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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIROINSTUTO DE ECONOMIA
MONOGRAFIA DE BACHARELADO
Análise sobre a Atratividade do Upstream daIndústria de Petróleo Brasileira (1997 – 2003)
Leandro dos Reis AraújoDRE: [email protected]
ORIENTADOR: Prof. Edmar L. F. de Almeida
Setembro de 2004
1
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIROINSTUTO DE ECONOMIA
MONOGRAFIA DE BACHARELADO
Análise sobre a Atratividade do Upstream daIndústria de Petróleo Brasileira (1997 – 2003)
Leandro dos Reis Araújo
DRE: 099234167
ORIENTADOR: Prof. Edmar L. F. de Almeida
Setembro de 2004
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AGRADECIMENTOS
Agradeço a todos aqueles que colaboraram direta ou indiretamente para a
elaboração deste trabalho. Dentre essas pessoas é preciso destacar a minha família,
representadas pelos meus pais, irmãos e a minha namorada, que me apoiaram em todos os
momentos que precisei, assim como meus amigos. Agradeço ainda ao meu professor e
orientador Edmar de Almeida, e a todo o Grupo de Energia do Instituto de Economia, por
ter me fornecido as bases necessárias para o desenvolvimento deste trabalho. Agradeço a
ANP pelo financiamento deste projeto através da bolsa de pesquisa concedida através do
Programa de Recursos Humanos. Agradeço ainda a toda equipe da STRAT do Brasil pelo
apoio na execução deste trabalho. Agradeço, principalmente, à Deus, por estar comigo em
todos os momentos.
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RESUMO
O presente trabalho tem como objetivo descobrir o nível de
atratividade do upstream da indústria petrolífera no Brasil a partir da
abertura do setor. Através da Lei 9.478 /97, o Brasil, seguindo uma
tendência mundial, permitiu, por meio de concessão de áreas leiloadas
anualmente, que companhias privadas, além da Petrobras, pudessem
explorar e produzir petróleo e gás em território nacional. A partir de então,
o Brasil começou uma busca por investimentos privados neste setor, com o
objetivo de se aproveitar racionalmente os recursos energéticos nacionais.
Dentro deste contexto, buscou - se identificar os países que concorrem com
o Brasil na atratividade de investimentos para o segmento do upstream , e,
através de uma análise comparativa, identificar os países com maiores
possibilidades de receberem tais investimentos. Para isso, foram
identificadas quatro variáveis consideradas determinantes para a
atratividade do upstream , e avaliou- se o seu desempenho em cada país
analisado. Para cada variável foi aplicada uma pontuação, de acordo com o
desenvolvimento da variável no país. Quanto mais desenvolvida a variável
se encontrava no país, maior foi a pontuação recebida. Através da soma do
total de pontos obtidos por cada país, foi possível elaborar um ranking de
atratividade. Através da elaboração e conseqüente análise do ranking , pode-
se identificar a atratividade relativa de cada país no segmento do upstream .
Visando testar os resultados obtidos, foram criados cenários, onde cada
variável recebeu um peso diferente. Foi elaborado um novo ranking para
cada cenário, através das médias ponderadas obtidas por cada país. O Brasil
mostrou - se atrativo em todos os testes realizados, ocupando a terceira
colocação no ranking geral, ficando atrás apenas dos Estados Unidos e
Reino Unido.
4
5
ÍNDICE
INTRODUÇÃO 7
CAPÍTULO 1 – A INDÚSTRIA do PETRÓLEO, o UPSTREAM e a
ATRATIVIDADE 9
1.1 – A Importância da Indústria do Petróleo no Cenário Mundial 9
1.2 – O Segmento do Upstream na Indústria de Petróleo e sua Importância
10
1.3 – Riscos que Envolvem a Indústria Petrolífera 10
1.3.1 – Risco Geológico 11
1.3.2 – Risco Político 15
1.3.2.1 – Quantificando o Risco Político 16
1.3.3 – Risco Regulatório 19
1.4 – O Government Take e a Atratividade 20
1.4.1 – Parte do Contratado: Contractor Take 22
1.4.2 – O Objetivo do Governo 23
1.5 – Considerações Finais 24
CAPÍTULO 2 – EVOLUÇÃO do UPSTREAM da INDÚSTRIA PETROLÍFERA no
MUNDO 26
2.1 – Breve Histórico dessa Evolução 26
2.2 – Surgimento da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
27
2.3 – Países que se Destacam no Mundo 31
2.4 – Evolução da Produção Offshore 33
2.5 – Projeção de Investimentos na Industria de Petróleo para as Próximas
Três Décadas 34
6
2.6 – Expectativas de Investimento em Upstream até 2030 35
2.7 – Considerações Finais 37
CAPÍTULO 3 – A INDÚSTRIA de PETRÓLEO BRASILEIRA 39
3.1 – A Evolução do Upstream da Indústria de Petróleo Brasileira 39
3.2 – Surge a Major Brasileira: Petróleo Brasileiro S.A 40
3.2.1 – Anos 70: A crise que Promove Sucesso 41
3.3 – A Abertura do Mercado Brasileiro: Uma Nova Fase para a Indústria
Petrolífera no Brasil 45
3.4 – O Brasil Após a Abertura 47
3.5 – Considerações Finais 50
CAPÍTULO 4 – ANÁLISE da ATRATIVIDADE do UPSTREAM no BRASIL e
PAÍSES CONCORRENTES 51
4.1 – Seleção das Variáveis e Países Concorrentes 51
4.2 – Metodologia do Trabalho 52
4.3 – Risco Político 53
4.4 – Risco Regulatório 55
4.5 – Government Take 56
4.6 - Potencial Geológico 58
4.7 – Análise dos Resultados 59
4.8 – Análise de Sensibilidade 60
4.8.1 – Análise de Sensibilidade com Ênfase no Government Take 61
4.8.2 – Análise de Sensibilidade com Ênfase no Risco Geológico 62
4.8.3 – Análises de Sensibilidade com Ênfase no Government Take e
Risco Geológico 63
7
4.9 – Considerações Finais 64
5 – CONCLUSÕES 65
6 - REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA 68
8
INTRODUÇÃO
Com o objetivo de se aproveitar racionalmente as fontes de energia
nacional, foi promulgada no dia 6 da agosto de 1997 a Lei 9.478. Dentre
seus princípios e objetivos estão: a preservação do interesse nacional,
assegurar o interesse do consumidor e a livre concorrência, atrair
investimentos à produção de energia e ampliar a competitividade do país no
mercado internacional.
Através dessa lei, a Petrobras perdeu a exclusividade na exploração e
produção de petróleo e gás em território nacional, possibilitando que outras
companhias, por meio de concessão de áreas leiloadas anualmente, também
pudessem explorar essas áreas. Neste mesmo período, um conjunto de
países, principalmente do Leste Europeu, África e da América Latina,
também passaram por um processo de progressiva eliminação de fronteiras
nacionais para as atividades do upstream da indústria petrolífera. Desse
modo, os países começaram uma corrida para atrair investimentos.
Com base no cenário acima descrito, o presente trabalho pretende - se
focar na análise da atratividade do Brasil frente aos países que concorrem
diretamente por investimentos na cadeia do upstream . O trabalho está
dividido em quatro capítulos, além de uma introdução e conclusão.
O primeiro capítulo inicia- se com a análise da importância do estudo
da indústria do petróleo como um todo e as particularidades da cadeia do
upstream , que representa a primeira parte deste setor, que compreende as
fases de exploração, desenvolvimento e produção. Em seguida é feita uma
análise detalhada de cada variável identificada como determinante para a
atratividade do upstream da indústria petrolífera. São quatro as variáveis:
risco político, risco regulatório, risco geológico e government take . A análise
9
dessas variáveis é chave para a elaboração do ranking de atratividade
realizada no capítulo quatro.
O capítulo 2 tem como objetivo fazer uma análise da indústria do
petróleo no mundo. Inicialmente faz - se uma descrição da evolução da
cadeia do upstream desde o começo das pesquisas com o objetivo de se
descobrir óleo até os dias atuais. Em seguida, é feito um estudo do cenário
atual desta indústria. Para finalizar, são apresentadas as perspectivas de
investimento no setor até o ano de 2030, de acordo com os resultados na
World Energy Investiment Outlook 2003, publicada pela International Energy
Agency .
A indústria de petróleo brasileira é estudada isoladamente no
capítulo 3, onde é apresentada a evolução da exploração do petróleo,
passando pela criação da Petrobras e a conseqüente expansão da produção.
Esta foi devida ao sucesso nas pesquisas no upstream e na descoberta de
novas tecnologias, que permitiram à Petrobrás a supremacia na exploração e
produção em águas profundas e ultraprofundas, até chegar na abertura do
setor no ano de 1997. O capítulo finaliza com a análise das rodadas de
licitações de blocos de exploração de petróleo realizada pela Agência
Nacional de Petróleo (ANP).
No capítulo 4, através da análise das variáveis determinantes para a
atratividade do upstream acima explicitada, é criado um ranking onde se
compara o Brasil com os países que concorrem diretamente por esses
investimentos. O capítulo inicia- se com o detalhamento da metodologia
empregada na elaboração do ranking seguido da análise de cada variável
para os países selecionados. Para testar a robustez dos resultados obtidos, o
capítulo finaliza com um teste de sensibilidade, onde são produzidos
10
diferentes cenários de acordo com os desafios apresentados para o mercado
brasileiro.
11
CAPÍTULO 1
A INDÚSTRIA do PETRÓLEO, o UPSTREAM e a ATRATIVIDADE
Neste capítulo, pretende - se analisar a importância e particularidades
da indústria de petróleo e, especificamente, a cadeia do upstream . Ainda
neste capítulo é feita a seleção e a descrição das variáveis identificadas
como determinantes para o estudo da atratividade do upstream deste setor.
Desse modo, são apresentadas no início do capítulo as características que
torna a indústria petrolífera e, em particular, o segmento do upstream , tão
importantes para a sociedade moderna. O capítulo segue fazendo a
apresentação e análise individual das quatro variáveis selecionadas – risco
político, risco regulatório, risco geológico e government take .
1.1 A Importância da Indústria do Petróleo no Cenário Mundial
Para fazer uma análise sobre a atratividade do upstream da indústria
de petróleo e gás é preciso, primeiramente, descrever as principais
características desse setor. Isso porque, a indústria do petróleo possui
características que a distingue completamente dos outros setores.
O agente que decide investir neste setor deve levar em consideração a
grande importância do petróleo na sociedade contemporânea. O petróleo é a
principal fonte de energia mundial atendendo a 40% do consumo energético,
sendo também principal commodity comercializada internacionalmente.
Além disso, as variáveis macroeconômicas dependem diretamente das
variações do preço do petróleo, e alguns setores econômicos são
diretamente afetados pela indústria. Outras características, que tornam este
setor diferente, e de certo modo atraente para os investidores, será mais
bem detalhada à frente.
12
A cadeia do petróleo pode ser dividida em diferentes segmentos. A
fase que corresponde a exploração, desenvolvimento e produção é chamada
de upstream . A parte que corresponde ao transporte, refino, distribuição e
comercialização é chamada de downstream . É no upstream que se
concentram as maiores particularidades dessa indústria, e é somente nele
que este trabalho será baseado.
1.2 O Segmento do Upstream na Indústria de Petróleo e sua Importância
Essa fase se destaca pela intensidade de capital requerido para
investimentos somados ao elevado risco. Fatores esses que limitam
fortemente a quantidade de companhias capazes de investir nesta indústria.
Um agente, ao decidir investir neste setor, deve ponderar todos os riscos e o
potencial de rentabilidade que uma determinada área apresenta, e como
elas interagem entre si. Portanto, para se avaliar uma região, e saber se ela
pode ser considerada atrativa ou não, é preciso discriminar todos os riscos
envolvidos, para que se possa representar o ambiente enfrentado pelo
investidor.
1.3 Riscos da Indústria Petrolífera
A indústria do petróleo se distingue dos outros setores industriais
por explorar um recurso mineral não renovável. E ele é extraído das
reservas distribuídas irregularmente ao redor do globo. As reservas
possuem uma distribuição log- normal, ficando alguns países com uma
grande concentração do bem, enquanto outros de forma escassa ou a
simplesmente a sua extração é economicamente inviável. O petróleo ainda
se diferencia qualitativamente de região para região, o que torna o preço do
óleo irregular. O valor do petróleo é maior quanto mais leve for o óleo
13
(maior grau API), pois dele se retiram os derivados mais valiosos. Com isso,
a indústria petrolífera fica condicionada à característica geológica, política e
regulatória da região. Os principais riscos encontrados nesta indústria
podem ser divididos em três subgrupos: risco geológico, risco político e
risco regulatório.
