Economia do Petróleo - A Viabilidade

Este é o Capítulo 4 de um artigo em que, respondendo à pergunta em vermelho abaixo, eu perpasso todas as demais.

O que é petróleo? Qual a sua composição química? Como foi formado? Como é encontrado na natureza? Como é feito o estudo geológico para encontrar o óleo? Em quais tipos de rochas se pode encontrar petróleo? Quais são as principais características que as rochas apresentam e que são indicativos de encontrar petróleo e gás natural? Se for mais de uma, quais são as diferenças entre elas? O que é preciso saber para se determinar que vale a pena perfurar um poço de petróleo? (*) Como é feito esse estudo? O que é pré-sal? Qual a diferença entre as demais áreas em que se encontra petróleo?

(*) pergunta adaptada - explicação no Capítulo 1 

Capítulo 1: O Risco (aqui, neste link)

Capítulo 2: A Exploração (aqui, neste link)

Capítulo 3: O Desenvolvimento (aqui, neste link)

... Isto posto, o esquema abaixo resume as diversas fases do Upstream no Petróleo (Exploração e Produção), comparando sua situação de risco e capital. Observa-se que, em geral, o Risco vai decrescendo com o avanço na cadeia, concomitante ao aumento do nível de investimentos necessários.

Capítulo 4: A Viabilidade 

Tudo isso é colocado na equação de viabilidade econômica mas não pára por aí, afinal, o campo certamente estará inserido em algum regime contratual para que se paguem participações e impostos (descritas em seguida) aos governos ou às empresas concessionárias. No exemplo ao lado, o ‘bolo’ de receitas geradas por um campo é 'consumido' 35% para CAPEX e 20% para OPEX, com os 45% restantes destinados a remunerar Governo e Investidor. Desse montante, no exemplo, o Governo pega uma fatia de 67%, ficando o Investidor com os demais 33%. Esse nível de facada do Governo é conhecido na Indústria como Government Take, e fiquem certos de que esse exemplo reflete a situação média das políticas de petróleo pelo mundo. Há os que tomam mais, e os que tomam menos, estes últimos, certamente por que são menos interessantes, em termos de risco e retorno, e precisam de incentivos maiores ao investimento.

A abertura do setor petróleo de 1997 no Brasil estabeleceu para toda a indústria o Regime de Concessão, tal qual adotado nos países de Primeiro Mundo. As companhias ou grupos de companhias pagam um bônus em dinheiro (que normalmente é Fator de Bid, que decide o consórcio vencedor) pelos direitos à exploração e produção. Após a produção instalada, as companhias pagam royalties sobre a produção bruta, a uma alíquota máxima de 10%, e uma Participação Especial sobre receita líquida após descontados royalties, custos operacionais e amortizações de investimentos, com alíquotas crescentes com os níveis de produção. Tais participações são contabilizadas em nível de área de desenvolvimento, conforme definido na Declaração de Comercialidade. Utiliza-se aqui a expressão em inglês Ring Fence, tal qual fosse uma cerca virtual delimitando os direitos e deveres do consórcio proprietário. A receita, líquida de participações governamentais proveniente de um Ring Fence, junta-se às demais receitas das companhias do Upstream e, se for uma companhia integrada, do Downstream, ou ainda das demais receitas provenientes de qualquer indústria em sua área de atuação no país, para submeterem-se ao regime de Imposto de Renda, e PIS-COFINS.

