Maurício Andreis

Desenvolvimento de um campo petrolífero em diferentes condições fiscais: análise do caso brasileiro

Dissertação de Mestrado

Dissertação apresentada ao Programa de Pós-graduação em Engenharia Mecânica da PUC-Rio como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Mecânica.

Orientador: Prof. Arthur Martins Barbosa Braga

Rio de Janeiro Outubro de 2016

Maurício Andreis

Desenvolvimento de um campo petrolífero em diferentes condições fiscais: análise do caso brasileiro

Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre pelo Programa de Pós-graduação em Engenharia Mecânica da PUC-Rio. Aprovada pela Comissão Examinadora abaixo assinada.

Prof. Arthur Martins Barbosa Braga Orientador

Departamento de Engenharia Mecânica – PUC-Rio

Dr. Jorge Oscar de Sant’ Anna Pizarro Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras)

Dr. Marcelo Curzio Salomão Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras)

Dr. Oswaldo Antunes Pedrosa Júnior Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA)

Prof. Márcio da Silveira Carvalho

Coordenador Setorial de Pós-Graduação do Centro Técnico Científico – PUC-Rio

Rio de Janeiro, 7 de outubro de 2016

Todos os direitos reservados. É proibida a

reprodução total ou parcial do trabalho sem

autorização da universidade, da autora e do

orientador.

Maurício Andreis

Graduou-se em Engenharia de Produção

Mecânica pela UFSC (Universidade Federal de

Santa Catarina) em 2012. Cursou a Pós-

graduação Lato Sensu em Engenharia de

Petróleo pela PUC-Rio em 2013. Ingressou na

Petrobras em 2012 como Engenheiro de

Produção, atuando desde então na gerência de

competências técnicas do pólo pré-sal da Bacia

de Santos, inicialmente como Engenheiro e

posteriormente como Coordenador de

Estratégias e Pré-projetos, função que

desempenha até a presente data.

Ficha Catalográfica

CDD:621

Andreis, Maurício Desenvolvimento de um campo petrolífero em diferentes condições fiscais : análise do caso brasileiro / Maurício Andreis ; orientador: Arthur Martins Barbosa Braga. – 2016. 118 f. : il. color. ; 30 cm Dissertação (mestrado) – Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Departamento de Engenharia Mecânica, 2016. Inclui bibliografia 1. Engenharia Mecânica – Teses. 2. Estratégia de desenvolvimento. 3. Simulação de reservatórios. 4. Viabilidade técnico-econômica. 5. Condições fiscais. I. Braga, Arthur Martins Barbosa. II. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Departamento de Engenharia Mecânica. III. Título.

Dedico este trabalho à minha família, pelo amor, apoio

e compreensão em todos os momentos da minha vida.

Agradecimentos

À minha esposa Giedre, pelo apoio, compreensão e amor verdadeiro demonstrado

em todos os momentos.

Aos meus pais, pelo amor, confiança e fé em tudo que fiz na minha vida. A toda a

minha família, obrigado.

Aos meus amigos e professores, que contribuíram para minha formação pessoal e

profissional de maneira ímpar, formação esta essencial para a execução deste

trabalho.

Ao professor Arthur Braga, pela orientação, apoio e importantes conselhos.

Aos colegas de Petrobras, Jorge Pizarro e Marcelo Salomão, e ao avaliador externo

Oswaldo Pedrosa pelo aceite para participar da banca examinadora e por suas

valiosas contribuições.

Aos colegas de Petrobras, pelo incentivo por realizar esta escolha e pelo apoio e

compreensão dispensados durante o mestrado.

Às demais pessoas que de alguma forma auxiliaram na concretização deste

trabalho.

Muito obrigado.

Resumo

Andreis, Maurício; Braga, Arthur Martins Barbosa. Desenvolvimento de um

campo petrolífero em diferentes condições fiscais: análise do caso

brasileiro. Rio de Janeiro, 2016. 118p. Dissertação de Mestrado –

Departamento de Engenharia Mecânica, Pontifícia Universidade Católica do

Rio de Janeiro.

A definição da estratégia de desenvolvimento de um campo petrolífero

offshore é um problema complexo e de grande importância. Complexo uma vez

que, geralmente, existem inúmeras possibilidades de desenvolvimento e alto grau

de incerteza; importante uma vez que os investimentos e impactos associados às

escolhas possíveis são elevados. Neste contexto, as condições fiscais às quais um

campo petrolífero está submetido desempenham papel fundamental, visto que elas

determinam como são apurados os resultados econômicos dos projetos de

desenvolvimento do campo. Por este motivo, empresas internacionais de petróleo,

governos de países produtores de petróleo e pesquisadores realizam análises e

comparações entre regimes fiscais. No Brasil, após a implementação do novo marco

regulatório, passaram a vigorar três regimes fiscais de pesquisa e lavra de petróleo

no offshore: concessão, cessão onerosa e partilha de produção. Sendo que somente

os regimes de concessão e partilha de produção se aplicam para novos leilões no

país. Este trabalho objetiva identificar e analisar os impactos que as condições

fiscais vigentes no Brasil podem ter na escolha da estratégia de desenvolvimento e

na viabilidade de um campo petrolífero offshore. Para isso é realizado um estudo

para um campo petrolífero offshore sintético em três conjuntos de condições fiscais

distintas: (i) Concessão; (ii) Partilha de Produção, com condições contratuais

similares ao primeiro leilão de partilha no Brasil; e, (iii) Partilha de Produção, com

condições contratuais propostas pelo autor. A partir dos resultados obtidos para o

campo estudado concluiu-se que: (i) as condições fiscais não influenciaram

significativamente a definição da estratégia de desenvolvimento no que tange a

malha de drenagem do projeto; (ii) em cenários de preço de óleo baixo e condições

fiscais mais restritivas, do ponto de vista da empresa, no regime de Partilha de

Produção, o desenvolvimento do campo apresentou-se inviável, resultando em

participações governamentais nulas; (iii) a consideração de condições contratuais

mais flexíveis no regime de partilha de produção viabilizou o desenvolvimento do

campo mesmo em cenários de preço de óleo baixo. Portanto, a viabilidade do

desenvolvimento de um campo em cenários de preços de óleo baixo não depende

necessariamente do regime fiscal (concessão ou partilha), mas sim das condições

contratuais estabelecidas entre o governo e a empresa operadora; e, (iv) a

consideração de condições contratuais mais flexíveis no regime de partilha de

produção reduziu os riscos econômicos do desenvolvimento do campo.

Palavras-chave

Estratégia de desenvolvimento; simulação de reservatórios; viabilidade

técnico-econômica; condições fiscais.

Abstract

Andreis, Maurício; Braga, Arthur Martins Barbosa (Advisor). Development

of an oil field in different fiscal terms: analysis of the Brazilian case. Rio

de Janeiro, 2016. 118p. MSc. Dissertation – Departamento de Engenharia

Mecânica, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

Planning the development of an offshore oil field is a complex task not only

due to the different paths that may be chosen to optimize the reservoir production

but also to the uncertainties in variables that greatly impact the economic outcome

for the different players involved in the enterprise. In this context, the tax regime to

which the oil field is subjected plays a major role in how the economic results of

the project are evaluated. For this reason, oil companies, government authorities of

oil producing countries, and researchers have paid great attention to studies and

analysis comparing different fiscal terms. Currently, in Brazil, oil and gas

exploration and production activities are subjected to three legal frameworks,

namely the regimes of royalty and tax, production sharing, and onerous transfer of

rights. Only the first two apply to near future biddings that are expected to occur in

Brazil. The present work aims at identifying and analyzing the impacts that the two

Brazilian tax regimes currently in force may have on decision making for the

development strategy and economic viability of an offshore oil field. In order to do

that, a comparative study was performed on a theoretical oil field, similar to those

explored in the Brazilian offshore basins, considering three distinct sets of fiscal

terms: (i) royalty and tax; (ii) production sharing under contract conditions identical

to those applied to the first bid in Brazil under this particular framework, that of the

Libra field; and (iii) production sharing under contract conditions proposed by the

author. The results have shown that: (i) the optimization of recovery related to the

design of the field’s drainage mesh is not influenced by the tax regime; (ii) under

the production share regime, in scenarios of low oil prices and restrictive contract

conditions from the operator point of view, the field development may not be

economically viable resulting in null government participation; (iii) considering

more flexible contract conditions under the production share framework, even in a

scenario of low oil prices, the field development may become economically viable.

Therefore, in a scenario of low oil prices, the viability of a offshore field

development does not necessarily depends on the tax regime, royalty and tax or

production sharing, but rather on the contract conditions that are established

between government and the oil and gas operator company; and (iv) considering

more flexible contract conditions under the production share framework reduced

the economic risks of the field development.

Keywords

Development strategy; reservoir simulation; technical and economic

viability; fiscal terms.

