Estudo de viabilidade econômica para exploração de petróleo e gás Márcio Alberto Oliveira da Silva (Faculdade do Espírito Santo) marcio.silva@sondotecnica.com.br Me. Sharinna Venturim Zanuncio (Faculdade do Espírito Santo) sharinnavz@yahoo.com.br Resumo: O escopo, bem detalhado de um projeto, é o primeiro passo para o sucesso da atividade a ser desenvolvida, logo, torna-se necessário uma macro visão de todo o processo. Apresenta-se uma breve descrição sucinta das principais fases e áreas de conhecimento do estudo de viabilidade econômica na área. A carência de material bibliográfico específico e o fato de detalhar um assunto que envolve aspectos estratégicos de projetos de exploração e produção (E&P), pouco compartilhados, tornou o trabalho complexo e delicado. Para compor este projeto foram pesquisadas inúmeras empresas ancoras no mercado nacional e internacional na área de exploração de petróleo e gás, assim como a experiência na área de trabalho em projetos de montagem e construção de redes de gás pela BR DISTRIBUIDORA S.A. Assim este trabalho tem o objetivo de contribuir para ampliar as informações sobre o gerenciamento de projetos de E&P, de forma a auxiliar novos gerentes, engenheiros de projetos e tantos outros profissionais da área em suas atividades rotineiras. Palavras-chave: Gerenciamento de Projetos; Exploração de Petróleo e Gás; Gasodutos Terrestres. 1. Introdução Hoje uma empresa que deseja entrar no ramo de exploração e produção de petróleo usualmente detém uma carteira de projetos, cada uma com características próprias, que representam oportunidades de investimento distintas, em diversos países. Para gerenciar seu banco de dados, a empresa precisa realizar uma comparação dos riscos e dos retornos destes projetos, para se planejar no tocante a demanda de investimentos no curto e médio prazos, bem como conhecer uma expectativa de retorno global. Uma forma de comparar distintos projetos de Exploração e Produção de Petróleo (E&P), cada um com suas características distintas, é a realização de uma avalia ção técnico-econômica. No que diz respeito ao estudo de viabilidade econômica, nada mais é que uma das formas das empresas avaliarem os riscos de um futuro investimento e a partir dos resultados obtidos tomar decisões para minimizar ou eliminar as perdas encontradas. Por meio desta avaliação, a empresa pode comparar seus projetos em uma mesma base e enfim gerenciar seu banco de dados com todas as informações necessárias de forma a minimizar os riscos envolvidos. O fator econômico da avaliação tem como objetivo principal estimar o valor do projeto para a empresa. Tal avaliação retorna expectativas de indicadores importantes para a gestão da empresa, como: investimento necessário, lucro, taxa interna de retorno, volume de produção, reservas adquiridas, dentre outros. 1
Ao se iniciar uma avaliação econômica de um projeto, a empresa busca obter uma série de dados técnicos que possam estimar algumas premissas como a chance de descoberta de petróleo (mais conhecida como fator de sucesso), volumes e reservas de petróleo, investimentos e custos operacionais para a produção de petróleo, entre outros. Trata-se de um trabalho em cadeia que envolve profissionais de diversas disciplinas (geólogos, geofísicos, engenheiros de perfuração, engenheiros de reservatório, engenheiros de produção, economistas, entre outros) sendo que cada um dependente do insumo provido pelo trabalho realizado na etapa anterior. Segundo Braña (2008), as etapas de um projeto de E&P, resumidamente são: 1. Análise do Bloco considerado na licitação. Recompilação de informações junto ao órgão regulador e licitador, mais as informações próprias; 2. Decisão de participação e sua estratégia. Formação de parcerias (determinação de %) e Bônus de assinatura ótimo. Processo licitatório e assinatura dos contratos correspondentes; 3. Prospecção. Diferentes estudos geológicos e geofísicos, em especial sísmicos; 4. Perfuração de poços exploratórios; 5. Avaliação e Delimitação. Declaração de Comerciabilidade; 6. Desenvolvimento do Bloco. Engenharias de Reservatório, de Produção e de Superfície. Produção dos hidrocarbonetos. Venda e Tributação do Petróleo; 7. Desinstalações. Devolução do Bloco. A Figura 1 exemplifica o fluxo de caixa para as diferentes etapas em um Projeto em E&P de Petróleo. 2