1.3.1 Risco Geológico
Dado que o petróleo é um recurso mineral, o desenvolvimento de
estudos geológicos torna- se imprescindível para o sucesso de um
investimento nesse setor. É preciso, primeiramente, localizar as bacias
sedimentares, pois é onde se encontram as jazidas. Um agente que pretenda
atuar na fase de upstream deve investir uma quantidade muito elevada de
recursos e em um ambiente muito incerto. A fase de exploração, que
corresponde a primeira etapa da cadeia do petróleo, é também a que
concentra os maiores riscos.
Ela é dividida em duas fases: primeira constituída de estudos
geológicos e geofísicos, a segunda da perfuração de poços de prospecção.
Na primeira fase, geólogos e geofísicos mapeiam as áreas de possível
ocorrência de reservas de petróleo. Antes da perfuração, não existe um
modo de saber se a operação será um sucesso ou fracasso. Esse resultado só
é possível após a perfuração. Mas a perfuração tem um custo muito elevado.
Eles podem representar entre 40% à 80% dos custos de exploração e
desenvolvimento de um campo de petróleo. De acordo com Almeida (2002),
cada poço perfurado custa em média entre 1 e 5 milhões de dólares. Por
isso, as companhias de petróleo só decidem perfurar após fazerem análises
14
geológicas criteriosas. E, ainda assim, a maioria dos poços perfurados são
secos. Isso caracteriza o que chamamos de risco geológico.
Sendo assim, as empresas logo encontram o seu primeiro desafio:
onde conseguir uma quantidade de capital suficiente para o seu
investimento. E descobrem que, devido ao elevado risco geológico, as portas
das agências financeiras estão fechadas para este tipo de investimento. Com
isso, as empresas que estão interessadas na exploração do petróleo devem
possuir capital próprio para investir de forma isolada ou de forma
associada a outras empresas através de joint ventures . Essa característica
acaba se tornando uma forte barreira à entrada, que limita sensivelmente o
grau de competição neste setor.
Dado que as reservas de petróleo estão distribuídas de forma desigual
pelo mundo, o custo de exploração e probabilidade de sucesso da
perfuração, além da produtividade do poço – quantidade de óleo encontrada
por poço perfurado – varia de região para região. Essa é uma das
condicionantes que tornam uma região mais atrativa que outra.
O sucesso da perfuração, i.e, descobrir uma reserva que pode ser
considerada comercial, depende de dois fatores: custo da exploração e o
preço do óleo. Um óleo será considerado comercial, se a sua produção
permitir que o ganho mais que supere os seus custos e o risco envolvidos.
Quanto maior for o preço do óleo, maiores serão as quantidades de reservas
consideradas comerciais. O preço do óleo pode tornar uma região mais
atrativa. Isso deixa algumas regiões diretamente dependentes do preço do
óleo. O preço do petróleo é determinado no mercado spot e varia de acordo
com a sua qualidade. Portanto, neste caso, torna - se mais atrativa aquela
região onde o óleo possui uma melhor qualidade, já que com preços mais
elevados, uma jazida se torna comercializável com maior facilidade.
15
Os custos seguem essa mesma linha. Eles variam de acordo com a
complexidade da exploração do óleo. Por exemplo, explorar e produzir
petróleo em terra é muito mais barato do que em mar, dada a menor
complexidade tecnológica e facilidade de escoamento do óleo. Logo, em
terra, fica mais fácil tornar uma jazida comercializável. Neste caso,
pequenas reservas podem ser consideradas comercializáveis, enquanto que
em mar, exige- se que haja uma descoberta de jazidas de tamanhos maiores.
A atratividade de uma região, destacando apenas o risco geológico,
também está relacionada com a quantidade de dados disponíveis sobre uma
dada região. Bacias com uma boa base informacional são preferíveis a áreas
que não possuem um bom conhecimento prévio. Como já foi mencionado
anteriormente, uma maior quantidade de informação permite reduzir o
risco de perfuração de poços secos (risco geológico). Não obstante, outro
fator de grande importância é o tempo de exploração de uma dada região.
Uma área que já atingiu o ponto máximo de sua exploração, deixa de ser
atrativa, embora se tenha grande informação sobre a área, pois as reservas
já estão se exaurindo, provocando uma diminuição da produtividade das
jazidas. A quantidade de óleo encontrada nesta área torna - se decrescente.
Um campo localizado em uma área de fronteira geológica torna- se
mais atrativo à medida que a possibilidade de encontrar campos grandes e
gigantes, dependendo das características geológicas da região, aumenta, e
conseqüentemente, aumentam as chances de se obter maiores rendas do
petróleo.
Durante a década de 80 e início de 90, departamentos de exploração
das companhias de petróleo perderam a credibilidade frente aos diretores e
acionistas de empresas, pois muitos haviam falhado consistentemente na
16
previsão de adição de novas jazidas. Por isso, tornou - se comum o uso de
técnicas de interpretação e análise cada vez mais sofisticadas, buscando
minimizar o risco inerente à atividade de exploração e maximizar os ganhos
de seu portfólio exploratório. Logo, para trazer mais objetividade e
consistência na avaliação dos projetos do portfólio, vários métodos de
análise de risco foram adotados. Essas estimativas de valores estão
baseadas em volumes de hidrocarbonetos, risco geológico e produtividade e
desempenho dos reservatórios.
O processo de avaliação da distribuição dos recursos naturais
possíveis, foca- se na chance de descobrir uma acumulação de
hidrocarbonetos, e nos requisitos necessários para sua produção, agregando
um valor significativo à empresa a uma taxa de retorno aceitável. O risco
geológico e a probabilidade de se descobrir volumes de hidrocarbonetos que
podem ser produzidos, podem ser obtidos através da estimação do volume,
dado uma distribuição de probabilidade dos valores recuperáveis. De acordo
com Bedgral e Dias (2000), ele deve levar em consideração o conceito de
play , o qual pode ser descrito por quatro elementos: rocha geradora,
reservatório, trapa e a dinâmica dos processos (geração, migração e timing
dos eventos).
As curvas de produção e os custos de infra - estrutura e transporte
podem ser estimados, incorporando - os a um modelo econômico /político do
país anfitrião, para a obtenção do valor econômico.
Cálculo da Probabilidade de Sucesso Geológico
Para Bedgral e Dias (2000), o risco geológico pode ser calculado
avaliando a probabilidade de sucesso geológico (Psg). Ela é quantificada
calculando - se a probabilidade dos seguintes fatores: presença de rochas
17
geradoras (Prg); presença de rocha reservatório (Prr); presença de trapas e
selos (Pts); e dinâmica do processo (Pdp). A probabilidade de sucesso
geológico (Psg) será a multiplicação das probabilidades individuais:
Psg = Prg x Prr x Pts x Pdp
Os resultados poderão ser classificados de acordo com o seu risco,
tais como: não favorável, questionável, neutro, encorajador e favorável. De
acordo com Otis e Scheiderman (1997), podemos definir:
- Risco muito baixo (Psg entre 0,55 e 0,99). Todos os fatores de risco
são favoráveis. Poços que atentam plays privados adjacentes (< 5 km)
a campos de produção.
- Risco baixo (Psg entre 0,25 e 0,5). Todos os fatores de riscos são
encorajadores e favoráveis. Poços que atestam plays provados
próximos (5 à 10 km) a campos de produção
.
- Risco moderado (Psg entre 0,125 e 0,25). Dois ou três fatores são
encorajadores e favoráveis, sendo os outros neutros. Poços testando
novos plays ou plays provados distantes (> 10 km) de campos de
produção.
- Risco alto (Psg entre 0,063 e 0,125). Um dos fatores de risco é
encorajador – dois ou três neutros ou encorajadores. Poços testando
novos plays , em bacias produtoras, distantes (> 20 km) de campos de
produção ou plays provados de áreas emergentes.
- Risco muito alto (Psg entre 0,01 e 0,063). Dois ou três fatores de risco
são piores que neutro, sendo o restante questionável ou não-
18
favorável. Poços testando novos plays , em áreas de
fronteira /emergente, distante (> 50 km) de um campo de produção.
1.3.2 Risco Político
O risco político se configura quando há incertezas quanto à
estabilidade de um governo. Segundo Spiller e Holburn (2000), uma
instituição governamental instável oferece pouca ou nenhuma garantia de
credibilidade contra expropriação direta ou indireta da propriedade privada,
o que desencoraja os investimentos privados.
Atualmente o risco político é certamente uma das questões mais
relevantes nas relações internacionais. Como não é fácil de ser medido, as
empresas que desejam entrar em um novo país, se deparam com um grande
problema. Estão inseridos neste risco problemas como a nacionalização e a
expropriação. Mas, ao se fazer um exame da expansão econômica,
principalmente no final da década de 80, com o processo de globalização,
percebe- se que ações como essa se tornaram incomuns. Isso porque, a
comunidade financeira e os investidores no setor petrolífero estão
preparados para aplicar fortes penalidades aos países que se utilizam da
expropriação de ativos de uma companhia.
A expropriação está amparada na lei internacional, pois se leva em
consideração que essa atitude visa o melhor interesse para o país. Mas é
preciso que as companhias envolvidas sejam compensadas. Esse é o aspecto
comum da expropriação legal. O problema está em definir uma
compensação adequada. Embora seja legal, os governos sabem que qualquer
tipo de nacionalização, expropriação ou confisco, acabam enviando sinais
ruins aos investidores estrangeiros. Os aumentos da carga tributária,
19
mudanças na legislação trabalhista ou controle de preços podem ser
considerados como sendo os riscos mais realistas.
Mudanças nas regras são sem dúvida um dos aspectos mais difíceis
na condução dos negócios em outros países. As constantes trocas de
política constituem a mais relevante medida de risco que confronta a
indústria. Isso inclui mudanças no governo e flutuações nas leis tributárias.
Em alguns países, principalmente democrático, a taxa de mudança é
excessiva. As mudanças nesses países ocorrem quase com a mesma
freqüência que os governos são substituídos.
1.3.2.1 - Quantificando o Risco Político
Um caminho utilizado para se quantificar o risco político ou qualquer
outro tipo de risco é através do valor monetário esperado (EMV), isto porque
ele combina estimativas quantitativas de probabilidade (por exemplo,
incertezas de cada um dos elementos alternativos que constituem uma
oportunidade de investimento). Segundo Johnson (1994), o EMV é o
somatório das probabilidades (P) – taxa de sucesso ou insucesso comercial –
multiplicada pelos seus valores (V) – valor presente líquido e os custos (em
caso de insucesso). Logo, EMV= ∑ (P x V). Este parâmetro é computado como
a soma do produto matemático da probabilidade de cada resultado vezes o
VPL de todos os resultados possíveis. As companhias buscam combinar o
gerenciamento prudente dos recursos com o retorno do investimento.
Embora o cálculo do valor monetário esperado forneça valores
robustos, o seu cálculo se torna complexo a medida em que se torna
necessário desenvolver estimativas, como no exemplo da tabela 1.1, de
probabilidade de um conjunto de eventos ocorrerem, tais como o risco de
expropriação de um ativo, entre outros. Atualmente, existem empresas
20
especializadas na elaboração desse risco. As principais são: EIU Viewswire
(The Economist), Moody`s, Standard and Poors, Fitch, Rating and
Investiments, Duff e Phelps, e Thonson Bankwatch. No capítulo 4, será
utilizada a classificação de risco político desenvolvida pela Economist
Intelligence Unit (EIU – The Economist), realizada em abril de 2004, dada a
credibilidade da agência e pela melhor adequação ao modelo.
O exemplo apresentado por Johnson (1994), demons trado na tabela
1.1, mostra vários cenários previstos em uma hipotética exploração. Neste
exemplo, assume- se que o esforço exploratório poderia estar sujeito a graus
de variações de comportamentos políticos. A tabela 1.1 apresenta ainda o
peso relativo associado às várias conseqüências possíveis. Embora exista um
risco reconhecido de expropriação, esboçado no modelo de EMV, o projeto
parece ter uma valiosa consideração.
De acordo com o exemplo apresentado, o valor monetário esperado é
de $ 51 milhões, apesar do risco político. O modelo assume que a
possibilidade de ocorrência de expropriação é de 8%, em adição ao risco
associado com as variações políticas. A tabela é outra representação da
teoria do EMV, mas permite mais duas possíveis conseqüências. Isto é um
formato tabular para o que se conhece como árvore de decisão. Os riscos e
as recompensas neste caso são pesados e balanceados, possibilitando o
gerenciamento explícito das probabilidades estimadas ou modelos de
resultado econômico de possíveis cenários. A teoria do EMV é somente parte
da equação, pois depende muito da avaliação de cada agente. Enquanto este
exemplo possui um valor esperado positivo, alguns agentes, com uma
aversão ao risco maior, poderiam preferir um ambiente mais saudável.
