade, nos principais mercados mundiais, levou a um aumento da volatilidade nos preços do gás, dificultando sua venda em contratos de longo prazo e, por conseqüência, crian-do obstáculos importantes para o financiamento de grandes projetos de gasodutos e de GNL.
Viabilidade das Plantas GTL:
Uma Análise de Sensibilidades das
Variáveis Determinantes
Trabajo destacado en el IV LACGEC - Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, realizado en Río de Janeiro, Brasil, del 26 al 28 de abril de 2004. Edmar Fagundes de Almeida; José Bomtempo; Ronaldo Bicalho / UFRJ, Brasil edmar@ie.ufrj.br vitor@eq.ufrj.br bicalho@ie.ufrj.br
Dessa forma, a tecnologia GTL repre-senta uma opção para se monetizar reser-vas de gás sem a necessidade de negociações contratuais difíceis e complexas. A idéia é produzir combustíveis que poderiam ser comercializados no mer-cado internacional já estabelecido. Atualmente, o único obstáculo para viabilizar esta estratégia é a viabilidade econômica das plantas GTL. Este artigo apresenta o resultado de um modelo de avaliação econômica de projetos GTL, construído com base em informações disponíveis sobre as variáveis chave para os projetos, tais como: custos de investimento, custos operacionais, eficiência de conversão, possíveis linhas de produtos (diesel, nafta, e especialidades), preços do gás e dos produtos obtidos. A primeira seção do artigo apresenta e analisa as principais variáveis utilizadas na análise econômica de plantas GTL. Na segunda seção, apresenta-se o modelo de análise econômico-financeira desenvolvido. Na terceira seção, discutemse os principais resultados obtidos, destacando as variáveis que apresentam maior impacto para a economicidade destas plantas. A análise de sensibilidade dos projetos GTL em relação às variáveis críticas é estudada na seção quatro. Na seção cinco, servindo-se da simulação de Monte-Carlo, avalia-se o risco dos projetos GTL. As conclusões do trabalho encontram-se na seção seis.
1. Custos e Receitas
de uma planta GTL
O custo de produção de combustíveis sintéticos vem se reduzindo significativamente com os desenvolvimentos do processo ocorridos nos últimos anos. Várias empresas têm anunciado custos de produção em torno de 20-25 dólares por barril. Segundo Moncrielt et al. (1998), os custos totais do diesel produzido por uma planta GTL se distribuem tipicamente da seguinte for-ma: Custo de investimento na planta de produção do gás de síntese: 33%; Custo de investimento na fase de
conversão de gás de síntese: 18% Custo de operação e manutenção: 23% aquisição da matéria-prima (gás
natu-ral): 21%
Esta divisão de custos pode obviamen-te variar em função de aspectos obviamen- tecnológi-cos (escala e tipo de tecnologia de conversão adotada) ou de localização da planta. Entretanto, pode ser tomada uma boa indicação da divisão dos custos numa planta GTL.
1.1.Custos de
investimento
Do ponto de vista da análise econômica de projetos, o custo de construção de uma planta não se resume apenas aos custos dos equipamentos e da construção. Estes dois tipos de custos de investimento estão, em geral, embutidos no custo do contrato com a empresa de serviços EPC Engineering, Procurement and Construction. Entretanto, o tempo de construção da planta pode afetar sobremaneira o fluxo de caixa do projeto. De acordo com a empresa de engenharia Black & Veatch, o tempo de construção de uma planta GTL varia entre 38 a 48 meses, dependendo da escala da planta. Assim, tendo em vista que a fase de construção da planta pode levar até 4 anos, os custos financeiros associados à imobilização do capital e ao financiamento nesta fase são expressivos.
É importante salientar ainda que os custos OSBL (outside batery limits) são muito importantes.