Sumário

1 Introdução 18

2 Fundamentação teórica 21

2.1. Regimes Fiscais no setor de E&P 21

2.1.1. Sistemas Concessionários 23

2.1.2. Sistemas Contratuais 25

2.2. Indicadores de avaliação 27

2.2.1. Fluxo de Caixa 27

2.2.2. Valor Presente Líquido 29

2.2.3. Índice de Lucratividade 30

2.2.4. Taxa Interna de Retorno 31

2.2.5. Government Take e Company Take 32

2.2.6. Produção acumulada 33

2.2.7. Brent de Equilíbrio 34

3 Revisão bibliográfica 35

3.1. Estratégia de desenvolvimento de um campo petrolífero offshore 35

3.2. Simulação de reservatórios 40

3.3. Definição da malha de drenagem 42

3.4. Regimes fiscais 49

3.4.1. Regimes ficais na indústria petrolífera mundial 49

3.4.2. Regimes fiscais no Brasil 51

4 Estudo de caso: metodologia e aplicação 63

4.1. Etapa 1 – Definição das premissas de avaliação 64

4.1.1. Definição das regras fiscais 64

4.1.2. Modelo de reservatórios de análise 72

4.1.3. Premissas econômicas e dos cenários de análise 78

4.1.4. Estimativa de custos 80

4.2. Etapa 2 – Seleção da estratégia de desenvolvimento e definição da

malha de drenagem 83

4.2.1. Definição dos parâmetros operacionais do modelo 84

4.2.2. Metodologia de otimização da malha de drenagem 85

4.3. Etapa 3 – Avaliação das estratégias otimizadas nos dois regimes 92

5 Resultados e discussões 94

5.1. Estratégias de desenvolvimento definidas 94

5.2. Avaliação das estratégias segundo os indicadores selecionados 102

6 Conclusões e sugestões futuras 110

6.1. Conclusões 110

6.2. Sugestões para estudos futuros 111

7 Referências bibliográficas 113

Lista de figuras

Figura 2.1 – Classificação dos regimes/sistemas fiscais na indústria petrolífera (Johnston, 2007) 22

Figura 2.2 - Representação do fluxo de caixa típico da exploração e produção de um campo petrolífero – adaptado de Suslick (2001) 28

Figura 2.3 – Fluxo de caixa livre nominal da exploração e produção de um campo típico 29

Figura 2.4 – Fluxo de cálculo do Government Take e Company Take - Adaptado de Tolmasquim e Júnior (2011) 33

Figura 3.1 - Etapas do procedimento de seleção da estratégia de desenvolvimento (Mezzomo, 2005) 38

Figura 3.2 – Área do polígono do pré-sal (Anp, 2013b) 54

Figura 3.3 – Polígono Libra na área do pré-sal da Bacia de Santos (Anp, 2013a) 59

Figura 4.1 - Fluxograma da metodologia geral da dissertação 64

Figura 4.2 – Tabela referencial para cálculo da EOU% para as “Condições 1” de acordo com a produtividade dos poços produtores e preço do brent 67

Figura 4.3 – TREC% variando com o preço do óleo tipo Brent, utilizado no regime de Partilha (Condições 2) 68

Figura 4.4 – Alíquotas do EOU% para as “Condições 2” nos valores selecionados de produtividade dos poços produtores e preço do brent 69

Figura 4.5 - Diferença observada entre as EOU% calculadas para as “Condições 2” e “Condições 1” 70

Figura 4.6 - Mapa estrutural do topo do reservatório 73

Figura 4.7 - Modelo 3D de permeabilidade da primeira camada (mD) 74

Figura 4.8 – Variação da Rs e Bo com a pressão 76

Figura 4.9 – Variação do Bg com a pressão 76

Figura 4.10 - Curvas de viscosidade do óleo (Viso) e gás (Visg) em função da pressão 77

Figura 4.11 - Curvas de permeabilidade relativa da água (krw) e óleo (krow) em função da saturação de água 77

Figura 4.12 - Cenários de preço de óleo (EIA, 2015) 78

Figura 4.13 – Cronograma exemplo da concepção 9P 9I 82

Figura 4.14 – Investimentos para a concepção 9P 9I (milhões de US$) 83

Figura 4.15 - Metodologia de seleção da malha de drenagem adaptada de Mezzomo (2005) 86

Figura 4.16 – Localização dos poços na malha inicial. Propriedade: HPhiSo (m) 88

Figura 4.17 – Produções de óleo, água, líquidos e gás sem restrições de capacidade de processamento na plataforma 89

Figura 4.18 – Exemplo de estratégia de drenagem com possibilidade de inclusão de poços produtores em regiões não drenadas e com alto potencial (região avermelhada do mapa). Propriedade: HPhiSo no período final da simulação. 90

Figura 4.19 - Mapa de profundidade (metros) com as regiões investigadas na otimização destacadas em branco 91

Figura 5.1 - VPLs da concepção inicial 8P 8I, no cenário de preço de óleo de Referência, considerando diferentes capacidades e custos de plataformas 94

Figura 5.2 – Resultados das estratégias de desenvolvimento estudadas no cenário de Preço de Óleo Alto 95

Figura 5.3 - Resultados das estratégias de desenvolvimento estudadas no cenário de Preço de Óleo de Referência 96

Figura 5.4 - Resultados das estratégias de desenvolvimento estudadas no cenário de Preço de Óleo Baixo 96

Figura 5.5 – Etapas da otimização da locação dos poços para a estratégia de desenvolvimento com 7P 5I 97

Figura 5.6 – HphiSo ao final do período de produção da estratégia inicial 8P 8I 98

Figura 5.7 – HphiSo ao final do período de produção da estratégia otimizada 8P 5I 99

Figura 5.8 – HphiSo ao final do período de produção da estratégia otimizada 7P 5I 100

Figura 5.9 – Configuração da estratégia de produção (7P 5I) com poços produtores nos altos estruturais e injeção periférica 101

Figura 5.10 – Previsões de produção da estratégia da estratégia otimizada 8P 5I 101

Figura 5.11 – Previsões de produção da estratégia da estratégia otimizada 7P 5I 102

Figura 5.12 – VPL dos casos analisados 103

Figura 5.13 – IL (%) dos casos analisados 106

Figura 5.14 – Taxa interna de retorno dos casos analisados . 106

Figura 5.15 – Brent de Equilíbrio das melhores estratégias para cada cenário de preço e condição fiscal 107

Figura 5.16 – Government Take (milhões US$) dos casos estudados 108

Figura 5.17 – Government Take (%) dos casos estudados 109

Lista de tabelas

Tabela 3.1 – Características dos regimes de Concessão e Partilha brasileiros (Bustamante, 2015) 57

Tabela 3.2 - Percentual Mínimo de Excedente em Óleo para a União 59

Tabela 4.1 - Parâmetros econômicos comuns nas avaliações 65

Tabela 4.2 - Parâmetros econômicos específicos de Concessão e Partilha 65

Tabela 4.3 - Parâmetros econômicos específicos das condições contratuais propostas para a Partilha 67

Tabela 4.4 - Dados adicionais de rocha e fluido do modelo de reservatórios do Campo Gama 75

Tabela 4.5 - Classificação dos casos segundo as condições fiscais e cenário de preço de óleo analisado 79

Tabela 4.6 - Modelo de Fluxo de Caixa Econômico para a Concessão 80

Tabela 4.7 - Modelo de Fluxo de Caixa Econômico para a Partilha 80

Tabela 4.8 – Estimativas de custos do projeto 81

Tabela 4.9 – Características e custos das plataformas avaliadas 81

Tabela 4.10 - Condições Operacionais dos Poços do Campo Gama 85

Tabela 4.11 - Descrição dos indicadores utilizados na avaliação das estratégias selecionadas 93

Tabela 5.1 - Configuração das estratégias de desenvolvimento selecionadas 97

Tabela 5.2 - Número de poços das estratégias de desenvolvimento selecionadas 104

Tabela 5.3 - Produção acumulada equivalente (MM boe) das estratégias de desenvolvimento selecionadas 105

Lista de Abreviaturas e Siglas

ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíves

BE Brent de Equilíbrio Brent Preço de óleo do tipo brent CAPEX Capital Expenditures CMG Computer Modelling Group CNOOC China National Offshore Oil Corporation CNP Conselho Nacional do Petróleo CNPC China National Petroleum Corporation CNPE Conselho Nacional de Política Energética CO Custo em Óleo COp Custos Operacionais CREC Custos Recuperados CT Company take DEQUIP Depreciação dos investimentos depreciáveis E&P Exploração e Produção EIA Energy Information Administration EMI Exposição de Motivos Interministerial EO Excedente em Óleo EOC Excedente em Óleo da Companhia ou do

Consórcio EOU Excedente em Óleo da União EOU% Parcela do Excedente em Óleo da União FCL Fluxo de Caixa Livre FPSO Floating Production, Storage, and Offloading GT Government take HPhiSo Quantidade de óleo por unidade de área IA Investimento Atualizado IL Índice de Lucratividade IND Investimentos não depreciáveis dedutíveis IPE International Petroleum Exchange MME Ministério de Minas e Energia Np Produção acumulada Np eq. Produção acumulada equivalente OF Valor Ofertado do Excedente em Óleo da União OPEC Organization of the Petroleum Exporting Countries OPEX Operational Expenditures PE Participação Especial Petrobras Petróleo Brasileiro S.A. PPSA Pré-Sal Petróleo S.A. ProdPP Produtividade média diária dos poços produtores PSA Production Sharing Agreement PSC Production Sharing Contracts R Receita bruta

RLTIR Receita Líquida Tributável para fins de Imposto de Renda

RLTPE Receita Líquida Tributável para fins de PE ROI Return On Investment ROY Royalties SA Service Agreements SCO Saldo acumulado do Custo em Óleo TIR Taxa Interna de Retorno TMA Taxa Mínima de Atratividade TREC% Teto de recuperação de custos em óleo VOIP Volume de Óleo in place VPL Valor Presente Líquido VPLi Valor Presente dos Líquido do Poço Injetor VPLp Valor Presente dos Líquido do Poço Produtor

18

1 Introdução

A indústria petrolífera engloba atividades como exploração, explotação,

refino, transporte e venda de petróleo ou de produtos derivados. Dentre estas, a

definição do plano de explotação (estratégia de desenvolvimento) para campos

petrolíferos offshore apresenta-se como uma atividade complexa, uma vez que

envolve inúmeras decisões relacionadas ao reservatório, poços, sistema submarino,

plataforma de produção, infraestrutura complementar de produção, etc. Além disso,

impactos associados às escolhas possíveis são elevados. Por este motivo, a

definição da estratégia de desenvolvimento de campos petrolíferos offshore é um

tópico de grande interesse da indústria e do meio acadêmico.