Figura 1 - Exemplo do fluxo de caixa em um projeto de E&P de petróleo. Fonte: Braña, 2008. Nesses parâmetros, objetivou-se com o presente trabalho apresentar e avaliar os principais Estudos de Viabilidades Econômicas realizadas pelas empresas atuantes no mercado de exploração do petróleo no mundo e no Brasil. Pois a unificação de conhecimento, que o presente trabalho permite, mostrar a capacidade educacional e acadêmica do curso ministrado (Engenharia de Petróleo e Gás), além de apresentar as habilidades potenciais do profissional que está sendo formado para o mercado de trabalho. Assim, permite a contribuição para o mundo acadêmico, uma vez que, a carência de material bibliográfico específico e o fato de detalhar um assunto que envolve aspectos estratégicos de projetos de E&P, pouco compartilhados, tornou o trabalho complexo e delicado, no entanto, apesar das dificuldades e limitações, um trabalho rico em informações. E para o alcance do objetivo, procurou-se construir este trabalho a partir do levantamento bibliográfico considerando os seguintes temas: História da Indústria do Petróleo no Brasil e no Mundo, Etapas em um processo Licitatório para exploração de petróleo e gás, planejamento do escopo, riscos e os custos neste mercado cada vez mais concorrido. Buscouse compreender o funcionamento da E&P para visualizarmos o quanto é importante o planejamento minucioso de cada etapa do projeto, para somente então identificar se haverá sucesso ou fracasso durante o processo de exploração. 3
2. Estudo de Viabilidade Econômica Segundo Pinheiro (2004), ao se iniciar uma avaliação econômica de um projeto, a empresa busca obter uma série de dados que possam balizar a estimativa de premissas como a chance de descoberta de petróleo (mais conhecida como fator de sucesso), volumes e reservas de petróleo, investimentos (Capex) e custos operacionais (Opex) para a produção de petróleo, entre outros. Todas essas informações servirão de insumo para a avaliação econômica que depende também das características financeiras do projeto como o custo de capital da empresa, a taxa de retorno esperada e o regime fiscal vigente no país (LUCHESSI, 2011). A Figura 2 mostra um exemplo de fluxo das diversas atividades e estudos necessários a uma completa avaliação técnico-econômica de um projeto exploratório, exemplificando todas as áreas por onde é necessário percorrer até a fase de perfuração do poço e escoamento do gás produzido. Uma vez definidas as premissas técnicas (fator de sucesso, volume potencial, custos para desenvolvimento, etc.) e econômicas (preço do petróleo e do gás, custo de capital, regras do regime fiscal aplicável) do projeto, é construído o cenário de sucesso deste projeto, ou seja, monta-se um fluxo de caixa baseado na hipótese de que a exploração será bem-sucedida e no potencial volume de petróleo que será descoberto e produzido. Com este fluxo de caixa, pode se calcular indicadores econômicos do projeto (LUCHESSI, 2011). A técnica de árvore de decisão, apresentada em detalhes por Margueron (2003), é uma forma de visualização gráfica da ponderação do risco de descoberta de petróleo em determinado projeto. 4
Figura 2 - Fases de toda a cadeia exploratória de petróleo e gás. Fonte: Suslick, 2001. De maneira simplificada, a Figura 3 apresenta uma típica árvore de decisão na avaliação econômica. Figura 3 - Árvore de Decisão, técnica e econômica. Fonte: Luchessi, 2011. 2.1 Estimativas de custos São avaliações quantitativas dos prováveis custos dos recursos requeridos para realização das atividades ou também pode-se entender como sendo o desenvolvimento de uma 5