Estes custos incluem investimentos na unidade de processamento de gás natural (UPGN), planta de produção de eletricidade, planta de tratamento de água, sistema de resfriamento de água e sistema de estocagem de produtos. Os investimentos em ativos OSBL podem chegar a 30% do custo de investimento total de uma planta GTL. Assim, dependendo da localização da planta, seus custos de investimentos podem variar muito. Se a mesma for localizada junto a plantas GNL ou refinarias, poderá compartilhar os ativos OSBL, reduzindo significativamente os custos de investimento.
Tendo em vista a fase incipiente do desenvolvimento da tecnologia GTL, não existem dados de custo de investimento que possam ser considerados inequívocos. Os custos de investimento das plantas GTL
construídas no início dos anos 1990 (Shell e Mossgas) situam-se em patamares muito superiores à média dos custos anunciados para os projetos atuais. Enquanto as plan-tas da Shell e Mossgas tiveram um custo por barril de capacidade da ordem de US$ 40 dólares, empresas proprietárias de tecnologias GTL têm anunciado atualmente custos entre 25 e 30 dólares por barril.
Em recente publicação (Agee, 2002), a Syntroleum, por exemplo, anunciou que seu processo tem um custo de operação e manutenção de US$ 4 por barril e um custo de investimento de apenas US$ 20,00 por barril de capacidade.
Tendo em vista que não existem plan-tas em operação que tenham sido construídas com este nível de custos, é importante levar em consideração o risco tecnológico envolvido na obtenção dos mesmos.
Dada a falta de experiência de empre-sas de EPC com a tecnologia, quase sempre as propostas destas empresas embutem um risco tecnológico que resulta num nível de custos muito mais elevado do que aqueles anunciados pelos licenciadores de tecnologia.
Apesar de os reatores Fisher-Tropsch não ainda terem passado por um processo completo de scaleup1, as economias de
escala são significativas nas plantas GTL. Segundo Oukaci (2002), os trens de produção de gás de síntese possuem uma escala máxima relativamente pequena, com uma produção apenas suficiente para uma planta de 10.000 barris/dia. Assim, para se atingir uma planta de maior tamanho, é necessário investir em vários trens de produção de gás de síntese. Segundo Hill (1998), um dos principais fatores que contribuem para a limitação do tamanho máximo dos trens de produção de gás de síntese são as plantas de produção de oxigênio. Esta tecnologia não foi adaptada às grandes escalas das plantas de produção de gás de síntese.
Godley et al. (1998) estimam que o custo de capital de uma planta de 50 mil barris/dia é aproximadamente 70% do custo de uma planta de 15 mil barris/dia. A empresa Black&Veatch estimou uma função de escala para as plantas GTL, a partir de 13 projetos já construídos (na
1 As unidades produção de gás de síntese e os reatores FT possuem uma escala máxima por trem relativamente reduzida, o que deixa um potencial, em termos de economias de escala, a ser explorado para plantas de grande capacidade, acima de 50.000 b/d.
maioria, plantas piloto). Esta função (r²=0,967) é dada pela expressão:
Y=1.33 X0,622
Onde, Y é o investimento em US$ milhões e X é a capacidade em barris/dia. A expressão acima sugere uma economia de escala típica de plantas petroquímicas. Pode-se observar a partir dos valores ilustrativos da tabela 1, calcu-lados para diversas capacidades, que, cada vez que a capacidade dobra, o investimento cresce cerca de 50% apenas. Entretanto, limitações de ordem mecânica e de engenharia química não permitem ainda que esse potencial seja concretizado.
1.2 Custos
operacionais
Os custos operacionais totais refletem os custos com a aquisição da matéria pri-ma (gás natural) e os custos de operação e manutenção - O&M. Em recente estudo, o Departamento de Energia dos EUA (World LNG/GTL, 2003) estimou os custos de O&M em 5 dólares por barril. Este mesmo valor é apontado por ICGTI (2001). Segundo Henri de Wet (2002)2, diretor da PetroSA,
antiga Mossgas, os custos de operação e manutenção da planta sul-africana situam-se em torno de 4,8 dólares por barril. A meta da empresa é atingir um custo por volta de 3 dólares por barril até 2005, almejando uma redução de cerca de 35% nos custos operacionais. É importante fri-sar que a planta de GTL da PetroSA é uma
planta híbrida. Esta planta também possui unidades convencionais de refino, podendo assim diluir seus custos mais facilmente.