Tabela 1.1 – Quantificando o Risco Político
21
ResultadosPossíveis
ValorPresente ($
Mi)
Probabilidade (%)
ValorMonetário
Esperado ($Mi)
Insucesso noEsforço deExploração: $50 Mi;Boa CredibilidadePolítica - 50 70% - 35
Grande Descoberta;ModeradoDescontentamentoPolítico 700 5% 35
Grande Descoberta;DescontentamentoPolítico Substancial 500 5% 25ModeradaDescoberta;DescontentamentoPolítico Moderado 350 6% 21ModeradaDescoberta;DescontentamentoPolítico Substancial 250 6% 15
Grande Descoberta;Ativos ExpropriadosDurante a Fase deDesenvolvimento - 150 4% - 6ModeradaDescoberta; AtivosExpropriadosDurante a Fase deDesenvolvimento - 100 4% - 4Total 100% $51
Fonte: Johnson (1994)
Se o valor esperado de uma oportunidade de investimento é positivo,
então isto é passível de consideração. Mas quão positivo deve ser um valor
esperado? Como as companhias possuem diferentes perfis de risco e níveis
22
de aversão sobre um mesmo conjunto de suposições, com a mesma curva
de EMV, o que modifica então é a opção de cada agente. O EMV é uma das
quantificações de risco político, mas não dá importância de como ele é feito.
Desse modo, os agentes devem buscar uma forma diferente de proteção: o
seguro. Esta é uma forma de transferência de risco, sendo uma das muitas
formas de gerenciar riscos.
Por isso, é preciso que as empresas tenham a certeza que não haverá
modificações nos contratos firmados, caracterizando o que pode ser
chamado de risco regulatório (que será melhor detalhado no tópico
seguinte, para que sejam evitadas situações onde possa haver cobranças de
impostos não acordadas, ou, em caso extremo, paralisação da produção. É
preciso levar em consideração a existência de problemas sociais como
guerra civil e religiosa, conflitos internacionais, ditaduras, conflitos
trabalhistas, entre outros. Tudo deve ser levado em consideração antes da
decisão de investimento da companhia em uma região.
Embora esse risco esteja inserido na decisão de investimento em
qualquer setor, o petróleo, por ser um produto estratégico e de grande
rentabilidade, acaba se tornando o mais vulnerável nessas situações, dado
que a maioria das empresas exploradoras são de diferentes nacionalidades.
1.3.3 Risco Regulatório
Um país que possui um sistema regulatório fraco ou até mesmo não o
possui, contribui para o que é chamado de Risco Regulatório. Dado que os
investimentos no setor petrolífero são de elevados riscos e têm um tempo
de maturação muito grande, um agente, ao decidir investir em um país, tem
que estar certo de que os contratos assinados durante um governo serão
mantidos quando houver uma substituição. Logo, os investidores precisam
23
estar certos de que seus direitos estarão assegurados. Como pode ser visto,
o risco regulatório está diretamente relacionado com a quebra de contratos,
diferente do risco político que envolve principalmente crises de ordem
social.
Os países se diferenciam ainda pela forma que permitem a exploração
em seu território. Em quase todos os países do mundo, os recursos minerais
são monopólio do Estado. Logo, uma empresa que deseja explorar esses
recursos, deve ganhar a permissão através de algum órgão concedente.
De acordo com Bastos e Barbosa (2000), existem dois tipos de sistema:
o de concessão e o contratual. No sistema de concessão, as empresas
ganham do governo o direito de explorar e produzir, e o óleo encontrado
passa a pertencer as empresas, em contrapar tida, as empresas devem pagar
royalties e tributos. As empresas, nos sistemas contratuais de partilha de
produção (PSC), recebem uma parcela da produção ou da receita gerada pela
venda no controle de concessão. O sistema contratual é subdividido em
contratos de serviços, onde o pagamento é feito em moeda, e contrato de
partição da produção.
Pode- se perceber que países que adotam o sistema de concessão são
mais atrativos que os que adotam o sistema contratual. Isso se explica pela
maior liberdade e possibilidade de maiores rendimentos neste sistema.
Outro fator que contribui para a atratividade de um país é a existência, ou
não, de uma agência reguladora autônoma, cujo objetivo é garantir que os
contratos firmados serão cumpridos.
1.4 O Government Take e a Atratividade
24
Os impostos podem ser usados pelo governo como forma de controle
dos seus recursos naturais. A indústria do petróleo envolve riqueza e poder.
Em muitos países, o petróleo exportado e importado domina a economia.
Um dos aspectos vitais dessa indústria é sua tributação. A parcela do
governo (government take ) na divisão dos lucros do empreendimento
compreende todas as exigibilidades imposta ao concessionário, tais como
tributos, as contribuições sociais e as participações governamentais. Cada
país tem um government take diferente. Desse modo, os agentes devem
analisar qual o tamanho do take apropriado pelo governo em cada região,
verificando qual região é mais atrativa.
O campo da tributação é caracterizado em todo o mundo pela
diversidade de sistemas fiscais. As mais de 250 jurisdições (países,
províncias, estados e territórios) existentes no mundo, possuem, cada uma,
um regime fiscal diferente aplicável à exploração e produção de petróleo e
gás. Dependendo das condições geográficas, técnicas e econômicas, pode- se
ter dentro de uma mesma jurisdição, adoção de diferentes exigências fiscais
(exemplo do Brasil: diferentes regimes aplicáveis à lavra em terra, águas
rasas e águas profundas).
Existem mais sistemas fiscais na indústria do petróleo do que países
produtores desse bem. Isto porque, um país pode ter mais de um regime
tributário. Isso acontece principalmente em períodos de transição de dois
regimes.
A teoria econômica clássica foca- se na produção derivada do trabalho
e do capital. Ela se preocupa em mostrar como esta produção é dividida
entre trabalhadores proprietários de capital e proprietários de terra
(salários, lucro e aluguel respectivamente). Renda econômica da indústria do
petróleo corresponde à diferença entre o valor da produção e os custos de
25
extração. Esses custos consistem em uma exploração normal,
desenvolvimento do poço e custos de operação, somada a uma apropriada
parte do lucro exigida pela indústria do petróleo. Renda econômica é
sinônimo de excesso de lucro. Os governos tentam capturar tanta renda
econômica quanto possível através de vários impostos, taxas, royalties e
bônus.
A parcela do governo é igual à receita bruta menos os custos (incluído
a parte do lucro de empresa contratada). Os custos para exploração,
desenvolvimento de poço e produção só podem ser cobertos quando se
começa a produzir. O problema está em determinar qual a renda eficiente a
ser capturada, dado que existe um grande risco de insucesso geológico. Por
isso, o lucro deve ser grande suficiente para cobrir tais riscos.
O governo, através do sistema fiscal, deve permitir que haja
competitividade entre companhias para que se possa ter uma indústria mais
eficiente, havendo uma melhor alocação dos lucros.
A captura da renda econômica pelo governo acontece no momento da
transferência de direitos através do bônus de assinatura e durante a
produção através de royalties , participação da produção ou taxas. Mas a
produção depende do sucesso da exploração. No sistema contratual,
governos e companhias contratadas dividem este risco.
Um aspecto importante a ser considerado é que companhias atuantes
neste segmento são tomadoras de risco. Elas podem reduzir o risco através
da diversificação. Mas os governos não possuem tantas formas de
diversificação. Eles não podem assumir tantos riscos quanto a companhias
internacionais de petróleo. Este fato é de vital importância para se
compreender a dinâmica internacional dessa indústria. Do ponto de vista do
26
governo, existe um trade- off entre aversão ao risco, onde bônus e royalties
são usados, e divisão do risco, onde taxação ou plano de participação da
produção.
1.4.1 - Parte de Contratado: Contractor Take
Contractor Take ou Company Take é a percentagem da renda que
pertence ao agente contratado. O complemento disso é o government take .
Contractor take fornece uma importante comparação entre um sistema
fiscal e outro. Ela foca exclusivamente a divisão de lucros e o correlaciona
diretamente com o valor da reserva, tamanho do campo, e outras medidas
de economia relativa.
Johnston (1994) apresenta a seguinte fórmula para calcular o Take :
- Receita de Operação ($) => receita bruta acumulada menos o custo
bruto acumulado da vida do projeto;
- Receita do governo ($) => todas as receitas do governo como
royalties, taxas, bônus, participação na produção ou nos lucros, etc;
- Government Take (%) => é a receita do governo dividido pela receita
da operação;
- Contractor Take (%) => 1 – Government Take ;
O melhor caminho para se calcular o take exige um modelo
econômico detalhado usando a análise do fluxo de caixa. Uma vez a
projeção do fluxo de caixa tem sido definida, os respectivos takes sobre a
vida do projeto podem ser avaliados. O exemplo apresentado por Johnston
(1994) mostra claramente como isso é possível.
27
Johnson (1994) apresenta um exemplo onde é calculado o government
e contractor take . Sendo a receita bruta (1) da companhia de $1000 e com os
custos operacionais (2) de $400, encontra - se o valor da receita operacional
ou lucro total ((1) – (2)) de $600. Se royalties e as taxas, que representam a
parte do governo, forem de $350, a receita líquida descontada será de $250.
Logo, o contractor take , que é a parcela do lucro total que fica com a
companhia é de 42% ($250/$600). A parcela do governo corresponde,
portanto, a 58% ($350/$600).
A proposta da estrutura fiscal e da tributação é capturar toda a renda
econômica. Isto é consistente, se for dado à indústria uma razoável
participação do lucro. Mas o lucro da indústria considerado razoável é
passível de debate.
1.4.2 - Objetivo do governo
O objetivo de todo governo é maximizar riqueza obtida pelos recursos
naturais além do encorajamento de níveis apropriados de atividade de
exploração e desenvolvimento. Para fazer isso, o sistema fiscal deve:
- Manter clara relação entre Estado e indústria;
- Prover flexibilidade;
- Criar uma saudável competição e garantir um mercado eficiente;
Um sistema fiscal eficiente deve conseguir mensurar os riscos
(políticos e geológicos) presentes no investimento, assim como as
recompensas atribuídas ao potencial geológico da região, buscando - se
atingir um equilíbrio entre risco e recompensa. De acordo com Johnston
28
(1994), a Malásia tem um dos mais elevados takes no sudeste asiático. Mas a
Malásia possui um bom potencial geológico. Por isso, muitas companhias se
interessam por explorar neste país, e o governo sabe disso.
Um país pode ter impostos sobre o lucro de 85% ou mais, como na
Indonésia, enquanto outros podem ter uma taxa de tributação efetiva de
somente 40%, como na Espanha. Dependendo do tipo de sistema usado,
podem ter suas fontes de renda eficiente.
O objetivo das oil companies é maximizar riquezas, encontrando e
produzindo reservas de petróleo e gás com o menor custo e o maior lucro
possível. Infelizmente, as regiões onde se espera encontrar grandes campos
são acompanhadas por alta tributação. A indústria petrolífera é confortável
com forte tributação se eles são justificados por potencial geológico
suficiente. Isso é a base da dinâmica das negociações.
1.5 – Considerações Finais
Este capítulo buscou, primeiramente, apresentar a importância de se
fazer um estudo sobre a indústria do petróleo, e, principalmente, do
segmento do upstream . Compreendendo a fase de exploração,
desenvolvimento e produção, o segmento do upstream , como pôde ser
observado ao longo do capítulo, representa a etapa que concentra grande
risco ao investimento, da mesma forma que pode garantir extraordinárias
receitas em caso de sucesso.
A onda de abertura deste segmento em diversos países, ao longo da
década de 90, fez com que tais países passassem a disputar (mesmo que
não diretamente) investimentos privados. Desse modo, o capítulo
apresentou as principais variáveis determinantes na decisão de escolha para
29
se atuar no setor. Tais variáveis serão utilizadas como base para a
elaboração do ranking de atratividade do segmento do upstream para um
grupo de países, que será apresentado no capítulo 4. O próximo capítulo irá
mostrar como este segmento evolui ao longo dos anos, e como a indústria
do petróleo se configura atualmente.
30
CAPÍTULO 2
EVOLUÇÃO DO UPSTREAM DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA NO MUNDO
Neste capítulo será apresentada a evolução do upstream das
indústrias de petróleo no mundo, desde o início das pesquisas com o
objetivo de descobrir petróleo, até os dias atuais. O capítulo começa
descrevendo a evolução do esforço exploratório mundial passando pelo
auge dos Estados Unidos, como país detentor das maiores reservas e
produção, até chegar na criação da OPEP, e o surgimento de um novo pólo
detentor de grande parte das reservas provadas mundiais, liderados pela
Arábia Saudita. O capítulo finaliza com a apresentação das perspectivas de
investimento na indústria de petróleo até 2030.
2.1 - Breve Histórico dessa Evolução
O petróleo já participa da vida do homem desde os tempos bíblicos.
Mas a sua afirmação na vida moderna se inicia no ano de 1859, quando
começou a exploração comercial nos Estados Unidos. De acordo com
Conaway (1999), o início do que podemos chamar de a “era do petróleo”
começou com a descoberta de óleo na Pensilvânia e, também, com a
descoberta de produtos obtidos com a destilação do óleo, capazes de
substituir com grande êxito o querosene, que antes era obtido através do
carvão, e também o óleo de baleia, ambos utilizados na iluminação.