estimativa dos custos dos recursos necessários para terminar as atividades do projeto (PMBOK, 2004). Pinheiro (2004) descreve que as estimativas por analogia (ou estimativas top-down) usam os custos reais de projetos anteriores similares como base para a estimativa do custo do projeto corrente. São uma forma de avaliação do especialista. As estimativas por analogia são mais confiáveis quando as atividades anteriores são semelhantes e os grupos que estão preparando as estimativas possuem a experiência necessária. Já o modelo paramétrico utiliza características do projeto (parâmetros) em modelos matemáticos para prever os custos do projeto. Os modelos podem ser simples ou complexos. A identificação das atividades específicas do cronograma precisam ser realizadas para produzir as várias entregas do projeto e seus diversos subprodutos (PMBOK, 2004; PINHEIRO, 2004). Com a definição dessas atividades pode-se observar a estrutura analítica do projeto onde constam as etapas de todo o projeto na construção de um gasoduto terrestre, e a partir do estudo de viabilidade econômica para um projeto, estima-se os custos da seguinte forma, Quadro 1. Quadro 1 - Estimativas de Custo do Projeto do Gasoduto. EAP Nome do Recurso Tipo Unidade Prazo Custo/Uso Obtenção de LP Licenças Contrato R$ 10.000,00 SMS Atendimento das condicionantes de Licença da LP Licenças Contrato R$ 70.000,00 360 dias Obtenção de LI Licenças Contrato R$ 50.000,00 Atendimento as demandas de SMS prévias ao projeto Licenças Contrato R$ 70.000,00 Construção de Canteiro Serviços Contrato R$ 40.000,00 MO Contratação de Mão de Obra Serviços Contrato R$ 40.000,00 22 dias Equipe de Mão de Obra Indireta Serviços Contrato R$ 50.000,00 Máquinas e Equipamentos Serviços Contrato R$ 130.000,00 Aquisição de Materiais Material Unidade R$ 250.000,00 AQ Aquisição de Suprimentos Material Unidade 110 dias R$ 80.000,00 Aquisição de Ferramentas Material Unidade R$ 70.000,00 Escavação Serviços m² R$ 70.000,00 TE Escoramento Serviços m² 110 dias R$ 50.000,00 Reaterro Serviços m² R$ 30.000,00 Transporte Serviços Contrato R$ 20.000,00 CM Assentamento Serviços Contrato 83 dias R$ 150.000,00 Soldagem Serviços Contrato R$ 190.000,00 6
Ensaios e Testes Serviços Contrato R$ 40.000,00 Transporte Serviços Contrato R$ 20.000,00 CSS Assentamento Serviços Contrato R$ 150.000,00 11 dias Soldagem Serviços Contrato R$ 190.000,00 Ensaios e Testes Serviços Contrato R$ 40.000,00 E.N Entrega do Gasoduto Serviços Contrato 1 dia R$ 5.000,00 Desmobilização Serviços Contrato R$ 15.000,00 DE Limpeza Serviços Contrato R$ 5.000,00 1 dia Recuperação de Área Serviços Contrato R$ 40.000,00 Destinação final de resíduos Serviços Contrato R$ 10.000,00 Fonte: Elaboração própria, Tordo, 2007. O destaque para o campo Entrega de Serviços (EN), se dá devido ao prazo estipulado pelo Contratante (dono da obra) no Memorial Descritivo de Serviços (MDS). 2.2 Planejamento de gerenciamento de riscos Quando compararmos projetos com o fim da elaboração de um ranking, devemos atentar para comparações homogêneas. Observando o gráfico da Figura 4, concluímos que o projeto B é melhor que o A, pois tem maior retorno, dado o mesmo risco. Ao passo que C é melhor que D, pois tem mesmo retorno e um risco menor (LEÃO JUNIOR, 2007). Figura 4 - Avaliação dos Riscos em Projetos de E&P. Fonte: Leão Junior, 2007. 7
O gerenciamento de riscos do projeto inclui os processos que tratam da realização de identificação, análise, respostas, monitoramento e controle e planejamento do gerenciamento de riscos em um projeto; a maioria desses processos é atualizada durante todo o projeto. Os objetivos do gerenciamento de riscos do projeto são aumentar a probabilidade e o impacto dos eventos positivos (lucro) e diminuir a probabilidade e o impacto dos eventos adversos (perda) ao projeto (PMBOK, 2004). Mesmo após a realização de todos os estudos sísmicos cabíveis, apenas 25% dos poços pioneiros perfurados no mundo resultam em descoberta de petróleo. Desta forma, a avaliação econômica de um projeto exploratório deve refletir apropriadamente a existência deste risco (LUCHESSI, 2011). De acordo com SILVA (2003), os principais riscos envolvidos em projetos de E&P são listados a seguir: De jazida: incertezas geológicas e incertezas de fluxo (qualidade dos poços, do reservatório e do óleo); Técnicos e tecnológicos: poços, sistema de coleta, plataforma de produção, sistema de escoamento e riscos ambientais; Econômicos e financeiros: preço do petróleo, situação macroeconômica (como inflação e taxa de câmbio) e exposição financeira; Comerciais: mercado e estratégia de contratação (por exemplo, o tipo de contrato ou modalidade de licitação). É difícil imaginar um projeto sem nenhum risco. Por isso, a área de conhecimento de gerenciamento de riscos é muito importante e tem efeito em vários processos. 