1.3 Custo do GN
O consumo de gás natural para uma dada capacidade de produção dependerá da eficiência energética da planta. Quanto maior esta eficiência, menor será o consu-mo de gás natural, para se produzir uma dada quantidade de combustível sintético. Atualmente, a eficiência média das tecnologias disponíveis é da ordem de 60%. A este nível de eficiência, estima-se um consumo médio de 270 m³ por barril de combustível produzido.
Obviamente, este número pode variar muito com o tipo de gás natural utilizado. O estudo de Choi et al. (2001) pressupõe o consumo de 312 m³ de gás por barril produzido, utilizando-se uma tecnologia avançada de GTL (Oxidação parcial + reatores com leito de lama com catalisadores de cobalto). O maior consu-mo de GN neste processo se deveu à pior qualidade do gás natural que continha 13% de CO2 (trata-se de gás associado).
Em geral, as análises econômicas das plantas de GTL atribuem ao gás natural um custo entre $ 0,50 e $1,00 por milhão de Btu. Esta é a faixa de preços mínima para viabilizar o aproveitamento das reservas de gás. Ou seja, o preço que se aproxima do custo médio de produção. Entretanto, é importante ressaltar que a cada aumento de $ 0,50 por milhão de Btu no custo do gás natural, o custo total dos combustíveis
produzidos eleva-se de $ 4 a $ 5 dólares por barril.
1.4 Receitas
Potenciais de
Plantas GTL
As receitas das plantas GTL advêm prin-cipalmente da comercialização dos combustíveis líquidos sintéticos no merca-do internacional. Assim, a receita de uma planta GTL está diretamente ligada ao preço do petróleo no mercado internacional. A rigor, uma planta GTL pode produzir, dependendo da tecnologia adotada, todo tipo de hidrocarboneto líquido sintético. Atualmente, as plantas de GTL em operação produzem basicamente dois tipos de produto: diesel sintético (PetroSA) e espe-cialidades (lubrificantes, ceras especiais, solventes, fluidos para perfuração de pe-tróleo, produtos para usos alimentares, etc) na planta da Shell, na Malásia, que produz também nafta petroquímica. A comercialização de diesel apresenta como vantagem o fato de se dar num mercado global já inteiramente estruturado. O diesel sintético pode ser misturado ao diesel con-vencional e comercializado num mercado que hoje atinge aproximadamente 5 milhões de barris/dia.
O mercado de especialidades porém é muito reduzido em tamanho quando com-parado ao do diesel.
Em contrapartida, as margens são em geral muito superiores às do diesel. O preço da graxa, por exemplo, situa-se em torno de $440-$660 dólares por tonelada, o que corresponde a cerca de $11 a $16 dólares por MMBtu. Tendo em vista que o gás é comprado por um preço em geral inferior a 1 dólar por MMBtu, as margens são realmente muito compensadoras. Assim, havendo mercado potencial adequado, a produção de produtos especiais pode se apresentar como uma excelente opção.
Segundo Singleton (2002), as plantas GTL dedicadas para especialidades podem obter receitas entre 60 e 80 dólares o barril, dependendo da distribuição de produtos produzidos. As plantas dedica-das à produção de diesel sintético podem obter, em média, uma margem de 30% em relação ao preço do petróleo.
A produção de querosene de aviação poderia ser uma outra opção interessante. Duas barreiras devem ser consideradas para este mercado. Primeiramente, a queima de
Tabela 1
Estimativa do Custo de Investimento por Perfil de
Escala
Capacidade (barris/dia) Custo de investimento Custo por barril (milhões US$) (mil US$)
5.000 266 53,17 7.500 342 45,61 10.000 409 40,91 20.000 630 31,48 25.000 723 28,94 30.000 810 27,01 50.000 1.113 22,27 75.000 1.433 19,10 100.000 1.713 17,13
Fonte: elaboração própria, a partir de função de escala Black&Veatch
querosene de aviação não está submetida às restrições ambientais locais. O combustível sintético perde, portanto, um diferencial de qualidade importante que é a ausência de enxofre. Além disso, a comercialização deste novo tipo de combustível requereria um processo de certificação em relação às normas da IATA. Atualmente, ainda não é possível comer-cializar querosene de aviação de origem sintética.