Com a invenção dos motores à gasolina e a diesel os derivados do
petróleo tornaram - se mais valorizados. A partir desse momento houve um
aumento significativo da exploração de petróleo acompanhada pela
evolução das tecnologias de perfuração, o que possibilitou que as
31
perfurações pudessem alcançar profundidades cada vez maiores, chegando
a mais de 10.000 metros de profundidade.
Neste período, além dos Estados Unidos, outros países como
Venezuela, Trinidad, Argentina, Bolívia e países do Oriente Médio também
estavam obtendo resultados satisfatórios. Segundo Thomas (2001), no ano
de 1945 os Estados Unidos era o maior produtor do mundo, seguido da
Venezuela, México, Rússia, Irã e Iraque. Terminada a Segunda Guerra
Mundial, um novo quadro geopolítico e econômico é traçado, e a indústria
petrolífera acompanha essa mudança.
Nos anos 50, embora os Estados Unidos tivessem metade da produção
mundial, um novo pólo produtor se afirmava. Este pólo estava localizado no
Oriente Médio. Ainda nesse período pode- se observar uma intensa atividade
exploratória e, de acordo com Thomas (2001), o surgimento de novas
técnicas que possibilitaram as incursões no mar.
2.2 - O Surgimento da Organização dos Países Exportadores de Petróleo
(OPEP)
A OPEP foi formada no ano de 1961 objetivando dar uma voz
unificada aos países produtores de petróleo nas negociações de preços com
as companhias ocidentais. O maior impacto causado pela OPEP a partir de
seu surgimento, entretanto, só veio ocorrer a partir do ano de 1973, quando
começou a atuar como um cartel, visando controlar o preço do petróleo.
Atualmente os membros da OPEP são: Arábia Saudita, Iraque, Irã, Venezuela,
Nigéria, Kuwait, Líbia, Emirados Árabes Unidos, Indonésia, Algéria, Gabão e
Catar.
32
Em seu início o mercado petrolífero internacional era muito volátil.
Uma grande descoberta era um evento ao acaso que provocava variações de
preços, modificando totalmente o planejamento das empresas, que
estipulavam quão longa ou curta seria a oferta de óleo, o que provocava
uma verdadeira “dança” dos preços. Este ambiente era desencorajador para
os investimentos de grandes quantias, necessárias em uma indústria
emergente. Alguma estabilidade interessava a todas as partes.
Na década de 30, através da Texas Railroad Commission (TRC), já
havia um esforço para tentar trazer ordem para o mercado. Neste período,
os Estados Unidos, principalmente o estado do Texas, era o maior produtor
e exportador mundial. A TRC era, portanto, capaz cortar ou aumentar a
produção do Texas, visando equilibrar a oferta e a demanda por petróleo.
Trabalhando em conjunto com as grandes oil companies que controlavam
produção mundial de petróleo, a TRC foi capaz de manter relativa
estabilidade de preços.
No início da década de 70, os Estados Unidos haviam perdido sua
posição de líder na produção mundial, tornando - se um importador líquido
de óleo, eliminando a TRC da função de organizadora do mercado, deixando
as multinacionais sozinhas nas negociações. Isto deu aos membros da OPEP
um novo pensamento, ao perceberem que dominavam a oferta mundial de
petróleo. No ano de 1973 começou uma onda de nacionalização nos países
produtores. Rapidamente a OPEP tomou o controle do mercado de óleo e em
outubro de 1973 mais do que duplicou o preço do óleo.
Desde então, a OPEP tem tentado estabilizar seus preços pelos ajustes
das taxas de produção de seus membros. Seu esforço tem sido bem
sucedido por uns momentos, mas em outros a flutuação é inevitável. Isso
não seria nenhuma surpresa, dada a grande diversidade de interesses que
33
existe entre os membros de estados individualmente. A invasão do Kuwait
pelo Iraque pode ser um bom exemplo.
Outro fator que vem enfraquecendo a OPEP é a substancial produção
da não- OPEP (países que não fazem parte da OPEP), que recentemente está
crescendo pelo mundo. Ao longo da década de 90, a produção da OPEP tem
reduzido para somente 40% da produção mundial (vide tabela 2.1). Isto é
significativo, embora que OPEP, particularmente Arábia Saudita, ainda
detém praticamente 80% das mundiais (vide tabela 2.2). Isso assegura a
continuação de sua influência sobre o preço do petróleo.
Gráfico 2.1 – Produção de Petróleo: Total no Mundo versus OPEP (1965 –
2001)
34
O gráfico 2.1 mostra como vem evoluindo a produção mundial total
em relação à produção dos países da OPEP desde de 1965. Como se pode
perceber, a diferença entre o total produzido no mundo e a produção da
OPEP está aumentando. Após a segunda crise do petróleo, o mundo buscou
se proteger da dependência do petróleo oriundo da OPEP. Com isso,
intensificou - se o desenvolvimento de novas tecnologias que possibilitassem
a exploração de novas áreas e também a recuperação das jazidas. A tabela
2.1 fornece uma visão mais ampla da evolução da produção de petróleo e a
relação entre a produção da OPEP e do mundo.
Tabela 2.1 – Relação da Produção da OPEP com o Resto do Mundo
Mundo
(M) OPEP (O) O/M
1965 31803 14386 45%1970 48061 23509 49%1975 55824 27168 49%1980 62946 27249 43%
35
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
19651968
19711974
19771980
19831986
19891992
19951998
2001
Mil
Ba
rris
po
r D
ia
Mundo OPEP
Fonte: Elaboração própria com dados da BP Statistical (2003)
1985 57454 16695 29%1990 65400 24569 38%1995 67968 27559 41%2000 74574 30974 42%2002 73935 28240 38%
Fonte: elaboração própria com dados da BP Statistical (2003)
Através da análise da tabela 2.1 pode- se observar que a partir do final
da década de 60 e início da década de 70 a produção da OPEP ultrapassa os
50% da produção total. A partir da segunda crise mundial do petróleo, essa
relação começa a cair, chegando a 29% no ano de 1985. Essa diferença está
relacionada com a brutal queda da produção da OPEP, cujo objetivo era a
manutenção do preço internacional do petróleo em níveis elevados, e com o
crescimento da produção mundial, resultado do aumento do esforço
exploratório nos países não- OPEP em busca de uma menor dependência
externa do energético.
No ano de 1979, a produção de petróleo da OPEP foi de 31 milhões de
barris por dia e a produção mundial foi de 66 milhões. Já no ano de 1985 a
produção da OPEP foi de 16 milhões de barris por dia, enquanto a produção
mundial gerou em torno de 54 milhões. Como já havia sido identificada
anteriormente, ao longo da década de 90, essa relação girou em torno de
40%, demonst rando que o mundo ainda é muito dependente da produção da
OPEP.
Tabela 2.2 – Evolução das Reservas Provadas Mundiais e OPEP (bilhões
de barris)
Mundo(M)
OPEP(O) O/M
1980 659,9 432,8 66%1983 678,5 446,3 66%1986 707,8 475,2 67%
36
1989 1011,3 764,9 76%1992 1006,7 769,9 76%1995 1016,9 776,9 76%1998 1052,1 800,5 76%2002 1047,7 819 78%
Fonte: Elaboração própria com dados da BP Statistical (2003)
Uma interpretação diferente ocorre quando se faz uma análise sobre
as reservas mundiais provadas e a participação das reservas provadas dos
países da OPEP desse total. A tabela 2.2 mostra a evolução das reservas
provadas a partir de 1980 e a relação entre a OPEP e as reservas mundiais.
Pode- se observar que ela segue uma trajetória oposta ao da evolução da
produção da OPEP, apresentando uma trajetória de crescimento de suas
reservas, estabilizando a partir do ano de 1996 no patamar de 78%.
2.3 – Países que se Destacam no Mundo
Como já foi apresentado, o petróleo, embora seja de necessidade de
todas as nações, sua distribuição se dá de forma irregular pelo mundo, e,
por ser um recurso não renovável, a sua extração acaba exaurindo as
reservas. Como exemplo temos os Estados Unidos que, até meados do
século passado, além de ser o maior produtor, também era o detentor das
maiores reservas. Os países que detém as reservas e concentram a produção
desse bem tão disputado, certamente se colocam em uma posição muito
mais favorável, por isso se torna tão importante conhecer esses países.
Gráfico 2.2 – Maiores produtores de Petróleo do Mundo (2002)
37
Fonte: BP Statistical (2003)
Atualmente o país que detém a maior produção de petróleo no mundo
é a Arábia Saudita, que, durante o ano de 2002, segundo a fonte da BP,
produziu 8,7 milhões de barris por dia. O segundo maior produtor foi os
Estados Unidos, com uma produção diária de 7,7 milhões de barris, ao lado
da Federação Russa. O gráfico 2.2 nos mostra os sete maiores países
produtores de petróleo do mundo.
Gráfico 2.3 – Evolução da Produção de Petróleo nos EUA e Arábia
(1965- 2002)
Estados Unidos20%Federação
Russa20%
México9%
China9%
Irã9%
Noruega9%
Arabia Saudita24%
38
Ao se fazer uma análise da evolução da produção dos dois principais
produtores (vide gráfico 2.3), percebe- se o espetacular aumento da
produção da Arábia Saudita e a queda da produção dos Estados Unidos,
desde o início da década de 70. Essa análise está de acordo com as análises
feitas anteriormente, onde se confrontou a produção de petróleo dos
Estados Unidos com a produção da OPEP.
A análise dos países que detêm as maiores reservas provadas de
petróleo do mundo mostra a verdadeira força da OPEP e principalmente da
Arábia Saudita. Como pode ser observado no gráfico 2.4, o qual indicam os
sete países que possuem as maiores reservas provadas do mundo, observa-
se que as seis maiores são de países membros da OPEP. Individualmente as
reservas provadas da Arábia Saudita, que somadas chegam a um total de
262 bilhões de barris, correspondem a 26% do total do mundo, que no ano
de 2002, segundo a fonte da BP Statistical (2003), somaram 1 trilhão de
barris. A soma das reservas provadas dos seis membros da OPEP
corresponde a 73% das reservas provadas de petróleo do mundo.
39
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1965
1967
1969
1971
1973
1975
1977
1979
1981
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
Mil
bp
d
Estados Unidos Arabia Saudita
Fonte: Elaboração Própria com dados da BP Statistical (2003)
Gráfico 2.4 – Países com as Maiores Reservas Provadas do Mundo (2002)
2.4 – Evolução da Produção Offshore
A exploração offshore começou no início da década de 50, com o
desenvolvimento de novas tecnologias. Os custos elevados de exploração e o
baixo preço do petróleo limitavam a exploração a apenas alguns países.
Com a primeira crise de petróleo, no ano de 1973, a elevação do preço do
petróleo, somada à busca pela auto - suficiência, tornou essa exploração
mais viável, permitindo a entrada de novos países e a ampliação da
produção nos países que já se dedicavam a exploração offshore . Com isso,
as pesquisas para o desenvolvimento de tecnologias que permitissem a
exploração offshore a um custo mais baixo, foram intensificadas.
Como já havia sido comentado no primeiro capítulo, o esgotamento
de novas jazidas em áreas de fácil acesso está levando as empresas a
buscarem petróleo em regiões cada vez mais inóspitas. Durante a década de
40
0
50
100
150
200
250
300
Iraqu
eKwait Ira
n
Venez
uela
Bilh
ões
de B
arri
s
Fonte: Elaboração própria com dados da BP Statistical 2003
80, passada a segunda crise do petróleo, os resultados das pesquisas
possibilitaram a exploração em águas cada vez mais profundas. O Brasil,
através das pesquisas desenvolvidas pela companhia estatal Petróleo
Brasileiro S/A - Petrobrás, tornou - se detentor da tecnologia de perfuração
em águas ultraprofunda. Atualmente, no Brasil, se perfura a uma
profundidade de 3000 metros e já se produz a 2000 metros.
2.5 - Projeções de Investimentos na Indústria de Petróleo para as
Próximas Três Décadas
Para se compreender como um país pode se tornar atrativo, é preciso
conhecer quais as reais necessidades de investimento nesse setor e,
principalmente, onde esses investimentos estarão centrados nos anos que
se seguem. Segundo a World Energy Investiment Outlook (WEIO- 2003 ), até o
ano de 2030, serão necessários para setor petrolífero, um gasto com
investimentos em torno de $ 3 trilhões.
Para as próximas três décadas, deverá ser investido, em média, $ 103
bilhões por ano. O capital investido aumentará de $ 920 bilhões na atual
década para $ 1,14 trilhões na última década, como pode ser observado no
gráfico 2.5. De acordo com o Cenário de Referência do The World Energy
Outlook 2002 (WEO- 2002) , a demanda de óleo está projetada para crescer de
77 mb/d em 2002 para 120 mb/d em 2030.