Neste contexto, as condições fiscais às quais um campo petrolífero está

submetido desempenham papel fundamental, visto que elas determinam como são

apurados os resultados econômicos dos projetos de desenvolvimento do campo. Por

isso, empresas internacionais de petróleo, governos de países produtores de petróleo

e pesquisadores realizam análises e comparações entre regimes fiscais. As empresas

avaliam o potencial de lucros de oportunidades em diferentes locais do mundo,

considerando aspectos geológicos, fiscais, regulatórios, políticas governamentais,

etc., dos países. Os governos de países produtores também consideram estes

aspectos e avaliam como atrair investimentos conseguindo capturar adequadamente

a renda econômica proveniente da explotação dos campos petrolíferos. Os

pesquisadores, geralmente, se dedicam a analisar condições fiscais “ótimas” e os

possíveis impactos das condições fiscais vigentes nos países em diferentes campos

e projetos.

Recentemente, houve alteração do marco regulatório do setor de E&P

(Exploração e Produção) no Brasil, com a adoção do regime de Partilha de Produção

para a contratação de novas áreas dentro do polígono do pré-sal e em áreas

estratégicas (Brasil, 2010a). A motivação para esta alteração advém da descoberta

do pré-sal, com a perspectiva de incorporação de reservas petrolíferas significativas

e riscos menores que aqueles vislumbrados anteriormente (Tolmasquim e Júnior,

2011). Desta forma, há no Brasil dois regimes fiscais no setor de E&P para novas

áreas a serem contratadas, Concessão e Partilha de Produção.

19

Diante deste contexto, emerge a seguinte pergunta para a presente pesquisa:

Como as condições fiscais, no contexto brasileiro, podem influenciar na definição

da estratégia de desenvolvimento e na viabilidade de um campo petrolífero

offshore?

O objetivo deste trabalho, que visa responder à pergunta da pesquisa, é

identificar e analisar os impactos que as condições fiscais vigentes no Brasil podem

ter na escolha da estratégia de desenvolvimento e na viabilidade de um campo

petrolífero offshore. Com o objetivo de identificar e analisar estes impactos foram

definidos como objetivos específicos (i) construir, no pesquisador, o conhecimento

acerca de metodologias de avaliação e seleção de estratégias de desenvolvimento

por meio de indicadores adequados, (ii) construir, no pesquisador, o conhecimento

necessário para compreender os efeitos que as diferentes condições fiscais, no

contexto brasileiro, podem ter na estratégia de desenvolvimento, (iii) definir e

aplicar, para o estudo de caso selecionado, uma metodologia de avaliação e seleção

de estratégias de desenvolvimento e as condições fiscais específicas a serem

utilizadas, e (iv) identificar e analisar, para o estudo de caso selecionado, os

impactos que as condições fiscais podem ter na escolha e viabilidade da estratégia

de desenvolvimento, a partir dos indicadores selecionados.

O tema central da pesquisa neste trabalho é a avaliação de estratégias de

desenvolvimento e da viabilidade de campos petrolíferos no offshore brasileiro sob

diferentes condições fiscais, sendo o primeiro e único eixo utilizado na pesquisa.

Com relação à escolha da metodologia de seleção de estratégias de

desenvolvimento utilizada, a justificativa para tal está na organização e

flexibilidade. Organização uma vez que propõe procedimento estruturado,

realizado por etapas manuais e automáticas independentes, definindo gradualmente

características da estratégia de desenvolvimento e possibilitando também revisá-las

ao longo do processo. Flexibilidade uma vez que o procedimento pode ser iniciado

em qualquer uma das etapas, permitindo-se avaliar a necessidade de realização ou

não de determinada etapa sequencial, assim como definir o grau de aprofundamento

que deve ser utilizado nos estudos (Mezzomo, 2005).

Por fim, este trabalho se apresenta em seis capítulos: (i) Introdução, onde são

expostos o contexto, motivação, objetivos e descrição do trabalho; (ii)

Fundamentação teórica, onde apresenta-se os conceitos relativos aos regimes fiscais

e aos indicadores selecionados para análise dos resultados; (iii) Revisão

20

bibliográfica, onde é apresentada uma revisão de trabalhos que serviram de base e

referência para a elaboração desta dissertação; (iv) Estudo de caso: Metodologia e

Aplicação, onde são expostos os procedimentos, modelo sintético de simulação e

premissas adotadas; (v) Resultados e Discussões, onde são apresentados os

resultados das simulações e avaliações, considerando os indicadores econômicos

escolhidos; e (vi) Conclusões e sugestões futuras, onde são expostas as principais

conclusões e as sugestões de trabalhos futuros identificadas pelo autor.

21

2 Fundamentação teórica

2.1. Regimes Fiscais no setor de E&P

Segundo Johnston (2007), regime ou sistema fiscal é, tecnicamente, a

estrutura tributária de um país. No entanto, o uso “popular” do termo inclui todos

os aspectos institucionais, contratuais e fiscais que estabelecem o relacionamento

do governo e da empresa de petróleo. Para Ravagnani et al. (2012a), regime fiscal

é um termo amplo que inclui aspectos legislativos, políticos, contratuais,

institucionais, tributários e qualquer outro elemento associado com a divisão das

receitas provenientes do petróleo. Desta forma, neste trabalho, regime ou sistema

fiscal será entendido como o contexto no qual o desenvolvimento de um

determinado campo petrolífero está inserido e as regras às quais devem ser

seguidas, por parte da empresa e do governo.

De acordo com Johnston (1994), existem dois principais tipos de regimes ou

sistemas fiscais. O primeiro tipo consiste nos regimes “Concessionários”,

conhecidos também, em inglês, como Royalty/Tax (R&T). O segundo abrange os

regimes “Contratuais”, onde estão incluídos os contratos de “Partilha de Produção”

e de “Serviços”. Apesar da distinção estabelecida na nomenclatura e classificação

dos dois tipos de regimes, o regime concessionário também é estruturado, em última

instância, por arranjos contratuais (Tolmasquim e Júnior, 2011). Na Figura 2.1 é

apresentada uma classificação destes sistemas e de suas respectivas características.

22

Figura 2.1 – Classificação dos regimes/sistemas fiscais na indústria petrolífera (Johnston,

2007)

A principal característica que distingue cada tipo de regime é onde, quando,

e se a posse do petróleo é transferida para a empresa contratada. Do ponto de vista

econômico-financeiro, no entanto, as suas estruturas são muito similares. Pois,

geralmente, ambos seguem uma hierarquia de apuração de resultados semelhante,

conforme segue: (1) geração da produção e receita; (2) pagamento de royalties ou

elementos equivalentes; (3) recuperação de custos, deduções fiscais, reembolsos,

etc.; (4) mecanismos baseados em retorno como divisão de óleo lucro e/ou taxas e

participações; e, (5) pagamentos de tributos (Johnston, 1994).

Entretanto, de acordo com Johnston (2007), a crença de que os tipos de

regimes fiscais são fundamentalmente distintos, do ponto de vista econômico-

financeiro, leva a inúmeras opiniões imprecisas. Diferentes regimes fiscais, desde

23

que bem projetados, podem atender aos anseios, muitas vezes conflitantes, das

empresas de petróleo e dos governos e estados (Tordo, 2007).

As empresas de petróleo esperam explorar regiões que possuam bom

potencial geológico, governos estáveis e condições fiscais que possibilitem obter

retornos compatíveis com os riscos associados aos investimentos. Já os governos

querem garantir uma grande e justa parcela dos lucros dos diferentes projetos, atrair

investimentos e manter um alto grau de controle sobre os recursos naturais do país.

Além disso, para um governo pode haver interesse adicionais, tais como, criação de

empregos, transferência tecnológica, desenvolvimento de infraestrutura local, etc.

A estruturação de um regime fiscal flexível, neutro e estável facilita a

conciliação dos objetivos das empresas de petróleo e dos governos (Tordo, 2007).