Staigerwald (2002), estima que, no caso americano, o diesel GTL poderia ser misturado na proporção de até 6% ao diesel convencional. Um dos principais empecilhos ao aumento da proporção de diesel GTL é o grau API exigido para o diesel pelas normas americanas. O grau API do diesel sintético é maior que o do diesel convencional. Staigerwald estima também
que o prêmio potencial para o diesel GTL em relação ao diesel Ultra Low Sulphur produzido atualmente no mercado californiano situa-se em torno de 5 centa-vos de dólar por galão. Entretanto, o custo adicional do diesel Ultra Low Sulphur é estimado em aproximadamente 4 dólares por barril. Por outro lado, este diesel é comercializado a cerca de 4 dólares por barril a mais que o diesel produzido em outros estados. Desta forma, consideran-do-se o custo evitado da produção do Ultra Low Sulphur, existiria potencial-mente cerca de 8 dólares por barril para ser apropriado por produtores de diesel sinté-tico. Segundo Jean Bercy do IFP3, estudos
realizados por essa instituição chegaram à conclusão de que as refinarias na Europa estariam dispostas a pagar no máximo 15% para adquirir diesel limpo de modo
a acertar a composição do combustível para atender as exigências ambientais.
A tabela 2 apresenta uma consolidação das margens do óleo diesel e da nafta em relação ao preço do petróleo nos últimos 5 anos, assim como a margem média consi-derada para as especialidades e o prêmio médio considerado para o diesel GTL.
2. O modelo de
análise
econômico-financeira
utilizado
A partir da análise dos custos e receitas apresentada nas seções anteriores, buscou-se elaborar uma babuscou-se de dados técnico-econômicos que pudessem ser utilizados para a realização de um estudo de avaliação econômica para uma planta genérica de GTL.
Os dados da tabela 3 referem-se a uma planta GTL greenfield, construída num lo-cal não remoto.
Assim, os custos de investimento total incluem todas as utilidades diretamente ligadas à planta (geração elétrica e siste-mas de resfriamento a água, sistesiste-mas de estocagem), mas não inclui eventuais custos de transporte do GN (gasodutos) e de escoamento do produto (infra-estrutura portuária). Três plantas de escalas diferen-tes são propostas para análise: 10, 20 e 40 mil barris/dia.
Para cada planta, os dados técnicos e econômicos são apresentados numa faixa, que reflete, por um lado, os riscos tecnoló-gicos elevados e, por outro lado, as incertezas econômicas intrínsecas ao mer-cado de petróleo. Assim, é possível estabelecer cenários de avaliação otimistas e pessimistas a partir da experiência das plantas em operação e dos projetos propostos atualmente. A proposta apresentada pressupõe que a planta produza basicamente 3 tipos de produtos: diesel, nafta e especialidades. Como foi mostrado, as plantas atualmente em operação vêm buscando melhorar a rentabilidade, através da produção de es-pecialidades.
A partir desses dados, elaborou-se um fluxo de caixa do projeto considerando-se ainda as seguintes hipóteses: i) custos e receitas em dólares correntes americanos; ii) taxa de desconto de 10% ao ano; iii) por simplificação, sem alavancagem financeira.
Tabela 2
Produtos e margens de plantas GTL
Produto Margem média em relação Prêmio médio ao preço do petróleo considerado
Óleo diesel 28% 10%
Nafta 10%
Especialidades 60-80 dólares/barril
Fonte: elaboração própria.