Para atender esse aumento de demanda, a produção dos países
membros da OPEP terá que crescer constantemente de 29 mb/d em 2002
para 65 mb/d até 2030. Espera - se haver um aumento maior da produção
nas duas ultimas décadas. Sustentados pela recente alta nos preços do óleo,
a oferta dos países não- OPEP se manterá no atual nível até 2010. Então ela
irá declinar lentamente assim como a produção nas regiões não- OPEP. Isto
41
porque, os países em transição, África e América Latina, não conseguirão
compensar a queda de produção das áreas maduras, tais como América do
Norte e Mar do Norte.
2.5 – Projeção de Investimento Acumulado no Setor Petrolífero por
Década
0
200
400
600
800
1000
1200
2001-2010 2011-2020 2021-2030
bilh
õe
s d
e d
óla
res
Fonte: World Energy Investiment Outlook 2003 - IEA
2.6 – Expectativas de Investimento em Upstream até 2030
O investimento global acumulado em exploração e desenvolvimento
de 2001 para 2030 será de $ 2.2 trilhões, ou cerca de $ 74 bilhões por ano.
Isso corresponde a 70% do total investido no setor petrolífero. De acordo
com a IEA (2003), espera - se que os países em desenvolvimento, onde o
Brasil se encontra, respondam por aproximadamente 55% dos investimento
global em upstream . Os países da OECD terão uma queda de 30% em 2002
para 11% em 2030. É preciso ressaltar que o baixo nível de investimento nos
42
países membro da OPEP, que representa apenas 18%, está relacionado com o
baixo custo unitário nesta região.
Gráfico 2.6 – Investimento no Setor Petrolífero por Regiões 2001 - 2030
0
100
200
300
400
500
600
EUA and C
anadá
Rússia
Ori
ente
Méd
io
Áfric
a
Amér
ica L
atin
a
China
Ásia P
acifi
ca
Fonte: World Energy Investiment Outlook 2003 - IEA
bilh
õe
s d
e d
óla
res
Ao longo desse período deverá ser encontrado algo em torno de 470
bilhões de barris de óleo. Essa quantidade de óleo será necessária para
repor as reservas existentes (garantindo a demanda atual de petróleo) e para
alcançar o crescimento da demanda. O que implica em um declínio na razão
de produção das reservas provadas mundiais de 40 anos no presente para
20 anos em 2030.
Outros dados de grande relevância para o Brasil são os investimentos
necessários para o offshore . Atualmente, a produção offshore representa
30% da oferta mundial de petróleo. As principais regiões produtoras são:
Golfo do México, Brasil, África Ocidental e Mar do Norte. A expectativa é de
que a produção offshore cresça substancialmente, alcançando 34 milhões de
43
barris por dia (mb/d) em 2030. Ele será a principal fonte de produção dos
países não- OPEP, onde a produção offshore irá representar 50% do total
ofertado em 2030.
Esse resultado está relacionado com o grande progresso tecnológico
por que vem passando a exploração offshore . Ao longo da década de 90,
evolução nas técnicas de exploração, desenvolvimento e produção de óleo
em águas profundas (Até 500 metros de profundidade) e ultraprofundas
(acima de 1.500 metros de profundidade) permitiram a adição de reservas
em regiões antes não acessíveis. O Brasil se destaca na exploração offshore
por ser o recordista em profundidade jamais acessadas tanto para
exploração quanto para produção. Esses avanços técnicos tornam a
exploração offshore economicamente viável. Por exemplo, o custo de capital
dos primeiros campos do Golfo do México em águas profundas, na década
de 70, era elevadíssimo, em torno de $ 25 por barril. Atualmente, consegue -
se produzir com um custo inferior a $ 10 por barril.
2.7 – Considerações Finais
O capítulo teve como objetivo apresentar a evolução do segmento do
upstream ao longo dos anos, com enfoque nos principais acontecimentos
desse período, como foi o caso da formação da OPEP. O capítulo apresentou
ainda a configuração da indústria atual. Através da análise das reservas
provadas e produção, foi possível identificar os principais países que atuam
neste setor. O capítulo se encerra com a apresentação de projeções de
investimento para o setor até 2030, de acordo com os resultados divulgados
pela IEA (2003) .
Deste modo, este capítulo foi importante para mostrar o cenário em
que se enquadra a análise deste trabalho. Como foi apresentado
44
anteriormente, a necessidade das empresas de renovarem as suas reservas,
com o objetivo de dar sustentabilidade aos seus negócios e, ao mesmo
tempo, atender uma demanda crescente, leva a crer que o investimento no
upstream mundial continuará aquecido nas próximas três décadas. A falta
de descobertas expressivas em regiões onshore não- OPEP, sinaliza para um
aumento, neste período, do esforço exploratório offshore . Desse modo, o
Brasil se apresenta como uma fronteira importante para a expansão dos
investimentos internacionais no upstream do setor de petrolífero. O
próximo capítulo fará uma apresentação de como a indústria de petróleo
evoluiu no Brasil, e como ele se apresenta hoje.
45
CAPÍTULO 3
A INDÚSTRIA DE PETRÓLEO BRASILEIRA
Este capítulo tem como objetivo mostrar como a atratividade do
upstream na indústria de petróleo vem evoluindo no Brasil ao longo dos
anos, desde de o início das pesquisas relacionadas diretamente à descoberta
de petróleo até os dias atuais. O capítulo abordará três grandes fases: as
pesquisas até o surgimento da Petrobras; a criação da Petrobras e as
grandes conquistas; finalizando com a abertura do mercado e os novos
desafios.
3.1 A Evolução do Upstream da Indústria de Petróleo Brasileira
Antes de começarem as pesquisas diretamente relacionadas ao
petróleo no Brasil, é concedido, no ano de 1858, o primeiro Decreto que
dava o direito de se extrair mineral betuminoso em solo brasileiro, para a
fabricação de querosene, na então província da Bahia, assinado pelo
Marquês de Olinda. Mas, é no ano de 1891, que se tem as primeiras notícias
de pesquisas diretamente relacionadas com o petróleo, devido ao
surgimento de sedimento argiloso no litoral de Alagoas. O primeiro poço a
ser perfurado com o objetivo de encontrar petróleo ocorreu no ano de 1897,
em Bofete, estado de São Paulo, atingindo a profundidade de 488 metros,
com uma produção de 0,5 m 3 de óleo. É preciso destacar que nesse período
as atividades eram amadoras e desorganizadas.
Segundo Thomas (2001), o ano de 1907 marca a entrada dos órgãos
públicos na realização de pesquisas, através da criação do Serviço Geológico
e Mineralógico do Brasil, que perfura um total de 63 poços, embora todos
sem sucesso. Em 1916, tem- se a primeira sondagem oficial realizada por
46
um órgão público. Nesse período, participavam também das pesquisas a
iniciativa privada estrangeira e nacional.
Ao longo da década de 30 surge a tendência de nacionalização,
durante o governo Getúlio Vargas. No ano de 1933 foi criado o
Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM), que se torna o
descobridor de petróleo em território nacional através do poço DNPM- 163,
em 1939, que embora considerado antieconômico gerou resultados
favoráveis para o desenvolvimento da atividade petrolífera no país. O poço,
localizado em Lobato, BA, atingiu uma profundidade de 210 metros. O
primeiro campo comercial foi descoberto no ano de 1941, em Candeias, BA.
No ano de 1938, através de um decreto de lei, toda a atividade petrolífera
passou a ser obrigatoriamente realizada por brasileiros. Neste mesmo ano
foi criado o Conselho Nacional do Petróleo, que ficou responsável pela
regulação da atividade, dentre outras funções.
3.2 – Surge a Major Brasileira: Petróleo Brasileiro S.A.
“Constituída com capital, técnica e trabalho exclusivamente
brasileiros, a Petrobras resulta de uma firme política
nacionalista no terreno econômico, já consagrada por outros
arranjados empreendimentos, em cuja validade sempre
confiei... É, portanto, com satisfação e orgulho patriótico que
hoje sancionei o texto de lei aprovado pelo poder legislativo,
que constitui um novo marco da nossa independência
econômica”.
(Vargas, Getúlio. Mensagem ao Povo Brasileiro, 1953)
A exploração de petróleo passou a gerar um debate no final da década
de 40, e tinha como questão principal a escolha da melhor política que o
47
Brasil poderia adotar. Para um grupo, a melhor forma seria a adoção de um
regime de monopólio estatal, ao contrário do outro grupo que era a favor da
participação da iniciativa privada. O presidente Getúlio Vargas, após uma
intensa campanha popular, assinou a Lei 2.004, em 3 de outubro de 1953,
criando o monopólio estatal na pesquisa e lavra, refino e transporte do
petróleo e seus derivados, além de criar a Petróleo Brasileiro S/A, Petrobrás,
responsável única pela exploração deste monopólio.
A partir da criação da Petrobras, as pesquisas passaram a se
desenvolver, pois até então, as perfurações seguiam em pequena escala e
eram feitas pela iniciativa privada. A indústria nacional petrolífera
começava a se desenvolver, multiplicando - se, com isso, as pesquisas em
diversas bacias brasileiras. A produção começou em terra, mas depois
passou a ser produzido em mar (representando 80% da produção atual),
com o objetivo de atender o consumo nacional de combustíveis e derivados
do petróleo, aliviando com isso o balanço de pagamentos.
No ano de 1953, o consumo de petróleo diário no Brasil era de 170
mil barris, quase todos importados na forma de derivados, porque a
produção nacional totalizava apenas 2.700 barris por dia. Para diminuir
essa dependência, a companhia intensificou as atividades exploratórias e
para atender a nascente indústria brasileira de petróleo, a empresa
especializou seu corpo técnico. Já no final da década, o país produzia 65 mil
barris por dia, e, devido as obras na área industrial, esperava- se para a
década seguinte, auto suficiência do parque de refino na produção de
derivados.
Um grande marco ocorreu no final da década de 60 com a descoberta
de petróleo no mar, em Guaricema, SE. Em 1966 é criado o Centro de
Pesquisa de Desenvolvimento (CENPES), o maior centro de pesquisa da
48
América Latina. É com esse cenário que chegamos na década de 70, a década
das crises. Embora o Brasil houvesse substituído as importações de
derivados, ainda era totalmente dependente do petróleo importado.
3.2.1 – Anos 70: A Crise que Promove Sucesso
Impulsionados pelo crescimento médio anual do Produto Interno
Bruto (PIB) a taxas superiores a 10% ao ano, o consumo de derivados
duplicou no início da década de 70. A Petrobras que era responsável pelo
abastecimento nacional de óleos e derivados viu- se diante da necessidade
de reformular sua estrutura de investimento para atender a demanda
interna.
A reorganização administrativa após o tumultuado governo de João
Goulart, a partir de 64, acabou tornando - se demorada. As constantes
decepções na exploração em terra difundiram a opinião em prol de um
avanço em direção ao mar. Mas como no mar incorre em assumir vários
riscos e incertezas e custos, isso acabou dificultando a entrada da Petrobras
na plataforma continental.
Como já foi mencionado no capítulo anterior, no ano de 1973, a
Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP), percebendo o
domínio sobre a oferta mundial de petróleo, reduziram sua oferta, elevando
substancialmente os preços internacionais, provocando o primeiro choque
do petróleo (em 1979, a OPEP, através novamente do controle da oferta de
petróleo, provoca a segunda crise). O mercado tornou - se conturbado e
marcado por incertezas não apenas quanto aos preços, como também
quanto a garantia de suprimento. Devido ao bom relacionamento com as
companhias estatais da OPEP, pois era importante cliente dessas empresas,
a Petrobras conseguiu manter o abastecimento do mercado brasileiro.
49
Mas esse aumento dos preços acabou dando um grande impulso para
a empresa esquecer os riscos e concentrar os esforços na exploração e
produção offshore , pois a elevação em cerca de cinco vezes do preço do
petróleo tornou economicamente viável essa busca. A primeira descoberta
de petróleo em mar, no ano de 1968, no campo de Guaricema, litoral de
Sergipe, também representou um importante passo para que a Petrobrás
caminhasse em direção a atividade offshore .
De 1973 à 1976 os investimentos em pesquisa cresceram
consideravelmente, depois estabilizando até o segundo choque do petróleo.
A partir de 74 as pesquisas passaram a dar resultados. A descoberta do
campo de Garoupa, no litoral do estado do Rio de Janeiro, anunciou uma
nova fase para a produção no país. Havia sido dada a largada para os
constantes êxitos conseguidos na bacia de Campos.
Passados cinco anos, as reservas provadas eram de 622 milhões de
barris, montante quase equivalente ao que antecede o ano de 73 (742
milhões de barris). As plataformas que em 1973 somavam um total dez
passaram para 34 até 1983. Com o maior conhecimento das regiões de
águas rasas (até 200 metros), mas com poucos resultados expressivos, a
Petrobras foi ganhando espaço para explorar em águas cada vez mais
profundas, o que demandava novos esforços.