Um regime fiscal é flexível quando permite acesso do governo a uma parcela

adequada do lucro dos projetos em diferentes condições de rentabilidade. A

flexibilidade de um regime fiscal está ligada à sua progressividade, ou seja, a

medida que a rentabilidade de um projeto aumenta a parcela do governo nos lucros

advindos deste aumenta também, sendo o oposto igualmente verdadeiro. A

principal vantagem de ter um regime flexível é a sua estabilidade ao longo do

tempo, pois independente das condições, há menor necessidade de renegociações.

O conceito de neutralidade está ligado a não incentivar nem desencorajar

investimentos devido às tributações existentes. Por fim, a estabilidade está ligada à

previsibilidade das mudanças e à manutenção das condições estabelecidas. A

estabilidade dos regimes fiscais é especialmente importante em indústrias que

possuem longo ciclo de vida dos projetos como a petrolífera, pois incertezas neste

contexto afetam diretamente as decisões de investimentos das empresas.

Nas próximas seções (2.1.1 e 2.1.2) serão detalhados os tipos de regimes

fiscais existentes, suas características e aplicação no Brasil.

2.1.1. Sistemas Concessionários

Os sistemas concessionários são chamados desta forma porque o governo

dá à empresa contratada (ou consórcio) o direito exclusivo de assumir o controle do

processo de exploração e produção dentro de uma área específica por um tempo

determinado, tendo a titularidade dos recursos minerais após a produção e

24

pagamento dos royalties e tributos diretos devidos. Além do pagamento destes,

outros elementos podem estar presentes nos contratos de concessão, tais como:

bônus, aluguéis, compromissos físicos, taxas especiais, impostos de exportações,

participações especiais, entre outros (Ernst & Young, 2015).

Além do Brasil, EUA, Reino Unido, Austrália, Argentina e Colômbia

utilizam o regime concessionário “puro”. Em alguns países, há ainda o sistema

concessionário com parceria estatal, onde o Estado atua diretamente, ou mediado

por uma empresa estatal, como integrante do consórcio.

Para Johnston (1994), os principais elementos do processo de apuração dos

resultados econômico-financeiros dos sistemas concessionários são: (1) geração da

produção e receita; (2) pagamento de royalties para o país hospedeiro, detentor dos

recursos naturais; (3) deduções tributárias e outras compensações para a empresa;

(4) taxas especiais e participações; e, (5) pagamentos de outros tributos.

No Brasil, a Lei nº 9.478/1997, conhecida como “Lei do Petróleo”,

regulamentou que “as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de

petróleo e gás natural serão exercidas mediante contratos de concessão, precedidos

de licitação, na forma estabelecida da Lei.”. Além disso, estabeleceu quatro

modalidades básicas de participações governamentais na concessão: (i) bônus de

assinatura; (ii) royalties; (iii) participações especiais (PE); e, (iv) taxa de ocupação

e retenção de área (Tolmasquim e Júnior, 2011).

O bônus de assinatura corresponde ao valor ofertado pela empresa vencedora

da licitação, sendo que não pode ser inferior ao montante mínimo estabelecido pela

ANP no edital. Ademais, o Decreto nº 2.705/1998 determina que o bônus de

assinatura seja pago integralmente, em parcela única, no ato de assinatura do

contrato.

Os royalties constituem compensação financeira devida ao Estado pelos

concessionários sobre a produção de petróleo ou gás natural com relação a cada

campo. A alíquota máxima é de 10% e incide sobre o total da produção de petróleo

e gás natural de um campo, podendo haver redução do percentual até um mínimo

de 5% tendo em vista fatores como risco geológicos e expectativas de produção,

desde que estabelecido no contrato de concessão.

A participação especial (PE) é uma compensação financeira que incide na

produção de campos com grande rentabilidade ou com grande volume de produção.

As alíquotas são aplicadas sobre a receita bruta da produção, deduzindo royalties,

25

investimentos na exploração e desenvolvimento, custos operacionais, depreciações

e tributos. As alíquotas variam entre zero e 40% de acordo com: (i) a localização da

lavra (lâmina d’água); (ii) tempo de produção; e, (iii) volume da produção trimestral

fiscalizada. As regras para apuração da PE foram estabelecidas pelo Decreto nº

2.705/1998 e complementadas pela portaria ANP nº 10, de 13/01/99, tendo esta

portaria sido retificada pela portaria ANP nº 102, de 09/06/99.

A taxa pela ocupação e retenção de área é calculado com base em um valor

unitário (R$/km2) que varia conforme o período em que se encontra a concessão.

Estes valores são fixados no edital e no contrato de concessão. As receitas advindas

desta taxa são utilizadas para financiar as atividades da ANP.

2.1.2. Sistemas Contratuais

Nos sistemas contratuais, a propriedade do petróleo após ter sido produzido

continua sendo do Estado, podendo parte deste ser transferido à empresa a depender

do arranjo contratual estabelecido. Existem dois principais tipos de contratos nos

regimes contratuais, conforme Figura 2.1, são eles: serviços e partilha de produção.

Nos contratos de serviços, conhecidos em inglês como Service Agreements

(SA), a empresa contratada é paga por uma taxa em dinheiro para prestar o serviço

de explorar, desenvolver e produzir o petróleo, sendo que o Estado retém a

propriedade e o produto da lavra. Além disso, nos contratos de serviço, a empresa

pode ser remunerada independentemente dos resultados obtidos com a lavra

(serviço puro) ou somente quando houver desenvolvimento econômico do petróleo

(serviço com cláusula de risco), neste caso a empresa contratada incorre nos riscos

de E&P. Segundo a Ernst & Young (2015), países como Angola, Equador, Iraque,

Malásia e México utilizam este tipo de contrato.

Nos contratos de partilha de produção, conhecidos em inglês como

Production Sharing Contracts (PSC) ou Production Sharing Agreement (PSA), a

propriedade do petróleo produzido é do Estado, sendo que parte deste é utilizado

para pagar a empresa contratada pelos custos e riscos incorridos nas atividades de

E&P. A transferência da posse do petróleo, referente à parte utilizada para pagar a

empresa contratada, é feita no ponto de partilha, sendo este definido em contrato.

O contrato de partilha de produção é um dos mais comuns, sendo utilizado, por

26

exemplo, por países como Angola, Brasil, Cazaquistão, Índia, Indonésia, Líbia e

Nigéria (Tolmasquim e Júnior, 2011).

Para compreender este tipo de contrato (PSC) é importante apresentar os

conceitos de “custo em óleo” (CO) e “excedente em óleo” (EO). Custo em óleo,

conhecido em inglês como “cost oil”, são os volumes de petróleo cuja titularidade

é transferida à empresa contratada a fim de compensar os custos incorridos nas

atividades de E&P (i.e., custos exploratórios, custos de desenvolvimento, custos

operacionais e custos de abandono). Após o pagamento dos royalties e dedução do

custo em óleo, o volume de produção restante é chamado de “excedente em óleo”,

conhecido em inglês como “profit oil”, e consiste na parcela que pode ser repartida

entre a empresa e o estado.

As regras para definir qual parcela do óleo pode ser transferido à empresa

contratada via custo em óleo ou excedente em óleo são definidas contratualmente.

Chama-se de “limite de recuperação do custo em óleo”, ou em inglês “cost recovery

limit”, o limite estabelecido contratualmente para a parcela dos custos que podem

ser recuperados em determinado período. Segundo Johnston (2007), esta é a única

diferença significativa entre os regimes concessionários e de partilha de produção

do ponto de vista de apuração dos resultados econômico-financeiros. Pois, na

partilha de produção, quando o teto de recuperação do custo em óleo é atingido,

uma parcela adicional da produção ou receita é garantida para o Estado,

independente da economicidade do projeto.

Para Johnston (1994), os principais elementos do processo de apuração dos

resultados econômico-financeiros dos sistemas de partilha de produção são: (1)

geração da produção e receita; (2) pagamento de royalties para o país hospedeiro,

detentor dos recursos naturais; (3) recuperação dos custos em óleo; (4) divisão do

excedente em óleo; e, (5) pagamentos de tributos.

No Brasil, a Lei nº 12.351/2010 estabeleceu que “a exploração e a produção

de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos na área do pré-sal e

em áreas estratégicas serão contratadas pela União sob o regime de partilha de

produção, na forma desta Lei.”. Além disso, estabeleceu duas modalidades básicas

de participações governamentais da partilha de produção: (i) royalties; e, (ii) bônus

de assinatura. Os royalties, que correspondem à compensação financeira pela

exploração do petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos líquidos, tiveram

definida a alíquota em 15% do valor de produção. O valor do bônus de assinatura

27

deve ser estabelecido pelo contrato de partilha de produção, correspondendo a um

valor fixo devido à União e devendo ser pago no ato da sua assinatura. Além disso,

ficou estabelecido que o bônus de assinatura não integra o custo em óleo. Na

partilha de produção, além dos royalties e bônus de assinatura, há receitas advindas

do excedente em óleo. A parcela da União deste excedente é calculada por meio das

regras contratuais estabelecidas para cada licitação.