Tabela 3
Principais Dados Técnico-Econômicos de Projetos GTL
para Avaliação Econômica
Planta Planta Planta 10.000 b/d 20.000 b/d 40.000 b/d
Tempo total de construção 38 42 48 Custo de investimento total US$ mil/barril por dia 30-40 25-35 22-30 Custo de operação e manutenção US$/barril 4-5 4-5 4-5 Consumo de gás natural (m³/barril) 260-280 260-280 260-280 Disponibilidade dias/ano 340 340 340 Produção de diesel barris/dia 6.000 12.000 24.000 Produção nafta barris/dia 3.000 6.000 12.000 Especialidades barris/dia 1.000 2.000 4.000 Margem total diesel em relação
ao preço do petróleo 30%-35% 30%-35% 30%-35% Margem total nafta em relação
ao preço do petróleo 12%-15% 12%-15% 30%-35% Preço especialidades US$/barril 60-80 60-80 60-80 Preço do gás natural (US$/Mbtu) 0,50-1,0 0,50-1,0 0,50-1,0 Preço médio real do petróleo durante o ciclo
de vida do projeto (US$/barril) 15-30 15-30 15-30 Tempo de funcionamento da planta 25 25 25
Fonte: Elaboração Própria
3. Resultados
Dois cenários base foram considerados na avaliação econômica. O cenário otimista refere-se ao caso extremo onde as variáveis técnicas e econômicas são as mais favoráveis dentro do intervalo estabelecido. O cenário pessimista refere-se ao caso ex-tremo onde as variáveis técnicas e econômicas são as menos favoráveis. A tabela 3 apresenta a lista das variáveis consideradas. A partir destas variáveis, a análise do fluxo de caixa descontado do projeto resulta nos seguintes resultado, conforme a tabela 4.
Como se pode observar, a planta de 10.000 barris não é viável num cenário econômico e tecnológico pessimista. O custo de produção desta planta situa-se em torno de 26 dólares por barril.
No cenário otimista, a rentabilidade da planta de 10.000 barris é compatível com os níveis mínimos de rentabilidade exigi-dos para projetos desta natureza. O custo total de produção desta planta seria de 16,2 dólares por barril, situando-se, portanto, num patamar de custos relativa-mente baixo.
Da mesma forma, uma planta de 20.000 barris também não é viável no cenário pessimista. Nesse cenário, os custos de capital da planta de 20.000 barris são, como se espera, menores que os da planta de 10.000, mas não o suficiente para viabilizar a planta. Já a rentabilidade da planta num cenário otimista é bastante superior à da planta de 10.000 barris. Isto se deve basicamente à forte redução nos custos de capital.
A análise dos custos e do fluxo de caixa da planta de 40.000 barris deixa claro que uma planta GTL seria rentável nessa escala
de produção. Os efeitos das economias de escala no custo de capital são suficientes para compensar as elevações no custo de operação e manutenção e da matéria pri-ma, consideradas no cenário pessimista.
4. Análise de
Sensibilidade
Para avaliar a sensibilidade das plantas GTL em relação às variáveis chave conside-radas no modelo de avaliação econômica (preço do petróleo, preço do gás natural, custo de investimento, e consumo de gás), tomou-se como referência a planta de 20.000 barris no cenário pessimista. Con-siderando-se as variações relativas da taxa interna de retorno e das variáveis chave, calcularam-se as elasticidades em relação a essas variáveis chave. Os valores das elasti-cidades estão na tabela 5.
Como se pode observar, o preço de petróleo é a variável de maior impacto sobre a rentabilidade do projeto. Uma variação no preço do petróleo resulta numa variação de 2,27 vezes na taxa interna de retorno do projeto. Isto se explica pelo fato
de o preço do petróleo determinar todo o valor da receita. De um modo geral, os projetos dessa natureza são muito sensíveis às variações da receita.