2.3 Orçamento dos custos As estimativas de custos globais são alocadas aos itens individuais de trabalho e agregam os custos estimados de atividades individuais ou pacotes de trabalho para estabelecer uma linha de base dos custos. As principais entradas no orçamento de custos de um projeto de exploração e produção de petróleo e gás são: Estrutura Analítica do Projeto (EAP); O estudo de Estimativas de Custos; e O Plano de Gerenciamento de Riscos. A principal saída no orçamento de custos de um projeto de exploração e produção de petróleo e gás é: Baseline de Custos - É o orçamento referencial que será utilizado para medir e monitorar o desempenho do custo do projeto. É desenvolvido através da totalização das estimativas de custo por período e usualmente é apresentado na forma da curva-s, conforme o exemplo na Figura 5, ou seja, é a relação de custo ao longo do projeto em função do prazo (tempo) que o mesmo é realizado. 8
Figura 5 - Exemplo de Baseline utilizado em projetos. Fonte: PMBOK, 2004. 2.4 Regimes Fiscais Um fator que interfere diretamente no planejamento econômico de um projeto de exploração de petróleo e gás é o regime fiscal, ao qual a empresa exploradora estará vinculada. Alguns autores abordam a concepção do regime fiscal ideal, que atenda, ao mesmo tempo, aos interesses do Estado e do operador privado. Segundo Tordo (2007), esses interesses são: Interesses do Estado no regime fiscal: - Garantir estabilidade macroeconômica através de fluxos de caixa previsíveis e estáveis; - Permitir captura de maior participação da renda petrolífera em períodos de alto preço de petróleo; - Maximizar o valor presente da renda petrolífera antecipando para o presente, sempre que possível, as apropriações de receita; - Ser simples de administrar; - Ser competitivo com outros países, de forma a atrair investimentos estrangeiros. Interesses do investidor privado no regime fiscal: - Ter o menor número possível de tributos não sensíveis ao lucro; - Ser apto a repatriar lucros para os acionistas no seu país de origem; - Ser transparente, previsível, estável e baseado em padrões da indústria reconhecidos internacionalmente. Os regimes fiscais existentes são usualmente classificados dentro de categorias, conforme mostra a Figura 6. 9
Figura 6 - Classificação dos regimes fiscais petrolíferos. Fonte: Lucchesi, 2011. O regime fiscal estabelecido para a atividade de E&P no Brasil foi o de concessão, através do qual, a propriedade do subsolo e de seus recursos minerais é da União, passando a propriedade do petróleo produzido ao Concessionário (empresa petrolífera que recebeu a concessão da exploração e produção de petróleo da ANP) no momento da produção (LUCCHESI, 2011). O regime de Concessão confere às empresas petrolíferas o direito de exercer as atividades de exploração e produção em uma determinada área ofertada ou licitada pelo Estado, por um tempo determinado, sob seu próprio risco, sendo, em caso de êxito, o óleo e o gás extraídos de sua propriedade, bastando que paguem compensação financeira ao Estado (OLIVEIRA, 2010). Esta compensação financeira acontece principalmente na forma de pagamento de royalties e tributos, podendo também haver, em alguns casos, outras compensações como a apropriação dos lucros extraordinários. No Brasil os royalties são a forma mais comum de compensação financeira quando se trata de exploração e petróleo. Funcionam como uma remuneração à sociedade pela exploração desses recursos, que são escassos e não renováveis (GUTMAN, 2007). No regime vigente de concessão no Brasil, os royalties incidem diretamente sobre a receita bruta obtida com a venda do petróleo. Seu pagamento é realizado mensalmente pelo operador ao governo e seu cálculo ocorre conforme a fórmula abaixo (ANP, 2010; LUCHESSI, 2011): 10