2.2. Indicadores de avaliação

Nas seções abaixo serão apresentados os indicadores de avaliação utilizados

nesta dissertação para avaliar as estratégias de desenvolvimento escolhidas.

2.2.1. Fluxo de Caixa

Para avaliar um determinado projeto, a empresa precisa estimar o seu fluxo

de caixa resultante, chamado também de fluxo de caixa incremental. O fluxo de

caixa de um determinado projeto consiste nas entradas e saídas de valores ao longo

do tempo esperadas a partir da realização deste.

Simplificadamente, pode-se representar o fluxo de caixa e as principais fases

da exploração e produção de um campo petrolífero conforme a Figura 2.2. As

entradas no fluxo de caixa são representadas na parte superior (cores frias) e as

saídas na parte inferior (cores quentes).

28

Figura 2.2 - Representação do fluxo de caixa típico da exploração e produção de um

campo petrolífero – adaptado de Suslick (2001)

A soma entre as entradas (positivas) e saídas (negativas), período a período,

de um determinado fluxo de caixa é chamado de fluxo de caixa livre. (Figura 2.3).

Na exploração e produção de um determinado campo, geralmente durante os

primeiros períodos o fluxo de caixa livre é negativo, pois são realizados

investimentos como aquisição da área, exploratórios e de desenvolvimento.

Posteriormente, o fluxo de caixa livre se torna positivo, devido às receitas geradas

serem maiores que os investimentos, custos operacionais e tributos pagos. Ao final

do ciclo é realizado o abandono técnico e/ou econômico do campo.

29

Figura 2.3 – Fluxo de caixa livre nominal da exploração e produção de um campo típico

Segundo Gitman et al. (2010), o aspecto mais importante e difícil no processo

de avaliação e seleção de investimentos de longo prazo é desenvolver boas

estimativas do fluxo de caixa livre. Após estas estimativas, pode-se utilizar técnicas

que capturem o valor do dinheiro no tempo e fatores de risco, possibilitando a

avaliação do impacto do investimento nos resultados da empresa e,

consequentemente, apoiando a decisão sobre realização ou não deste.

2.2.2. Valor Presente Líquido

O valor presente líquido (VPL), ou fluxo de caixa livre descontado, é um dos

métodos mais utilizados nas avaliações econômicas de projetos (Graham e Harvey,

2001). Este indicador relaciona o valor de um projeto ao valor presente dos fluxos

de caixa futuros esperados do projeto (Damodaran, 2012). Como o valor presente

líquido considera o valor do dinheiro no tempo, este é considerado um método de

avaliação de investimentos sofisticado (Gitman et al., 2010).

Neste método, o fluxo de caixa livre do projeto, período a período, é

descontado por uma determinada taxa de desconto, chamada de taxa mínima de

atratividade (TMA), para uma data definida. A taxa utilizada corresponde ao

mínimo retorno que precisa ser obtido pelo projeto para que o valor da empresa

30

permaneça inalterado, sendo assim uma aproximação do seu custo de capital, além

de refletir o grau de risco do fluxo de caixa livre estimado do projeto. Para calcular

o valor presente líquido (VPL) utiliza-se a Equação 2.1.

VPL = ∑

FCL(t)

(1 + TMA)t

t = n

t = 0

Equação 2.1

Onde, VPL é o Valor Presente Líquido no período t0, FCL(t) é o Fluxo de

Caixa Livre esperado no período t, TMA é a Taxa Mínima de Atratividade e n é

número total de períodos.

Quando o VPL é utilizado para aceitar ou reprovar projetos, o critério de

decisão, do ponto de vista da empresa, é: (i) caso o VPL seja maior que zero, o

projeto deve ser aceito, pois a empresa irá ganhar um retorno maior que seu custo

de capital; ou, (ii) caso o VPL seja menor que zero, o projeto deve ser reprovado.

Para os casos que o VPL é igual a zero, o projeto é indiferente economicamente.

2.2.3. Índice de Lucratividade

O Índice de Lucratividade (IL), ou retorno sobre o investimento (ROI), é

medido pela relação entre o resultado líquido gerado por um projeto (VPL), e o

investimento atualizado (IA) necessário para implantar o mesmo. Representa, em

suma, quanto lucro é obtido por unidade monetária investida (Assaf Neto, 1997).

No cálculo deste indicador, tanto o VPL quanto o IA devem ser descontados para

um mesmo período e utilizar a mesma taxa (TMA). Para calcular o índice de

lucratividade (IL) utiliza-se a Equação 2.2.

IL = VPL

IA Equação 2.2

Onde,

IA = ∑

I(t)

(1 + TMA)t

t = n

t = 0

Equação 2.3

31

Onde, IA é o Investimento Atualizado no período t0, I(t) é o Investimento

no projeto no período t, TMA é a Taxa Mínima de Atratividade e n é número total

de períodos.

Quando o IL é utilizado para aceitar ou reprovar projetos, o critério de

decisão, do ponto de vista da empresa, é: (i) caso o IL seja maior que zero, o projeto

deve ser aceito, pois a empresa obterá um retorno maior que seu custo de capital

(neste caso, o VPL é positivo); ou, (ii) caso o IL seja menor que zero, o projeto deve

ser reprovado. No entanto, como este indicador desconsidera a escala dos projetos

que estão sendo avaliados, é importante avaliar o IL sempre em conjunto com algum

indicador complementar.

Além disso, o IL pode ser utilizado para selecionar e priorizar projetos

(Seba, 1987), caso estes sejam mutuamente excludentes ou caso a empresa tenha

restrições orçamentárias temporárias. Nestes casos deve-se selecionar primeiro os

projetos com os maiores IL, significando que desta forma obtêm-se maior retorno

por unidade monetária investida.

2.2.4. Taxa Interna de Retorno

A taxa interna de retorno (TIR) é a taxa de desconto que iguala o VPL de uma

oportunidade de investimento igual a zero (Gitman et al., 2010). Representa a taxa

de juros compostos que a empresa irá receber se investir em um determinado projeto

e receber o fluxo de caixa livre deste. Para calcular a taxa interna de retorno (TIR)

utiliza-se a Equação 2.4.

0 = ∑

FCL(t)

(1 + TIR)t

t = n

t = 0

Equação 2.4

Onde, TIR é a Taxa Interna de Retorno, FCL(t) é o Fluxo de Caixa Livre

esperado no período t e n é número total de períodos.

A TIR é um dos métodos sofisticados de avaliação de investimentos mais

utilizados (Graham e Harvey, 2001), no entanto, é importante utilizá-la junto com

outros critérios de decisão (e.g. VPL, IL, etc.), pois nem sempre o projeto de

investimento com a maior TIR apresenta também o maior VPL. A causa desta

32

diferença são as premissas implícitas nos financiamentos e reinvestimentos das

saídas e entradas de fluxo de caixa livre antes do término do projeto (Gitman et al.,

2010). O VPL assume que estas saídas e entradas são, respectivamente, financiadas

e reinvestidas pelo valor da TMA, já a TIR assume que estas são financiadas e

reinvestidas pelo valor da própria TIR, o que pode não ser verdadeiro. Além disso,

é possível que dois projetos apresentem o mesmo VPL, no entanto, com

investimentos distintos, neste caso a TIR pode dar informações adicionais para a

tomada de decisão, auxiliando na escolha do projeto mais rentável.

Quando a TIR é utilizada isoladamente para aceitar ou reprovar projetos, o

critério de decisão, do ponto de vista da empresa, é: (i) caso a TIR seja maior que a

TMA, o projeto deve ser aceito; ou, (ii) caso a TIR seja menor que a TMA, o projeto

deve ser reprovado.

2.2.5. Government Take e Company Take

Government take (GT) é a parcela do governo no excedente econômico,

contabilizando bônus, royalties, óleo lucro, participações especiais, impostos, etc.

O GT é frequentemente usado para comparar diferentes condições fiscais e para

analisar a viabilidade de projetos de investimentos no segmento de óleo e gás. Para

calcular o government take (GT) utiliza-se a Equação 2.5.

Government Take (%) = Parcela do Governo

Excedente Econômico Equação 2.5

O excedente econômico pode ser entendido como a diferença entre as receitas

brutas e os custos do projeto. Os custos podem ser definidos como todos os custos

relacionados com a aquisição, exploração, desenvolvimento, operação e abandono

do campo. Parcela do Governo são todas as receitas advindas da execução do

projeto que são destinadas ao Estado.

A parcela complementar do GT é chamada de Company Take (CT) e

representa a parcela da empresa contratada (ou consórcio) no excedente econômico,

podendo ser calculada conforme Equação 2.6.

33

Company Take (%) = 100% - GT Equação 2.6

Na Figura 2.4 é ilustrado como são calculados o GT e o CT para um caso

hipotético.

Figura 2.4 – Fluxo de cálculo do Government Take e Company Take - Adaptado de

Tolmasquim e Júnior (2011)

Apesar de ser um indicador muito usado, o GT não quantifica todas as formas

como um governo pode se beneficiar do investimento em um determinado projeto,

tais como, geração de empregos, transferência de conhecimentos e tecnologia,

desenvolvimento da indústria nacional (via política de conteúdo local), etc.