Como resultado da prioridade dada aos investimentos em exploração
e produção, ampliada após o segundo choque do petróleo, houve um
aumento da produção do petróleo nacional, que passou a ocupar espaço
cada vez maior na carga das refinarias.
A década de 80 no Brasil, por intermédio da Petrobras, pode ser
chamada de a década da tecnologia. Isso porque, neste período, a
50
companhia se encontrava diante do desafio de produzir em águas com
profundidades superiores à 500 metros, feito nunca conseguido por
nenhuma outra companhia no mundo. A Petrobras, em um gesto de
ousadia, resolveu desenvolver no Brasil a tecnologia para produzir em águas
até 1000 metros de profundidade, onde obteve grande sucesso. Em menos
de uma década, a companhia já dispunha de tecnologia para produzir em
águas ultra - profundas. No ano de 1999, no campo de roncador, bacia de
Campos, a Petrobras começou a produzir a 1853 metros de profundidade.
Atualmente, a meta da empresa é chegar a 3 mil metros de profundidade.
Gráfico 3.1 – Evolução da Produção de Petróleo no Brasil: 1965 - 1997
(mil bpd)
51
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1965
1967
1969
1971
1973
1975
1977
1979
1981
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
Mil
bpd
Fonte: Elaboração própria com dados da BP Statistical (2003)
O gráfico 3.1 mostra a evolução da produção de petróleo no Brasil de
1965 até o ano de 1997, quando houve a abertura do mercado. Ao se
observar o gráfico, fica claro o salto na produção ao longo da década de 80,
reflexo do maior esforço exploratório na plataforma continental. O Brasil,
que no início dos anos 80 tinha uma produção de 188 mil barris por dia, já
no ano de 1986 produzia 591 mil barris diários. A produção no ano de 1997
era quase cinco vezes maior que no ano de 1980, totalizando uma produção
diária de 868 mil barris.
52
Gráfico 3.2 – Número de Poços Perfurados no Brasil – Terra e Mar
0
50
100
150
200
250
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
terra mar
Fonte: Elaboração Própria com dados da Baker Hughes (2004)
3.3 – A Abertura do Mercado Brasileiro: Uma Nova Fase Para a Indústria
Petrolífera no Brasil
A abertura do setor de petróleo e gás brasileiro começou a ser
implementada no ano de 1995, através da Emenda Constitucional no 9, e
completada no ano de 1997, através da sanção da Lei no 9.478 de 6 de
agosto do mesmo ano, conhecida como a Lei do Petróleo. Essa lei tem como
objetivos principais: proteger os interesses do consumidor quanto ao preço,
qualidade e oferta do produto; promover a livre concorrência; atrair
investimentos na área de energia e ampliar a competitividade do país no
mercado internacional.
Desde 1953, como já foi mencionado anteriormente, a exploração,
lavra, transporte e comercialização e distribuição de petróleo e gás, até o
ano de 1995, era monopólio da empresa estatal Petrobras. Neste ano, foi
53
promulgada a emenda Constitucional no 9. Essa Emenda alterou o artigo 177
da Constituição Federal de 1988 e, mantendo o monopólio sob a égide da
União, permitiu que, além da Petrobras, outras empresas, independente da
origem do seu capital, pudessem executar também as atividades de
exploração e produção através de contrato de concessão.
Mas é através da Lei do Petróleo, no ano de 1997, que os termos e
condições segundo os quais o Estado transfere aos particulares o exercício
das atividades relativas ao monopólio do petróleo e do gás natural tornam -
se objetos. De acordo com o Art. 61 parágrafo 1o da Lei do Petróleo, as
atividades referidas anteriormente (exploração, lavra, transporte e
comercialização e distribuição) passaram a ser desenvolvida pela Petrobras
em caráter de livre competição com outras empresas.
Esta lei trouxe a quebra da exclusividade de Petrobras no desempenho
das atividades relacionadas à indústria do petróleo e a criação de dois
novos institutos, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), órgão
que tem por finalidade assessorar o Presidente da República na formulação
de Política Energética, e a Agência Nacional do Petróleo (ANP).
A ANP foi criada com a finalidade de promover a regulação, a
contratação e a fiscalização das atividades econômicas da indústria do
petróleo. Ela é vinculada ao Ministério das Minas e Energia. Cabe ainda a
ANP elaborar os editais e promover as licitações para a concessão de
exploração, desenvolvimento e produção, firmando os contratos e
fiscalizando a sua execução. É importante ressaltar o que está explicitado na
Seção IV, que trata do Processo Decisório, garantindo que ANP obedecerá
aos princípios da legalidade, impessoalidade, moralidade e publicidade. Esta
última questão será importante ao tratarmos do Risco Regulatório.
54
No Capítulo III da lei, que trata da Titularidade e do Monopólio do
Petróleo e Gás Natural, declara - se constituir monopólio da União os
depósitos de petróleo e gás natural localizados em terra e mar, além das
atividades econômicas relacionadas aos hidrocarbonetos. Segundo o Art. 5,
apenas as empresas com sede e administração no Brasil, através de
concessão e autorização, poderão exercer essas atividades econômicas,
cabendo a União a regulação e fiscalização dessas atividades.
3.4 – O Brasil Após a Abertura
Desde a abertura, o upstream tem sido palco das maiores mudanças
do setor petróleo no país, respondendo pela maior parte dos investimentos
por parte de novos agentes e servindo como indicador da atratividade do
mercado. A partir da abertura do upstream brasileiro, já foram realizadas
cinco rodadas de licitação. Essas cinco se somam à rodada zero realizada
em 1998, onde 115 blocos foram concedidos à petrobras sem concorrência
pública.
Gráfico 3.3 – Quantidade Percentual de Áreas Adquiridas por Empresas
nas Rodadas
55
YPF3%
Agip8%
Petrobras30%
Outros16%
Esso4%
Texaco/Chevron10%
Shell5%
Petrobras
YPF
Agip
Texaco/Chevron
Esso
BP
Shell
Amerada Hess
Costal
Pan Canadian
El Paso
Enterprise Oil
Phillips
Maersk
Outros
Fonte: Elaboração Própria com dados da ANP
Como pode ser observado no gráfico 3.3, a exploração despertou
interesse nos principais players do setor. A Petrobras, com maior
conhecimento adquirido, é a maior detentora de áreas para exploração,
seguida pelas supermajors ChevronTexaco, Agip, Shell, Esso e Repsol- YPF.
Outras empresas que não aparecem no gráfico, mas que devem ser
destacadas são: Amerada Hess (4,48%), Pan Canadian (3,51%), BP (2,46%) e El
Paso (2,63%).
Analisando a evolução do número de blocos concedidos no Brasil nas
cinco primeiras rodadas, percebe- se que o número de blocos concedidos à
estatal na rodada zero foi muito expressivo quando comparado aos
números de blocos concedidos nas outras licitações. Isso representou para a
empresa a necessidade de se engajar em um grande esforço exploratório,
razão pela qual a empresa buscou se associar a petroleiras estrangeiras em
muitos blocos concedidos nesta rodada. Cabe salientar o caráter
exponencial desta rodada de concessões, onde a elevada quantidade de
56
blocos concedidos à Petrobras se explica pela necessidade de uma transição
para o novo sistema de concessões através de licitação pública.
Gráfico 3.4 – Evolução das Áreas Licitadas e os Bônus Arrecadados nas 5
Primeiras Rodadas
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
Rodada
1
Rodada
2
Rodada
3
Rodada
4
Rodada
5
Áre
a (
km
2)
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
Bô
nu
s (
R$)
Área Bônus
Fonte : Elaboração Própria com dados da ANP
As três primeiras rodadas de licitação da ANP foram marcadas pelo
grande interesse das empresas estrangeiras – em particular as supermajors ,
atraídas pelo processo de liberalização do mercado. A necessidade das
empresas de se posicionarem no Brasil se refletiu nos montantes em bônus
de assinatura obtido nessas rodadas, como mostra o gráfico 3.4. Em
contrapar tida, o forte comprometimento com o esforço exploratório dos
blocos arrematados nas primeiras três rodadas resultaram na redução de
interesse destas empresas na quarta rodada. A queda brusca no bônus de
assinatura está relacionada com as mudanças ocorridas nesta fase, pois o
bônus teve uma redução forte no seu peso.
57
Tendo em vista esta redução do interesse das grandes empresas, a
ANP resolveu adotar para a quinta rodada um novo sistema de concessões
onde os grandes blocos foram substituídos por células de dimensões
menores. O objetivo da ANP era atrair as empresas ditas independentes, de
pequeno e médio porte.
Gráfico 3.5 - Estimativa de Perfuração de Poços até 2010
0
20
40
60
80
100
120
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Até round 4 Até Round 5
Fonte: Elaboração Própria com dados da ANP
Almeida e Araújo (2003) apresentam um interessante resultado, ao se
analisar o comprometimento das empresas com a exploração, através do
Programa Exploratório Mínimo (PEM) exigido nas quatro primeiras rodadas
de licitação (na quinta rodada as empresas passaram a desenvolver o seu
próprio programa). Para cada rodada foi definida a quantidade mínima de
poços a serem perfurados e de sísmica que deveriam ser realizadas pelas
vencedoras ao longo dos períodos de exploração.
Através desses dados, foi possível estimar a quantidade de poços que
deveriam ser perfurados até 2010. Como a quantidade de óleo encontrada
58
está diretamente relacionada com a quantidade de poços perfurados, a
análise da estimação dos poços perfurados indica como se configurará
nesse período as descobertas. O gráfico 3.5 mostra a estimativa de poços
perfurados até 2010. O Brasil, ao longo desta década, se encontra diante de
dois ciclos de perfuração, que poderá ter resultado direto nas descobertas.
O primeiro ciclo reflete a rodada zero, e teve seu pico no ano de 2001. O
novo ciclo, que reflete todas as outras rodadas, tem seu auge no ano de
2007. Então, esperar um “boom” de descobertas antes desse período poderia
ser uma postura prematura.
3.5 – Considerações Finais
Como pôde ser observado neste capítulo, somente após a criação da
Petrobras, no início da década de 50, é que o Brasil finalmente desenvolve as
pesquisas visando a descoberta de petróleo. As seguidas crises da indústria
do petróleo (73 e 79) favoreceram para o desenvolvimento da exploração
offshore , onde o Brasil passou a se destacar internacionalmente. Deve ser
ressaltada também, a entrada dos principais players – as super majors - do
setor petrolífero na área de exploração e produção de petróleo, ao se
realizar a abertura do setor, no ano de 1997.
59
CAPÍTULO 4
ANÁLISE DA ATRATIVIDADE ENTRE DO UPSTREAM BRASIL E PAÍSES
CONCORRENTES
O capítulo pretende, através da análise das variáveis que determinam
o nível de atratividade do upstream da indústria de petróleo de um país,
apresentar um ranking onde se compara o Brasil com os principais países
concorrentes na atração de investimentos para o segmento do upstream .
O capítulo inicia com a metodologia empregada na criação do modelo.
Em seguida, faz- se a análise individual de cada variável, onde, cada país,
recebe uma pontuação de acordo com o desenvolvimento desta variável
neste país. O resultado desta pontuação é apresentado em uma tabela, onde
é feito o ranking de países. Para finalizar, objetivando dar uma maior
consistência aos resultados obtidos, são realizados testes de sensibilidade,
onde são aplicados diferentes pesos para cada variável analisada, gerando
um novo ranking para cada combinação de resultados.
4.1 – Seleção das Variáveis e Países Concorrentes
Como já foi abordada no capítulo 1, a análise da atratividade do
upstream deve ser feita de forma comparativa, ou seja, levando- se em
consideração os diversos países que concorrem pelos investimentos. Além
disso, é importante considerar que a atratividade apresenta diversas
dimensões que devem ser ponderadas conjuntamente. O presente trabalho
tem por objetivo mensurar a atratividade desses países, possibilitando - se
criar um ranking, cujo objetivo principal é permitir que se faça uma
comparação mais precisa entre esses países. Para isso, é preciso analisar
60
cada variável que influencia a atratividade do upstream para um conjunto
de países.
Com a abertura do mercado petrolífero nacional, através da Lei do
petróleo, o Brasil passou a disputar com outros países a atração de
investimentos na indústria de petróleo e gás, principalmente nas fases de
exploração e produção. Neste contexto, a questão da atratividade relativa do
upstream brasileiro passa a ser central para a manutenção de um nível
adequado de investimentos no setor. Foram selecionados para esse estudo
países que, assim como o Brasil, concentram sua exploração e produção no
offshore em águas profundas . Os países selecionados foram: Reino Unido,
Estados Unidos (Golfo do México), Congo, Guiné Equatorial, Nigéria, Egito,
Angola e Noruega.
As variáveis selecionadas são aquelas que atuam diretamente na
atratividade do upstream da indústria de petróleo (vide capítulo 1). As
variáveis são: risco político, risco regulatório, government take , potencial e
risco geológico.