Por outro lado, a variável que menos afeta a rentabilidade é o preço do gás natural. Isto se deve ao fato de o preço do gás afetar apenas uma parte relativamente pequena dos custos. A participação dos custos de capital nos custos totais desta planta é expressiva (40%), e portanto a sensibilidade do projeto em relação a estes custos também é relativamente elevada (0,96). Da mesma forma, a eficiência da planta medida em termos do consumo de gás por barril de produto, é um fator importante para a rentabilidade da planta. Uma conclusão importante da análise de sensibilidade é que a busca da redução dos custos de capital deve ser priorizada no atual esforço tecnológico. Apesar de as elasticidades em relação ao consumo de gás e ao custo de investimento serem próxi-mas, parece existir, tendo em vista a natureza dos esforços tecnológicos atualmente empreendidos, um maior po-tencial para redução dos custos de investimentos do que para o aumento da eficiência das plantas GTL.
Tabela 4
Análise do fluxo de caixa plantas GTL cenários otimistas e pessimistas para plantas
de 10, 20 e 40.000 b/d
Planta 10.000 Planta 20.000 Planta 40.000
Otimista Pessimista Otimista Pessimista Otimista Pessimista
Payback (anos) 3 10 3 9 2 4
Taxa Interna de Retorno (a.a.) 21,99% 5,24% 25,79% 7,33% 30,96% 17,15% Valor Presente (mil US$) 244.764,34 -90.748,68 558.488,45 -93.733,33 1.250.802,78 529.127,98 Custo de capital ($/barril) 7,5 11,4 5,9 10,4 3,6 8,1
Custo de O&M ($/barril) 4 5 4 5 4 5
Matéria-prima ($/barril) 4,68 9,36 4,68 9,36 4,68 9,36 Custo total ($/barril) 16,18 25,76 15,58 24,76 12,28 22,46
Fonte: Elaboração Própria
Tabela 5
Sensibilidade da rentabilidade (TIR) em relação às
variáveis chave
Elasticidades Variação do preço do petróleo 2,27 Variação do preço do gás natural 0,36 Variação do custo de investimento 0,93 Variação do consumo de gás 1,06
A análise de sensibilidade deixou claro que o impacto da disponibilidade de gás a baixo custo (reservas de gás irrecuperáveis) é relativamente pequeno. Ou seja, o au-mento das reservas irrecuperáveis pode contribuir para melhorar a atratividade das plantas GTL, mas numa intensidade menor que as reduções de custo de investimento. Em suma, a análise realizada indica que a rentabilidade dos projetos GTL de-pende essencialmente do cenário econômico e tecnológico assumido. Ou seja, foi constatado que, dentro dos inter-valos possíveis assumidos para as variáveis chave, a rentabilidade da planta não está garantida. Desta forma, a avaliação do projeto hipotético deveria ser complemen-tada por uma análise de risco que pudesse estimar a probabilidade de que uma dada planta GTL fosse viável. Na seção seguinte, propõe-se uma análise de risco dos projetos GTL com base numa simulação de Monte-Carlo do fluxo de caixa.
5. Análise de Risco
via Método
Monte-Carlo
O método Monte-Carlo representa um excelente ferramenta para analisar os níveis de riscos de projetos. Este método permite a realização de simulações de diferentes combinações das variáveis consideradas no modelo de análise econômico-financeira. Para realização das simulações, é necessário definir a função de distribuição de probabilidade das variáveis estudadas. Essa definição por si só pode exigir um estudo bastante elaborado, analisando de forma aprofundada o comportamento de cada variável. Nesse trabalho, optou-se por adotar para todas as variáveis uma distribuição de probabilidade triangular, definindo-se valores mínimos, máximos e mais prováveis para cada uma das variáveis. A tabela 6 apresenta as variáveis
selecionadas para a simulação de Monte-Carlo e os valores mínimo, máximo e provável considerados nas distribuições triangulares de probabilidade.
A partir da definição da distribuição das variáveis, foram realizadas simulações do fluxo de caixa com diferentes combinações das variáveis. Para cada simulação, foram calculados a taxa interna de retorno e o valor presente líquido do projeto. Dividindo o número de simulações que resultam em um VPL positivo pelo número total de simulações foi possível calcular a probabilidade de o projeto ser viável. O método Monte-Carlo permite também calcular o VPL mais provável.