Além disso, o indicador GT (nominal) não leva em consideração em que

momento as receitas são pagas ao governo, portanto, não incorpora o valor do

dinheiro no tempo, aspecto fundamental para avaliação de um determinado

conjunto de regras fiscais. Por este motivo, neste trabalho, o indicador GT

descontado será utilizado para a avaliação dos projetos e das condições fiscais. Este

indicador (GT Descontado) também pode ser calculado pela Equação 2.5, no

entanto, deve-se considerar valores de excedente econômico e de parcela do

governo descontados pela TMA.

2.2.6. Produção acumulada

A produção acumulada (Np) é um indicador físico de avaliação e representa

o volume acumulado de óleo produzido no campo e/ou projeto, podendo ser medido

em barris (bbl) ou metros cúbicos (m3). Quando se adiciona o volume de gás

recuperado ao Np, considerando a sua proporção adequada por valor energético,

34

refere-se a este indicador como produção acumulada equivalente (Np eq.). Estes

indicadores são avaliados pois tanto a empresa quanto o governo possuem interesse

no impacto que diferentes projetos ou estratégias de desenvolvimento possam ter

na recuperação dos recursos naturais exauríveis.

2.2.7. Brent de Equilíbrio

Para projetos de desenvolvimento de campos petrolíferos, onde a principal

fonte de receita é o óleo, o brent de equilíbrio (BE) é um importante indicador de

avaliação. Brent de equilíbrio é o preço do óleo tipo brent que faria o valor presente

líquido do projeto ser zero. É um indicador de robustez do projeto de investimento

avaliado, pois apresenta o patamar de preços acima do qual o projeto traria retornos

para a empresa. Como o preço do óleo no mercado internacional é uma variável não

controlável, este indicador pode ser utilizado como uma medida de referência, ou

complementar, na aprovação dos projetos.

35

3 Revisão bibliográfica

3.1. Estratégia de desenvolvimento de um campo petrolífero offshore

A definição da estratégia de desenvolvimento de um campo petrolífero

offshore é um problema que necessita de uma abordagem estruturada para estudo e

para tomada de decisões acerca das alternativas existentes. Segundo Haugland et

al. (1988), algumas dessas decisões dizem respeito à concepção do sistema de

produção e outras à operação destes, dentre às quais, para projetos offshore, pode-

se destacar: (i) número, tamanho, locação e características das plataformas; (ii)

número e localização dos poços produtores e injetores; (iii) tipo de sistema

submarino; (iv) cronograma de perfuração e entrada em produção de poços; (v)

estimativa das vazões de produção e injeção dos poços; (vi) recuperação secundária

de petróleo (qual, quando e como); (vii) recuperação avançada de petróleo (se,

como e quando); (viii) infraestrutura auxiliar necessária para desenvolvimento (e.g.

gasodutos, navios para transporte de óleo e/ou oleodutos, etc.). Dado o grande

retorno potencial e os altos investimentos requeridos em cada projeto, muitos

estudos sobre estratégia de desenvolvimento de campos de petróleo offshore tem

sido publicados com o objetivo de otimizar as decisões e maximizar o retorno sobre

os investimentos.

Haugland et al. (1988) desenvolveu um modelo conceitual de programação

que pode ser usado para analisar diferentes estratégias de desenvolvimento de um

campo de petróleo em estágio inicial. No modelo proposto, que combina

programação linear e técnicas de programação inteira mista, é possível avaliar a

capacidade ótima das plataformas, o número e a localização dos poços, a campanha

de perfuração e completação e o perfil de produção final simultaneamente, por meio

de indicador valor presente líquido. Como limitação deste estudo destaca-se a falta

de integração do modelo proposto com um simulador numérico de reservatórios.

Cullick et al. (2007) apresenta uma estrutura de análise integrada que unifica

as disciplinas de superfície (tipo e características da plataforma, etc.) e

subsuperfície (tipo e diâmetro das linhas, número de poços, etc.) como um único

sistema, incorporando na análise incertezas e riscos relevantes no desenvolvimento

do campo, como variações na produtividade de poços e volume de óleo recuperável

36

final. Nesta abordagem de análise integrada, são utilizados um sistema de seleção

de concepção e de estimativa de custos, um simulador de reservatórios e

escoamento acoplados, um simulador de incertezas, um otimizador e uma

ferramenta de análise econômica. A abordagem proposta permite obter diferentes

concepções de projeto para diferentes perfis de riscos, indicando que dependendo

da tolerância ao risco do decisor a estratégia de desenvolvimento a ser adotada pode

ser alterada. Além disso, a estrutura de análise integrada seleciona, por meio do

otimizador, a concepção mais apropriada dentre as possíveis alternativas

considerando seus perfis de riscos.

Howell et al. (2006) integra um simulador de reservatórios, um simulador de

escoamento de uma rede de dutos e um simulador de processos para simular e

estudar vários cenários de desenvolvimento de um exemplo hipotético estudado. Na

abordagem de desenvolvimento integrado do campo, que é chamada de “Modelos

Integrados de Ativos”, indica um fluxo de trabalho seguindo as seguintes

atividades-chave: (i) planejamento da capacidade de produção, envolvendo a

previsão de capacidade de produção considerando o atual cenário base; (ii)

planejamento do desenvolvimento do campo, que considera a criação de uma série

de cenários e levantamento de alternativas com o foco nos indicadores econômicos;

e, (iii) otimização do campo, que é uma extensão da etapa anterior e objetiva

maximizar a recuperação e/ou melhorar os indicadores econômicos do

desenvolvimento.

Nystad (1985) desenvolveu um modelo numérico de otimização

considerando a integração da engenharia de reservatórios e microeconômica. A

metodologia adotada para construção do modelo considerou a geração de perfis de

produção com base em um número limitado de simulações e juntamente com um

módulo de estimativa de custos pode-se chegar a uma superfície de resposta do

indicador valor presente líquido. Desta forma o modelo consegue otimizar a

explotação de um campo de hidrocarbonetos em termos de sua taxa de depleção

(capacidade de produção por unidade e capacidade total de produção para o campo

inteiro) e da sua distribuição geográfica da capacidade de produção total (e.g.

número de poços, número de plataformas, etc.). Neste modelo, o autor modela e

analisa a relação dos volumes recuperáveis totais com os: (i) investimentos

realizados para desenvolvimento; (ii) preços do petróleo; (iii) impostos pagos.

37

Sobre este último aspecto afirma que excessivas fatias governamentais podem

reduzir a recuperação dos recursos.

O sistema integrado proposto por Narayanan et al. (2003) considera

simuladores de reservatórios integralmente acoplados a um sistema de avaliação

econômica, permitindo desta forma incluir análise de incerteza de diversos aspectos

integrada ao processo decisório do desenvolvimento de um campo. Das principais

incertezas de reservatórios avaliadas no sistema proposto destacam-se: (i)

propriedades estáticas do reservatório (ii) existência ou não de falhas e diferentes

transmissibilidades; (iii) propriedades dinâmicas fluidos; (iv) produtividade dos

poços; e, (v) profundidades dos contatos Óleo-Água e Gás-Óleo. Além disso, foram

analisadas múltiplas estratégias de posicionamento de poços, de injeção, de

cronograma, variações de investimentos, impacto da inflação, capacidades de

plataformas e seus impactos no desenvolvimento. No sistema construído, é possível

realizar a análise de incertezas dos aspectos citados acima considerando cenários

(variáveis discretas) e variáveis contínuas (distribuições de probabilidade para um

determinado parâmetro de incerteza), incorporando ainda correlações entre as

variáveis estudadas. O estudo indica que a análise dos resultados das simulações

de Monte Carlo realizadas permite identificar os parâmetros-chave de influência no

objetivo definido, determinar o valor da redução da incerteza associada a estes

parâmetros e, finalmente, aperfeiçoar o plano de desenvolvimento para que o risco

de não atingir os objetivos seja reduzido.

Mezzomo (2005) apresentou um procedimento para realizar a seleção de

estratégias de desenvolvimento organizado em quatro etapas sequenciais

subdivididas em fases, que proporcionam organização, flexibilidade e robustez. O

procedimento proposto, que pode ser observado na Figura 3.1, é realizado por etapas

manuais e automáticas independentes definindo gradualmente características da

estratégia de desenvolvimento, possibilitando também revisá-las ao longo do

processo.

38

Figura 3.1 - Etapas do procedimento de seleção da estratégia de desenvolvimento

(Mezzomo, 2005)

O procedimento proposto é flexível e pode ser iniciado em qualquer uma das

etapas ou fases. Além disso, para um determinado campo pode-se avaliar a

necessidade de realização ou não de determinada etapa, assim como definir o grau

de aprofundamento que deve ser utilizado nos estudos em cada fase, que dependem

basicamente das características de cada caso que está sendo estudado. O

procedimento proposto (Mezzomo, 2005) será detalhado a seguir.