4.2 – Metodologia do Trabalho
A metodologia utilizada para a elaboração do ranking de atratividade
do upstream deverá seguir a seguinte forma: avaliou- se, para cada um dos
países selecionados, o nível de atratividade representada por cada uma das
variáveis. Para cada país foram aplicadas uma pontuação que variou de 1 a
5, de acordo com a sua atratividade (quanto mais atrativa entre os países
selecionados for a variável, maior será a nota recebida). Cabe ressaltar que
as notas foram dadas de forma comparativa entre os países. Para cada
variável utilizou - se um critério de avaliação específico, que será explicitado
no decorrer do capítulo. No final, construiu - se uma tabela onde foram
61
somados todos os pontos obtidos por cada país individualmente. Foi
considerado mais atrativo o país que tiver uma pontuação superior, isto é,
uma maior soma de pontos.
No primeiro momento, todas as variáveis receberam o mesmo peso.
Sabendo - se que as variáveis exercem uma influência distinta sobre a
atratividade, foi realizado um teste de sensibilidade do modelo, onde cada
variável receberá um peso diferente. Através disso, pretende - se conhecer as
principais variáveis que influenciam a atratividade em cada país. Será
através do teste de sensibilidade que poderemos identificar as variáveis que
pesam a favor ou contra da atratividade brasileira.
4.3 - Risco Político
Conforme descrito no primeiro capítulo, o cálculo de risco político é
feito por diversas agências especializadas. Logo, bastaria escolher uma
dessas avaliações, de acordo com o critério de credibilidade da agência, para
poder pontuar os países segundo a avaliação recebida. O problema é que
cada agência possui um critério de avaliação específico, além de um
conjunto de países distintos a serem avaliados. Desse modo, para esse
trabalho, não foi possível detectar uma agência que avaliasse para todos os
países abordados nesse trabalho. Dentro deste contexto decidiu - se optar
pela análise feita pela Economist Intelligence Unit Viewswire (EIU – The
Economist, 2004), primeiro pela credibilidade da agência, e, segundo, por
apresentar em seu conjunto de países o maior número correspondente aos
países selecionados neste trabalho (cinco dos oito países analisados). Para
os três países restantes, optou - se por aplicar notas seguindo o mesmo
critério adotado pela EIU.
62
Gráfico 4.1 – Taxa de Risco Político
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Angola Nigéria Congo Egito Brasil Noruega ReinoUnido
EstadosUnidos
Po
nto
s (E
IU v
iew
swir
e)
Fonte: Elaboração própria com dados da EIU
Quanto maior for a pontuação que o país receber da agência (o que
significa ter um risco país mais elevado), menor será a sua atratividade e,
por isso, menor será a pontuação recebida. O gráfico 4.1 mostra, em ordem
decrescente, do país com maior risco para o país com menor risco, a
avaliação feita pela EIU (2004). Os países com a coluna de cor clara (Congo,
Noruega e Reino Unido) foram os países não analisados pela agência, e que
receberam uma pontuação apenas para serem representados no gráfico.
Como podemos observar no gráfico 4.1, Angola e Nigéria, foram
classificados pela EIU como países com um risco político muito elevado,
recebendo, portanto, a pior avaliação, o que representa a nota 1 no exercício
proposto neste capítulo. A República do Congo, que atualmente vive em
uma democracia, e governado pelo presidente Denis Sassou - Nguesso, que
possui um mandato de sete anos, vencido nas eleições de abril de 2002, e
com maioria tanto no senado como na Assembléia Nacional, sofre com os
soldados rebeldes do Ninja, deixando o país muito inseguro, por isso
recebeu também a nota 1. O Egito, com uma pontuação que, embora mais
63
favorável, ainda mais representa um país com grande risco político, recebeu
a nota 2.
O Brasil vem em seguida, mas já fazendo parte dos países com baixo
risco político. Isso porque, de acordo com a EIU (2004), as reformas
estruturais realizadas na economia nacional a partir de 1994 estão
contribuindo para uma tendência de redução da percepção de instabilidade
política. O processo de estabilização da inflação ocorrida no período
compreendido entre 1994 e 1999, seguido de uma política de ajustamento
externo da economia a partir desta data, vem abrindo a perspectiva para um
processo de crescimento econômico sustentável. A superação da recente
crise de confiança dos mercados internacionais, associada à transição
política no país, é uma prova da redução da vulnerabilidade externa, fruto
da política de ajustamento externo implementada a partir de 1999, e
reforçada pelo governo atual. Com isso, o Brasil passa a receber a nota 4.
O último grupo representa aqueles países com baixíssimo risco
político: Noruega, Reino Unido, e Estados Unidos. A Noruega faz parte da
Área Econômica Européia e a sua estabilidade política é um dos fatores que
a torna atrativa para exploração e produção, embora seja uma área
considerada madura. O Reino Unido representa um dos maiores poderes
políticos do mundo, além de ser a quarta maior economia. Dentro deste
contexto, não foi difícil avaliá- los como países de baixo risco político,
recebendo assim a maior nota, 5.
4.4 – Risco Regulatório
A análise do risco regulatório deverá seguir o critério da credibilidade
da regulação de cada país. Para isso, deve- se analisar a maturidade do
sistema regulatório e a existência, ou não, de uma agência reguladora
64
independente. Países que possuem um marco regulatório mais antigo, além
de possuírem uma agência reguladora, receberão a pontuação máxima, que
varia de acordo com as combinações desses dois segmentos.
A tabela 4.1 descreve a situação regulatória dos países analisados,
gerando, de acordo como foi descrito anteriormente, a pontuação adequada
para cada país. É preciso ressaltar que a presença de uma agência
reguladora autônoma, que atue de forma transparente, é de suma
importância para diminuir o risco regulatório e garantir o cumprimento dos
contratos.
Tabela 4.1 – Risco Regulatório
Países Quem Regula MarcoRegulatório
Exploração eProdução Pontuação
Angola Estatal Sanagol 1978Contrato de
Participação naProdução (CPP)
3
Brasil ANP 1997 Concessão 3Congo Estatal SNPC 1999 CPP 1
EgitoEgyptian General
PetroleumCorporation
1988 CPP 3
EstadosUnidos
O MineralsManagement Service(MMS) é responsávelpela parte offshore
1859 CPP 5
NigériaMinistre of
Petroleum Resources(MPR)
1988 CPP 3
NoruegaNowergianPetroleum
Directorate (NPD)1972 Concessão 5
Reino Unido OFGA 1934Licenças
Renováveis5
Fonte: Elaboração Própria através de busca em sites relacionados
A presença da ANP no Brasil, realizando licitações com contratos
claros e transparentes, com livre acesso a todos, dá uma maior segurança
65
para as empresas que desejam investir no país. Como a abertura do setor
petrolífero no Brasil foi recente, é justo que o Brasil receba a nota de
número 3, pois o país ainda não desfruta de uma credibilidade absoluta.
Assim como a Nigéria e Angola, que, embora tenham um marco
regulatório anterior ao brasileiro, a regulação fica por conta do Ministério
do Petróleo (MPR) na Nigéria e na Angola através da estatal Sanagol, ambas
sob o comando direto do governo em atividade, tornam - se mais vulnerável
as instabilidades políticas, e por isso também receberam a nota de número
3. O Congo é o país que recebeu a pior avaliação, ficando com a nota 1. Isso
porque, além de possuir um marco regulatório bem recente, quem regula no
país é a empresa estatal Societé Nationale dês Pétroles du Congo (SNPC).
Os países que receberam a nota máxima, pois possuíam uma agência
reguladora independente, somado com um tempo de elevado de experiência
foram: Noruega, Estados Unidos e Reino Unido. Todos esses países
receberam a nota 5, como pode ser observado na tabela 4.1.
4.5 - Government Take
Para se analisar o government take foi utilizado o estudo de Barbosa e
Bastos (2001), onde o Brasil, segundo diferentes critérios, é comparado com
países que concorrem por investimentos. Desta forma, os países que
apresentaram um take menor, foram considerados mais atrativos, e
receberam uma melhor pontuação. Essa avaliação é representada no gráfico
4.2.
Gráfico 4.2 - Participação do Government Take
66
88
81
7366
63
57
5050
32
0 20 40 60 80 100
Noruega
Angola
EgitoNigéria
Brasil
Guiné Eq.
Congo
EUA
Reino Unido
Fonte: Barbosa e Bastos (2001)
O cenário escolhido para essa análise foi considerando uma taxa de
desconto de10%, com uma reserva estimada de 750 MML, o Brent a US$ 20/
barril e um custo de produção de US$ 5,40.
Com este cenário, o Brasil recebe uma pontuação 3, pois com um
government take de 63% ele se encontra exatamente na posição
intermediária entre os países. Desta forma, os dois últimos países, Noruega
com um take de 88% e Angola, com 81 %, receberam a pontuação 1. Egito,
com 73%, e Nigéria, com 66%, ficaram com a nota 2. A Guiné Equatorial,
com 57%, Congo, e Estados Unidos, 50%, aparecem logo acima do Brasil,
recebendo o nota de número 4. O país que recebeu a nota máxima, 5, foi o
Reino Unido, com um take de apenas 32%.
4.6– Potencial Geológico
67
Análise do potencial geológico foi feita através do cálculo da
produtividade de cada país na década de 90. O resultado foi obtido
calculando - se a quantidade de óleo descoberta offshore durante a década
por poços perfurados. Com os dados de produção e reservas provadas
fornecidos pela BP Statistical Review (2003), foi possível obter a quantidade
de óleo descoberto, que é a soma da variação das reservas ao longo da
década somada à produção. Quanto maior for a produtividade (maior a
relação entre a descoberta por poço perfurado) de um país, maior será a sua
pontuação.
Gráfico 4.3 – Descoberta por Poço Perfurado Offshore – Década de 90
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
Angola
Brasil
Congo
Rein
o Unid
oEU
AEgito
Noru
ega
Milh
õe
s d
e b
arr
is p
or
an
o
Fonte: Elaboração Própria com dados da BP Statistical (2003) e Baker Huges
(2004)
O gráfico 4.3 nos mostra o resultado obtido. Como se pode observar,
a Nigéria destaca- se na produtividade, recebendo a pontuação máxima
(cinco pontos). Em seguida, vem a Angola, que recebeu a nota quatro. O
Brasil e o Congo, com um nível de descoberta por poço mediano receberam
a nota 3. Com um nível de descoberta ainda menor, logo recebendo a
68
pontuação 2, segue o Reino Unido, Estados Unidos e Egito. A Noruega se
apresenta como o país com o menor índice de descoberta offshore ,
recebendo a pontuação 1. Vale esclarecer que, países que recebem a mesma
nota, está associado com a proximidade entre os seus valores e tendo em
vista a distância entre o primeiro e último colocado.
4.7 – Análise dos Resultados
As variáveis analisadas foram agrupadas em uma única tabela, o que
permitiu uma visão mais ampla das análises de cada variável, já que a
atratividade de um país deve ser medida através de um conjunto de
variáveis para um determinado grupo de países. O resultado obtido com a
soma total dos pontos de cada país está representado na tabela 4.2.
Tabela 4.2 – Demonstração dos Resultados
Risco Político Risco Regulatório
Government
Take Risco Geológico TotalReino Unido 5 5 5 2 17EUA 5 5 4 2 16Brasil 4 3 3 3 13Noruega 5 5 1 1 12Nigéria 1 3 2 5 11Angola 1 3 1 4 9Egito 2 3 2 2 9Congo 1 1 4 3 9
Fonte: Elaboração Própria
O ranking foi elaborado utilizando - se a soma de todos os pontos
obtidos por cada país. Quanto maior a pontuação total recebida pelo país,
melhor é a sua posição no ranking , representada na tabela 4.2. Como
resultado, podemos observar que, segundo os critérios analisados, o país
com melhor pontuação, logo, com maior atratividade é o Reino Unido, que
69
totalizou 17 pontos. Na última colocação estão empatados a Angola, o Egito
e o Congo, com apenas 9 pontos.
Gráfico 4.2– Ranking da Atratividade do Upstream do Setor Petrolífero -
Offshore
02468
1012141618
Reino U
nido
EUA
Brasil
Noru
ega
Angola
Egito
Congo
Po
nto
s
Fonte: Elaboração Própria
O Brasil, de acordo com os resultados obtidos neste modelo, é
considerado um país com grande nível de atratividade do upstream da
indústria petrolífera, já que ocupa a terceira colocação, com um total de 14
pontos, seguido pela Noruega que somou 13 pontos. Sendo assim, o Brasil
se encontra menos atrativos apenas que Estados Unidos e Reino Unido, e
acima de países com grande importância no cenário da indústria de
petróleo, tais como Noruega (13 pontos), Nigéria (11 pontos) e Angola e
Egito (9 pontos).