A análise da simulação de Monte-Carlo mostra que a planta de 10.000 barris/dia, nas condições consideradas, apresenta um VPL de US$ 17 milhões como valor mais provável mas tem apenas 59% de probabilidade de que o valor do VPL seja positivo e que, portanto, o projeto seja viável. O resultado sugere que nessas condições dificilmente a decisão seria de realizar o projeto, dado o nível elevado de risco associado ao investimento. Já a plan-ta de 20.000 barris/dia apresenplan-ta um risco consideravelmente menor, tendo 80% de probabilidade de ser viável. A planta de 40.000 barris/dia apresenta-se como um investimento com grande probabilidade de resultar na rentabilidade esperada pelo investidor, tendo apenas 7% de probabilidade de não ser viável. O resulta-do reafirma o grande peso que a redução do custo de investimento obtida com o aumento de escala da planta tem na viabilidade dos projetos GTL.
6. Conclusões
Este trabalho propôs um método de análise da viabilidade dos projetos GTL. O método foi baseado na definição de valo-res otimistas e pessimistas para as variáveis chave e no calculo do Valor Presente Líqui-do e da Taxa Interna de Retorno Líqui-dos fluxos de caixas de plantas hipotéticas de capaci-dades de 10.000, 20.000 e 40.000 barris/ dia. Os resultados indicam que as plantas de 10.000 e 20.000 barris/dia seriam inviáveis nos cenários pessimistas, tornan-do-se viáveis apenas na proximidade do cenário otimista. As plantas de 40.000 barris/dia, em razão da considerável redução dos custos de investimento, mostram-se viáveis mesmo no cenário pessimista.
Tabela 6
Distribuição de probabilidade das variáveis chave
valores mínimo, máximo e provável
Variável Mínimo Máximo Provável
Corte diesel (%) 60 63 67
Corte Nafta (%) 30 32 33
Preço Petróleo US$/barril 15 22 30 Margem diesel (%) 30 32 35
Margem Nafta (%) 12 13 15
Preço especialidades US$ 60 70 80
Custo Operacional 4 4,5 5
Consumo Gás (m³/barril) 240 260 280 Preço Gás US$/Mmbtu 0,50 0,75 1,0 Invest. 10 mil b/d (US$ mil/b/d) 30 35 40 Invest. 20 mil b/d (US$ mil/b/d) 25 30 35 Invest. 40 mil b/d (US$ mil/b/d) 20 25 30
Fonte: Elaboração própria
Tabela 7
Resultados da Análise Monte-Carlo
Capacidade Probabilidade de VPL mais provável (barris/dia) ser viável ( %) (US$ milhões)
10.000 59,0 17,0
20.000 80,8 103,0
40.000 93,0 341,7
Em termos de sensibilidade, o estudo mostrou que o preço do petróleo é a variável de maior peso na viabilidade dos projetos GTL, enquanto o peso do preço do gás natural tem pequeno impacto na viabilização dos investimentos. Os projetos são também sensíveis ao consumo de gás natural e ao custo de investimento, sendo a redução deste último uma fonte impor-tante economia para melhorar a rentabilidade dos investimentos.
A simulação de Monte-Carlo permitiu avaliar o risco das plantas estudadas, indi-cando que a probabilidade de viabilidade de uma planta de 10.000 barris/dia é de apenas 59%, caracterizando um risco ele-vado do projeto. Os resultados sugerem riscos menores, e possivelmente aceitáveis, para as plantas de 20.000 e 40.000 barris/ dia.
Em síntese, o estudo realizado indica que os projetos GTL tendem a ser viáveis nas condições atuais da tecnologia e do mercado. Essa viabilidade entretanto repousa fortemente na busca economias de escala que permitam reduzir o custo de investimento. Assim, plantas acima de 40.000 barris/dia seriam viáveis, mesmo em condições econômicas menos favoráveis, apresentando-se como investimento de baixo risco.
7. Referências
bibliográficas
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