Royalty = Alíquota x (VPP x PRP + VPGN x PRGN) Onde: Alíquota alíquota de royalty prevista em contrato; VPP volume produzido de petróleo no mês; PRP preço de referência do petróleo; VPGN - volume produzido de gás natural no mês; PRGN - preço de referência do gás natural; Os preços de referência são calculados pela ANP e divulgados ao mercado mensalmente. Interessante notar que não apenas o volume de petróleo e gás natural comercializado compõe o cálculo dos royalties, senão também o gás natural queimado na plataforma e o petróleo/gás natural utilizado como combustível nas operações. Exceção é feita para o gás natural que for queimado por razões de segurança ou reinjetado no campo para aumentar a produção de petróleo (ANP, 2010). 3. Considerações Finais Ao iniciar este trabalho relatou-se o quanto é essencial para uma corporação planejar seus passos para só então iniciar uma atividade. Empresas engajadas no ramo de exploração e produção de petróleo e gás dependem de informações técnicas e econômicas para dimensionar se o projeto pretendido é viável ou não. Procurou-se então, no presente trabalho apresentar como é vasta, complexa e extremamente imprescindível o estudo de campo para se adentrar neste segmento. O estudo de viabilidade técnico e econômico é o passo inicial e mais importante para que uma empresa que vislumbre investir neste nicho de mercado, não obtenha prejuízo. Ficou evidente a importância de captar informações como: valores de investimento, probabilidade de sucesso com reservatórios inexplorados (risco), qualidade do material, recursos para exploração, etc. O planejamento de todo o processo é de suma importância neste ramo. Os valores investidos são altos, os lucros podem ser altos, porém, os prejuízos podem ser maiores ainda. Diante de tais apontamentos, fica evidenciado que não basta querer estar, é preciso muito mais que isso, é necessário poder estar neste mercado tão vasto e tão exigente quanto o mercado de petróleo e gás, e para tal, planejar é necessário. Além disso, destaca-se que o estudo de viabilidade técnico e econômico não se encerra com o presente trabalho, mas que há ainda um vasto campo para ser abordado, pois percebe-se que o ramo petrolífero cresce a cada dia, e desafios quanto a sua estruturação, e principalmente viabilidade econômica se colocam presentes no dia a dia das organizações. 11
Referências ANP Agência Nacional do Petróleo. Regulamento técnico de dutos terrestres para Movimentação de petróleo, derivados e gás natural (RTDT). 2010. Braña, J. P. Processo de Tomada de Decisão em Projetos de Exploração e Produção de Petróleo: Uma abordagem Sistêmica com Aplicação da Teoria de Lógica Fuzzy Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE, 2008. GUTMAN, J. Tributação e outras obrigações na indústria do petróleo. Rio de Janeiro: Freitas Bastos Editora, 2007. LEÃO JÚNIOR, J. C. F. Seleção de carteira de projetos exploratórios em etapas: agrupamento, corte e ordenação. Rio de Janeiro: Faculdades Ibmec, 2007. LUCCHESI, R. D. Regimes Fiscais de Exploração e Produção de Petróleo no Brasil e no Mundo. Rio de Janeiro: UFRJ, COPPE, 2011. MARGUERON, M. V. L. Processo de Tomada de Decisão sob Incerteza em Investimentos Internacionais na Exploração & Produção de Petróleo: Uma Abordagem Multicritério, Tese de D. SC., COPEE/UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil. 2003. OLIVEIRA, D. A. O novo marco regulatório das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil: O caso pré-sal. Jus Navigandi: Teresina, ano 15, n. 2399, 25 jan. 2010. PMBOK Guide A Guide to Project Management Body of Knowledge. Pennsylvania, USA, Project Management Institute, 2004. PINHEIRO, L. R. Um Roteiro Simplificado de Gerenciamento de Projetos Aplicado à Fase de Desenvolvimento da Produção de um Campo de Petróleo com Ênfase nos Processos Centrais de Planejamento da Implantação. Rio de Janeiro, 2004. SILVA, W. G. R. Metodologia de Gerenciamento de Projetos do Segmento de E&P da Petrobrás. III Seminário Internacional do PMI-SP, São Paulo, Agosto, 2003. SUSLICK, B. S. Regulação em Petróleo e Gás Natural. Campinas, SP. Ed. Komedi. 2001 TORDO, S. Fiscal Systems for Hydrocarbons: design issues. World Bank, Working Paper. No. 123, World Bank. 2007. 12