4.8 – Análise de Sensibilidade
70
Buscando - se verificar a robustez dos resultados obtidos na avaliação
comparativa das variáveis que, em conjuntos, determinam a atratividade do
upstream de um país, foram escolhidos três diferentes cenários onde as
variáveis passam a receber um peso diferente. Isso porque, cada variável
possui um nível de importância diferente, que varia de investidor para
investidor. Como o objetivo do trabalho é testar a atratividade do Brasil
frente aos países concorrentes, e, como o upstream brasileiro vem sofrendo
severas críticas, ora sobre o elevado government take ora sobre o potencial
geológico, decidiu - se criar diferentes cenários, primeiro aplicando uma
maior ponderação para o government take , e, em seguida, dando ao risco
geológico o mesmo destaque. Por último, aplica- se às duas variáveis a maior
ponderação. Para cada cenário será criado um novo ranking utilizando - se
as médias ponderadas de cada país.
4.8.1 – Análise de Sensibilidade com Ênfase no Government Take
A tabela 4.3 mostra como fica o ranking da atratividade quando o
government take recebe uma maior ponderação. Todas as outras variáveis
receberam um peso de 0,2, enquanto que o government take recebeu o
dobro de peso (0,4). Nesta hipótese, o take passa a ser a variável mais
importante na decisão de investimento da companhia.
Ao observar a colocação do Brasil frente aos outros países, percebe- se
que continua sendo um país muito atrativo, recebendo uma pontuação
acima da média (3,2), ficando atrás apenas de Reino Unido (4,4) e Estados
Unidos (4,0). Para facilitar a análise, a tabela mostra os países de acordo
com a sua pontuação, em ordem decrescente.
71
Tabela 4.3 – Ranking de Atratividade com Destaque para o Governmenttake
Risco
PolíticoPeso0,2
RiscoRegulatóri
oPeso0,2
Governme
nt Take Peso0,4
RiscoGeológico
Peso0,2
MédiaPonderad
aReinoUnido 5
15
15
22
0,6 4,4
EUA 51
51
41,6
20,4 4
Brasil 40,8
30,6
31,2
30,6 3,2
Noruega 51
51
10,4
10,2 2,6
Nigéria 10,2
30,6
20,8
51 2,6
Congo 10,2
10,2
41,6
30,6 2,6
Egito 20,4
30,6
20,8
20,4 2,6
Angola 10,2
30,6
10,4
40,8 2
Fonte: Elaboração Própria
O Reino Unido se mantém na primeira posição. Isso porque, o take do
governo no Reino Unido é muito baixo. Um exercício muito interessante
pode ser feito ao se modificar os valores da variável analisada. Só com um
nível de government take próximo ao do Reino Unido é que o Brasil poderia
se tornar tão atrativo quanto os Estados Unidos (segundo colocado), o que
não significa que estaria em uma melhor posição, já que estaria abrindo
mão da arrecadação, por parte do governo, de parcela da renda excedente
gerada pela produção de óleo nacional. Logo, o modelo nos indica que o
government take brasileiro não é elevado o suficiente para torná - lo menos
atrativos que os países que concorrem por investimentos no upstream da
indústria petrolífera, e que somente com uma diminuição drástica na
arrecadação é que o país se tornaria ainda mais atrativo. Críticas,
unicamente sobre o government take brasileiro, certamente não estariam
bem fundamentadas.
4.8.2 – Análise de Sensibilidade com Ênfase no Risco Geológico
72
Ao se fazer o mesmo exercício para o risco geológico, aplicando - lhe
um peso de 0,4 enquanto que as outras variáveis ficam com 0,2, o Brasil
continua como um país atrativo, ocupando novamente o terceiro lugar, com
uma média ponderada de 3,2, logo atrás dos Estados Unidos (3,6). Neste
exercício, a Nigéria que anteriormente ocupava o quinto lugar, passa a
dividir a terceira colocação com o Brasil.
Tabela 4.4 – Ranking de Atratividade com Destaque para o RiscoGeológico
RiscoPolític
oPeso0,2
RiscoRegulatóri
oPeso0,2
Governme
nt Take Peso0,2
RiscoGeológic
oPeso0,4
MédiaPonderad
aReinoUnido 5
15
15
12
0,8 3,8
EUA 51
51
40,8
20,8 3,6
Brasil 40,8
30,6
30,6
31,2 3,2
Nigéria 10,2
30,6
20,4
52 3,2
Noruega 51
51
10,2
10,4 2,6
Angola 10,2
30,6
10,2
41,6 2,6
Congo 10,2
10,2
40,8
30,4 2,4
Egito 20,4
30,6
20,4
21,2 2,2
Fonte: Elaboração Própria
O interessante desse tipo de exercício é poder verificar que o que está
sendo considerado é a combinação de variáveis, e não apenas uma. Se fosse
medido apenas o potencial geológico, a Nigéria se encontraria isolada na
primeira posição do ranking . O Reino Unido, embora não sendo o país com
maior potencial geológico, mantém - se isolado na primeira colocação,
confirmando a posição de país mais atrativo.
73
Esse resultado revela que o potencial geológico brasileiro tem um
peso significativo na atratividade do segmento do upstream . Com uma
grande quantidade de áreas ainda não exploradas, parte delas no offshore , é
de se esperar que o Brasil aumente cada vez mais a sua posição como país
produtor de petróleo. Um dos objetivos da abertura do setor, mencionada
no capítulo 3, é o de possibilitar a ampliação do esforço exploratórios em
áreas com baixo nível de exploração. Neste caso, maiores estudos sobre o
território brasileiro, além do desenvolvimento de tecnologias mais
avançadas, que possibilitassem a exploração e produção em águas cada vez
mais profundas, e com um custo bem acessível, seriam principais
modificações para transformá - lo em um país ainda mais atrativo.
4.8.3– Análise de Sensibilidade com Ênfase no Government Take e
Risco Geológico
O cenário onde o government take e o risco geológico recebem um
maior peso parece ser o mais realista, pois representa as duas principais
variáveis do setor, já que as outras estão presentes também em outros
setores industriais. Neste caso, para as duas variáveis consideradas chave –
government take e potencial geológico – foram aplicadas um peso de 0,3. As
outras duas variáveis – risco político e risco regulatório – receberam um
peso de 0,2.
Como pode ser observado na tabela 4.5, o Brasil continua com um
grande nível de atratividade, ocupando isoladamente a terceira colocação,
com uma média ponderada de 3,2 pontos, ficando novamente atrás apenas
dos Estados Unidos, com uma média de 3,8 pontos e do Reino Unido, que
novamente ocupa a primeira colocação, mostrando - se absoluto em
atratividade do upstream . O país com pior colocação foi o Egito, com uma
média de 2,2 pontos.
74
Tabela 4.5 – Atratividade do Upstream com Destaque para o
Government Take e o Risco Geológico
Risco
PolíticoPeso0,2
RiscoRegulatóri
oPeso0,2
Governme
nt Take Peso0,3
RiscoGeológic
oPeso0,3
MédiaPonderad
a
Reino Unido 51
51
51,5
20,6 4,1
EUA 51
51
41,2
20,6 3,8
Brasil 40,8
30,6
30,9
30,9 3,2
Nigéria 10,2
30,6
20,6
51,5 2,9
Noruega 51
51
10,3
10,3 2,6
Congo 10,2
10,2
41,2
30,9 2,5
Angola 10,2
30,6
10,3
41,2 2,3
Egito 20,4
30,6
20,6
20,6 2,2
Fonte: Elaboração Própria
4.9 – Considerações Finais
Este capítulo teve como objetivo identificar, através da elaboração de
um ranking , quais são os países mais atrativos no segmento do upstream
em águas profundas. Através de um sistema de pontuação aplicada a cada
variável considerada chave para a atratividade deste segmento –
apresentada no capítulo 1 – foi possível fazer uma comparação entre os
países que concorrem entre si.
O Brasil, que ocupou o terceiro lugar do ranking geral, mostrou - se
bem atrativo, ficando atrás apenas do Reino Unido e Estados Unidos. Com o
objetivo de se testar os resultados do ranking elaborado, foram realizados
testes de sensibilidade do modelo. Para isso, foram identificadas as
variáveis de maior importância dentre aquelas já selecionadas, e, aplicou- se
a cada uma, um peso superior, apresentando - se para cada combinação o
75
novo ranking gerado. Como o modelo já previa, o Brasil permaneceu entre
os mais atrativos, o que demonst ra que o processo de abertura do Brasil
atende aos objetivos de torná- lo atrativo. Deve- se destacar também o Reino
Unido que ocupou a primeira colocação em todos os testes realizados.
76
5. Conclusão
Após fazer uma análise de todos os resultados obtidos para os
diferentes cenários, pode- se afirmar que as mudanças ocorridas na
abertura do setor, através da Lei no 9.487, Lei do Petróleo, atingiram o
objetivo de tornar o Brasil um país atrativo no upstream da indústria
petrolífera. Como pôde ser observado, o Brasil se manteve, para os
diferentes cenários, entre os países mais atrativos.
De acordo com as análises realizadas no capítulo 2, percebe- se a
necessidade de aumento, por parte das oil companies , de investimentos em
exploração e produção em todo o mundo ao longo das próximas três
décadas. Esses investimentos serão necessários com vista a atender a
projeção de aumento da demanda de petróleo ate 2030, e também, com o
objetivo de repor as reservas que estão se exaurindo, atendendo, portanto, a
atual demanda.
Na medida em que as reservas localizadas em regiões de fácil acesso
vão se esgotando, a atividade exploratória offshore passa a fazer parte das
estratégias das empresas. Dentro desse contexto, o Brasil, sem que sofra
qualquer mudança estrutural, como redução no government take , torna - se
um país chave para as companhias que decidem atuar no upstream da
indústria do petróleo.
A tributação brasileira, embora questionada por alguns agentes do
mercado, apresenta competitividade em nível internacional, segundo vários
estudos. Como pôde ser visto no capitulo 4, o estudo de Barbosa e Bastos
(2001) mostra que, ao se fazer uma análise comparativa apenas da variável
government take para vários países, o Brasil apresenta - se dentro da média
77
internacional. Através desse dado, pode- se afirmar que o Brasil não
apresenta um government take elevado, a ponto de se tornar uma barreira à
entrada de novas as companhias no país.
De acordo com o documento elaborado pela Wood Mackenzie (2002),
onde é feita uma avaliação dos riscos e recompensas no upstream da
indústria de petróleo para vários países, o Brasil, através do cálculo do valor
monetário esperado (EMV), acaba recebendo uma avaliação muito ruim,
ficado atrás de países como Angola e Nigéria (diferente do resultado obtido
no presente documento). Segundo a análise da Wood Mackenzie (2002), o
que faz do Brasil um país com baixa atratividade é quantidade de carga
tributária (government take ), principalmente relacionada aos impostos
indiretos.
Como também pôde ser observado no capítulo 4, através de uma
análise comparativa entre as principais variáveis determinantes para a
atratividade no setor estudado, o Brasil fica atrás apenas de Reino Unido e
Estados Unidos no ranking geral. Ao se testar a crítica desenvolvida pela
Wood Mackenzie (2002), que considera a tributação brasileira muito elevada,
buscou - se fazer uma análise de sensibilidade do modelo, apresentada no
capítulo 4, onde se aplica um peso superior ao government take em
comparação as outras variáveis. Como resultado obteve- se que o Brasil
coloca- se em uma posição superior (maior nível de atratividade) que os
países acima citados.
É preciso estar atento à validade das críticas com relação ao
government take brasileiro, pois existe uma pressão muito grande por parte
das companhias internacionais que atuam no segmento do upstream, ao se
tratar de temas relacionados às áreas exploratórias nacionais, com o
objetivo de se reduzir o take do governo, o que possibilitaria uma maior
78
arrecadação por parte dessas companhias. Como já foi descrito, o atual
nível de government take , somado à outras variáveis, é suficiente para
tornar o Brasil um dos países mais atrativo.
Muito se questiona também sobre o potencial geológico brasileiro
tendo em vista a falta de descobertas expressivas após a abertura,
principalmente pelas novas entrantes. Entretanto, é importante salientar
que o volume de recursos descobertos, estimado a partir das declarações de
descobertas realizadas à ANP, é bastante expressivo (cerca de 2 bilhões de
barris). Ainda não é possível identificar qual parcela destes recursos poderá
se transformar em reservas.
De acordo com as análises do capítulo 3, percebe- se que ainda é
muito cedo para se fazer qualquer tipo de crítica sobre o tema, dado que o
ciclo de descobertas do esforço exploratório das rodadas de licitação
ocorrerá só em 2007- 2008. O Brasil é um país de dimensão continental com
grande parte de suas bacias sedimentares ainda inexploradas. Segundo
dados da Baker Hughes (2004), foram perfurados no Brasil, entre 1980 e
2002, 4000 poços, enquanto o número no Reino Unido foi de
aproximadamente 9000 poços perfurados, e na Nigéria, com um território
muito menor que o do Brasil, 2000 poços. Logo, é preciso que haja um
aumento do esforço exploratório por parte dessas empresas, visando
aumentar o conhecimento da região, para que se tenha um aumento da
produtividade no upstream .
79
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