Etapa A: Definição Manual dos Parâmetros de Projetos de

Desenvolvimento. Esta etapa foi dividida em duas fases. A primeira fase (Fase 1)

objetiva definir o método de recuperação (e.g. tipo de recuperação primária, injeção

de água ou gás; tipo de recuperação avançada considerando métodos termais,

químicos, etc.) baseando-se nas características do reservatório (mecanismos

atuantes na recuperação) e dos fluidos e a geometria dos poços (vertical, direcional

ou horizontal) que será utilizada. A segunda fase (Fase 2), diferentes configurações

de produção e injeção (padrões x-spot, injeção periférica, arranjos lineares, etc.) são

propostas e avaliadas de acordo com o método de recuperação e geometria dos

poços selecionados. As configurações de produção propostas devem considerar as

restrições técnicas e econômicas impostos no estudo de cada caso.

39

Etapa B: Definição Automatizada de Parâmetros de Projetos de

Desenvolvimento. Esta etapa do procedimento proposto envolve a definição

automatizada de parâmetros de desenvolvimento, sendo estruturada novamente em

duas fases. A primeira delas (Fase 3) consiste na obtenção de uma estimativa

ajustada para o número de poços produtores e injetores que comporão cada

alternativa do quadro resultante da execução da etapa anterior. Para realizar esta

estimativa deve-se considerar tanto a função-objetivo proposta no estudo quanto

um número de poços que proporcione uma drenagem eficiente, tentando balancear

a confiabilidade dos resultados com o esforço computacional realizado. Assim

como nas outras fases, o número de alternativas que devem ser mantidas após a

realização desta fase é determinado pela importância e pela complexidade do

projeto analisado.

A segunda delas (Fase 4) consiste na definição dos parâmetros operacionais

para as alternativas citadas. Estas definições devem ser feitas com base nos

investimentos e custos, assim como nos perfis de produção do campo. Os

parâmetros essenciais a serem definidos nesta fase são: (i) cronograma de entrada

de poços; (ii) momento de início de injeção de água; (iii) vazões de produção e

injeção; e, (iv) restrições operacionais e econômicas (Botechia et al., 2013).

Caso o processo de análise tivesse como objetivo à avaliação de diferentes

estratégias de desenvolvimento para um campo, ou a determinação do fator ótimo

de recuperação, nesta etapa o processo poderia ser encerrado. No entanto, se o

objetivo do processo de análise fosse a avaliação de risco ou a avaliação da

sensibilidade da estratégia de diferentes cenários técnicos ou econômicos, as

próximas etapas devem ser seguidas a fim de se obter melhores soluções (Botechia,

2012).

Etapa C: Análise de Risco e Análise de Decisão. Esta etapa consiste na

realização de uma análise de risco (Fase 5), avaliando os impactos das incertezas

geológicas e econômicas na escolha da estratégia de desenvolvimento e de uma

análise de decisão (Fase 6), permitindo avaliar e selecionar as alternativas mais

adequadas para os objetivos estabelecidos para o projeto.

Etapa D: Refinamento. Esta etapa consiste na melhoria da alternativa

selecionada após a análise de decisão. Deve ser executada em casos onde um grupo

específico de parâmetros que impactam significativamente os resultados da função-

objetivo necessitam de uma otimização complementar.

40

Gupta e Grossmann (2012) propõe a otimização da estratégia de

desenvolvimento considerando um contexto de regras fiscais complexas. Nos

problemas estudados pelos autores são considerados múltiplos campos produzindo

para diferentes FPSOs (floating, production, storage, and offloading), com

possíveis diferentes ring fences (limites ou fronteiras de uma concessão, contrato

de partilha ou de um campo). As soluções otimizadas foram obtidas utilizando

modelos de Programação Não-Linear Inteira Mista e Programação Linear Inteira

Mista e consideraram simplificações na geração de perfis de produção, ao invés de

integrar a simulação de reservatórios. O modelo proposto pelos autores otimiza

decisões de investimento e de operação e também cria uma base apropriada para

comparar diferentes projetos com diferentes regras fiscais dentro de um mesmo

portfólio.

Conforme pode ser observado nos estudos dos autores citados, uma das

principais preocupações é a proposição de abordagens que promovam a integração

das várias áreas de conhecimento fazendo com que a otimização do

desenvolvimento de um campo considere, além do maior retorno possível para os

projetos, os impactos das incertezas, interdependências e peculiaridades de cada

caso. Em alguns casos, os decisores podem optar por estratégias mais arriscadas,

mas com maior potencial de ganho, enquanto que em outros casos, os decisores

podem definir a utilização de estratégias mais robustas, sendo mais adaptáveis a

possíveis cenários otimistas ou pessimistas que podem ser revelados.

Adicionalmente, destaca-se nos estudos citados a preocupação de avaliar

adequadamente os efeitos não lineares das previsões de produção, no entanto, por

vezes a análise deste aspecto é realizada com o uso de modelos simplificados, em

outras ocasiões utiliza-se simuladores numéricos de reservatórios integrados na

avaliação da estratégia de desenvolvimento.

3.2. Simulação de reservatórios

De acordo com Bear (2013), reservatório de óleo ou gás é uma formação

geológica porosa que contém no seu espaço poroso, além de água, pelo menos um

hidrocarboneto (óleo ou gás) na fase líquida ou gasosa. Simulação de reservatório

é o processo de inferir o comportamento de um reservatório real a partir do

41

desempenho de um modelo deste (Peaceman, 2000), que por sua vez pode ser físico

ou matemático. Na simulação numérica de reservatórios são utilizados modelos

numéricos, sendo este definido como um programa de computador que usa métodos

numéricos para obter uma solução aproximada da solução do modelo matemático

(Peaceman, 2000). Desta forma, estes simuladores numéricos são projetados para

modelar o escoamento dos fluidos no meio poroso (Fanchi, 2005) e existem no

contexto do gerenciamento de reservatórios, possibilitando a previsão do

comportamento do reservatório de petróleo real. Para fins deste trabalho, as

referências à simulação de reservatórios se referem à simulação numérica de

reservatórios.

Para Chen (2007) e Aziz e Settari (1979), os estudos e a simulação e de

reservatórios objetivam prever o desempenho do reservatório e encontrar formas e

meios de otimizar a recuperação dos hidrocarbonetos em várias condições de

operação. Segundo Aziz e Settari (1979), a simulação de reservatórios é uma

ferramenta que permite que o engenheiro de petróleo obtenha um maior

conhecimento sobre o reservatório e pode, se usado corretamente, ser uma

ferramenta valiosa.

De uma forma mais ampla, Fanchi (2005) entende que a simulação de

reservatórios está inserida no contexto da função do gerenciamento do reservatório.

Gerenciamento do reservatório é geralmente definido como a alocação de recursos

para otimizar a recuperação de hidrocarbonetos de um reservatório, minimizando

os investimentos de capital (Capital Expenditures – CAPEX) e as despesas

operacionais (Operational Expenditures – OPEX). No entanto, estes dois resultados

– recuperação otimizada e custos minimizados – são conflitantes entre si, uma vez

que a recuperação poderia ser otimizada caso não houvessem restrições de custo e

que, no sentido oposto, se o operador não tivesse interesse ou obrigação de gerir

com prudência um recurso exaurível poderia assim minimizar os custos de

desenvolvimento. Sendo assim, para Fanchi (2005), o objetivo principal de um

estudo de gerenciamento de reservatório é determinar as condições ideais

necessárias para maximizar a recuperação econômica de hidrocarbonetos a partir

de um campo prudentemente operado.

Desta forma, o gerenciamento e a simulação de reservatórios desempenham

papel fundamental na otimização da produção dos recursos petrolíferos de um

determinado campo.

42

3.3. Definição da malha de drenagem

Conforme foi explicitado na seção “3.1

Estratégia de desenvolvimento de um campo petrolífero offshore”, muitos estudos

realizados mundialmente com a finalidade de otimizar a estratégia de

desenvolvimento de campos petrolíferos offshore utilizam a simulação de

reservatórios (seção 3.2) de forma integrada a outros modelos/metodologias para

planejar de forma adequada o desenvolvimento destes campos.

Um dos aspectos mais importantes a serem definidos em uma simulação de

reservatórios é a quantidade e a localização dos poços em um determinado campo

– neste trabalho referenciado como “malha de drenagem”, pois os custos associados

à execução destes correspondem a, geralmente, cerca de 50% dos investimentos

totais de projetos de desenvolvimento offshore e a sua quantidade/posicionamento

é um dos fatores que mais influenciam na recuperação final dos hidrocarbonetos e

na economicidade dos projetos. Por esta razão, o estudo da quantidade e localização

ótima de poços em um determinado campo é um problema extensivamente estudado

e citado na literatura, com diversas abordagens adotadas para sua solução.

Kharghoria et al. (2003) apresenta um método heurístico para delinear regiões

no reservatório com potencial de produção favorável para posicionamento de poços.

O método propõe a formulação de uma variável que representa a produtividade dos

poços relacionando-as com o potencial de produção destes, posicionados em

qualquer região do reservatório, com as propriedades petrofísicas, dinâmicas e

geométricas daquela região. A implementação do método consiste na elaboração da

variável citada com as propriedades presentes em cada bloco do grid, incorporando

a esta variável, por meio de uma ponderação, as propriedades de conectividade

identificadas nas vizinhanças. Desta forma é possível identificar rapidamente as

regiões do reservatório que apresentam bom potencial de produção, sendo estas

boas candidatas para perfuração. Finalmente, os autores ressaltam a necessidade de

correlacionar a variável criada com as simulações de fluxo, com o objetivo de

capturar possíveis influências de parâmetros operacionais em cenários típicos de

produção na produtividade da região escolhida.