Com o advento do Pré-Sal e suas enormes produtividade e prospectividade potenciais, o governo houve por bem retirar as áreas do Pré-Sal de circulação. Pretendia estabelecer um novo Marco Regulatório, só que sua definição demorou SETE anos para ser decidida, causando um prejuízo indelével para a história do petróleo no Brasil. Estabeleceu-se que tais áreas seriam regidas por Contratos de Partilha de Produção, largamente adotado em países de Terceiro Mundo. Ainda se continua a exigir um pagamento de bônus em dinheiro ao grupo empreiteiro para ter direito a explorar o bloco, porém ele é estabelecido antes da licitação. O Fator de Bid é o percentual de Óleo Lucro que será destinado ao representante do Governo no Contrato, após a recuperação dos custos realizados. O Royalty, nesses contratos, é de 15% sobre a produção bruta, e há também o conceito de Ring Fence: custos serão recuperados com as receitas provenientes da mesma área, bem como os lucros nela auferidos. O Óleo Custo e o Óleo Lucro provenientes da área para uma empresa serão acumulados aos demais resultados da mesma no país, e o total, submetido ao regime de imposto de renda. Todos os campos sit'uados na área azul escura da figura, o chamado Polígono do Pré-Sal, ou ainda Picanha do Pré-Sal, no popular, serão submetidos ao regime de Partilha, o que pode causar um problema: nem todos os campos de petróleo ali inscritos não serão efetivamente do Pré-Sal, e não terão as maravilhosas caraterísticas permoporosas daqueles reservatórios, o que pode tornar inviáveis muitas oportunidades menos favorecidas, dada a rigidez do regime, que foi dimensionado para campos mais profícuos.

Neste momento, a viabilidade já tem todos os componentes da equação montados, o CAPEX necessário à colocação em produção, as receitas líquidas geradas por essa produção a um certo cenário de preços, o OPEX necessário à produção, e as participações governamentais e impostos relativos, tudo pode ser colocado na forma de Fluxo de Caixa para obter-se os Indicadores Econômicos, dentre eles, o Valor Presente Líquido (VPL) desse campo de petróleo, descontado à taxa de oportunidade da empresa para o país em que o campo ocorre. Normalmente´, utiliza-se para tal o Custo Médio Ponderado do Capital da empresa (ou WACC na sigla em inglês para Weighted Average Capital Cost). Entretanto, até aqui, tudo isso representa o ramo de sucesso da análise. Isto ocorrerá, se e somente se o petróleo for descoberto E os volumes identificados após a Avaliação caracterizarem esse volume como uma Reserva! Lembre-se, entretanto, que na hora da decisão, o que se tem é uma possibilidade, e o que se sabe é que é necessário despender um Capital de Risco, com uma Probabilidade de Sucesso associada a tal capital. Estabelece-se, então, o que se chama de Árvore de Risco ou Árvore de Probabilidades, computando, no ramo ‘Sucesso’, o VPL calculado, com uma probabilidade associada a ele de X% e, no ramo ‘Fracasso’, o citado Capital de Risco, associado a uma Probabilidade de (1-X)%. Duro, né?! A considerar-se o exemplo numérico aqui considerado no capítulo Risco, com uma Probabilidade de Sucesso de 20% e, digamos, um Capital de Risco de $100 (Sísmica + Poço Pioneiro), o VPL da oportunidade, imputados todos os custos produções e impostos, tem que ser, no mínimo, igual a $400 para que valha a pena correr-se o risco de investi-lo. A condição para que se proceda à perseguição da oportunidade é que se tenha o resultado da árvore, ou seu Valor Monetário Esperado - VME, igual a Zero. Em tese, um valor positivo do citado VME é o máximo valor que se pode pagar como Bônus de Aquisição, para que se esteja jogando o jogo certo das probabilidades.

A figura abaixo ilustra a configuração de uma Árvore de Risco conforme a citada, sendo PSuc a probabilidade de sucesso associada à oportunidade exploratória, porém tendo como ramo de sucesso uma gama de reservas possíveis, tentando refletir a incerteza dos volumes que podem ser encontrados. Note que algumas das reservas do ramo inferior de volumes podem também nem compensar o montante já investido até o momento da decisão de se desenvolver ou não o campo, acrescendo, portanto, seus VPLs ao ramo de fracasso.

Último Capítulo:

Capítulo 5: O Pré-Sal