43

O conceito de “Mapa de Qualidade”, apresentado por Da Cruz et al. (1999)

permite uma série de aplicações, entre elas está a definição da locação de poços

produtores verticais considerando incertezas. O Mapa de Qualidade proposto é uma

representação bidimensional das respostas do reservatório e de suas incertezas. O

método para obtenção deste é a realização de simulações de reservatórios para um

modelo com um único poço produtor variando a posição deste em cada rodada para

cobrir horizontalmente o grid, desta forma, a “qualidade” para cada posição do poço

é a produção acumulada de óleo após um longo período de produção. Sendo assim,

o conceito integra todos os parâmetros que afetam o escoamento de fluidos em

reservatórios heterogêneos e garante que as interações dinâmicas adequadas do

escoamento são levadas em consideração. Além disso, a construção de diferentes

cenários geológicos e a geração de uma Mapa de Qualidade para cada cenário

incorpora a incerteza na avaliação. Nos estudos realizados pelos autores é

apresentada uma metodologia para utilizar o Mapa de Qualidade para definir a

locação dos poços para um cenário específico ou para um cenário mais robusto,

considerando as incertezas dos diversos modelos/cenários geológicos avaliados.

Em resumo, o Mapa de Qualidade permite visualizar quão boa uma área é para

produção e a incerteza associada a esta representação, ajudando assim a definir a

quantidade e localização dos poços produtores de um determinado campo com um

número reduzido de simulações de reservatório.

Outros autores utilizam-se de rotinas de otimização acopladas a simuladores

de reservatórios e a modelos econômicos [Beckner e Song (1995); Bittencourt e

Horne (1997); Badru e Kabir (2003); Emerick et al. (2009)]. Emerick et al. (2009)

apresentam uma ferramenta para otimização do número, localização e trajetória de

poços produtores e injetores, desenvolvida com base em um algoritmo genético.

Realizando as simulações em um simulador de reservatórios comercial, o algoritmo

genético utilizado otimiza a função objetivo definida (valor presente líquido)

considerando várias restrições lineares e não lineares, como por exemplo, tamanho

do grid, máximo comprimento do poço, distância mínima entre poços, células de

grid inativas onde o otimizador não deve posicionar poços, etc. Com os resultados

observados pôde-se concluir que a utilização da estratégia de otimização proposta,

considerando um cenário iniciais de desenvolvimento proposto pelos engenheiros

do campo e ao acaso, apresentou significativas melhorias em termos de valor

presente líquido.

44

Beckner e Song (1995) aplicaram um algoritmo de Recozimento (ou

Arrefecimento) Simulado para otimizar a localização e a entrada de 12 poços. A

algoritmo foi estruturado com base em uma analogia com o problema do “caixeiro

viajante”, sendo a localização dos poços o equivalente às cidades e o cronograma

de entrada dos poços (perfuração, completação e interligação destes) o equivalente

a sequência de viagem do caixeiro viajante. A função de otimização adotada foi o

valor presente líquido que seria o equivalente à distância total percorrida pelo

caixeiro viajante. No estudo realizado, sete cenários de otimização foram avaliados

considerando variações nas características do reservatório, diferentes custos de

desenvolvimento para os poços e diferentes possibilidades de cronograma de

entrada de poços. A partir dos cenários estudados foi possível observar que a

definição ótima da localização e cronograma dos poços varia de acordo com o

cenário analisado e que a influência das características de reservatório e dos custos

dos poços foram similares nestas definições. Além disso, observou-se que na

maioria dos casos investigados, um espaçamento não uniforme de poços foi mais

adequado.

Bittencourt e Horne (1997), aplicaram um algoritmo híbrido de otimização

que utiliza um algoritmo genético juntamente com pesquisa Polytope e com uma

heurística de pesquisa (ou busca) Tabu para otimizar a localização de 33 poços

produtores e injetores de um determinado campo. Além da definição da posição

ótima dos poços para o desenvolvimento, os autores utilizaram uma rotina

secundária de otimização para otimizar a localização da plataforma, considerando

os custos de interligação dos poços à unidade de produção e evitando que

houvessem cruzamentos das linhas de produção e injeção com as linhas de

ancoragem da plataforma. Para otimizar a localização dos poços, foram analisadas

duas abordagens, a primeira considerou uma população inicial para o algoritmo

como sendo a solução proposta pela equipe de engenheiros do projeto e a segunda

não. Os resultados indicaram que a primeira abordagem (com a população inicial

do algoritmo conhecida) apresentou resultados melhores. Além disso, nas

otimizações realizadas foi encontrada uma concentração de cinco poços

posicionados perto de injetores, falhas e de produtores. Segundo os autores, estes

resultados podem indicar que o número ótimo de poços de poços pode ser menor

que o originalmente proposto pela equipe de projeto, para o caso estudado.

45

Badru e Kabir (2003), apresenta também uma abordagem que considerou um

algoritmo híbrido de otimização, integrando um algoritmo genético com um

algoritmo Polytope como método auxiliar para otimizar a localização dos poços

injetores de gás e água, tanto verticais como horizontais. Nesta aborgadem foi

utilizada uma avaliação econômica onde o indicador valor presente líquido foi a

função a ser maximizada. A conclusão dos autores indicou que a utilização do

algoritmo genético híbrido acoplado ao simulador de reservatório é uma importante

ferramenta na definição de “áreas boas” para os poços, no entanto, os resultados

não podem ser vistos de forma absoluta já que várias outras variáveis podem não

estar incluídas de forma completa na otimização. Além disso, os autores indicaram

que apesar do uso do algoritmo reduzir muito o tempo de definição de uma malha

de drenagem, quando se compararam os resultados do algoritmo com o método ad-

hoc adotado por engenheiros observou-se que estes eram muito similares em termos

de recuperação e valor presente líquido. Desta forma, neste estudo, os autores

indicaram que, apesar de mais demorada, a metodologia ad-hoc geralmente adotada

por engenheiros pode apresentar resultados similares ao método de otimização

proposto.

Para Guyaguler e Horne (2001), simulação numérica é geralmente a melhor

ferramenta para avaliar a viabilidade de diferentes malhas de drenagem. No entanto,

como as informações utilizadas na modelagem numérica possuem incertezas, os

resultados das simulações também as possuem, podendo estas assim influenciar nas

decisões de malhas a serem utilizadas no desenvolvimento de um determinado

campo. Para avaliar estas incertezas, os autores propuseram uma metodologia que

avalia diferentes malhas de drenagem em diferentes cenários de reservatórios, ou

seja, as malhas de drenagem são testadas em modelos de reservatórios que a cada

rodada possuem propriedades distintas, selecionadas de um conjunto de

informações que atendem aos cenários geológicos e aos dados dinâmicos pré-

definidos. Além disso, foi desenvolvido um algoritmo genético híbrido para realizar

a otimização dos cenários avaliados. Os autores propõem ainda a utilização da

Teoria da Utilidade numa estrutura de decisão que permite gerenciar a incerteza,

notando que cada decisor agiria diferente dadas as opções dos cenários

probabilísticos calculados. Desta forma, a estrutura de decisão proposta possibilita

aos decisores balancear os riscos e as recompensas de acordo com o próprio perfil.

46

Pedroso (1999) integrou a simulação numérica de reservatórios a vários

indicadores de avaliação de projetos como função objetivo para então definir a

posição ótima dos poços produtores verticais em cinco modelos de reservatórios

estudados. O autor destaca que a decisão do número ótimo de poços depende dos

objetivos de cada decisor, ressaltando que em determinados cenários onde o valor

presente líquido marginal de um poço é baixo a empresa em questão pode optar por

obter um retorno maior com um menor VPL total. Nos modelos analisados o autor

não considerou a injeção de fluidos nos reservatórios (recuperação suplementar)

que proporcionariam aumentar o fator de recuperação dos hidrocarbonetos,

indicando que estudos trabalhos nesta área poderiam ser desenvolvidos

futuramente. Por fim, foram realizadas análises de sensibilidade das funções-

objetivo em relação aos principais parâmetros econômicos e de reservatórios.

Ravagnani et al. (2011) utiliza um método sequencial para definir a estratégia

de produção primeiramente apresentado por Mezzomo (2005). A abordagem

indicada é utilizada para analisar e selecionar estratégias de produção para um

campo de petróleo em águas profundas levando em consideração incertezas

geológicas e econômicas. Desta forma, foi possível selecionar a melhor estratégia

de desenvolvimento, estimando o número de poços ótimo e os parâmetros

operacionais a serem considerados.

No trabalho de Ravagnani et al. (2011) foi proposto o uso do Indicador

Econômico do Campo (IEC) para a seleção de diferentes estratégias de produção,

que corresponde a uma equivalência do VPL, no entanto, ao invés de considerar um

cronograma de entrada de poços viável este indicador considera a entrada de todos

os ao mesmo tempo, o que não é viável/recomendável no desenvolvimento ótimo

de um campo petrolífero. Além disso, os autores propõem os Indicadores

Econômicos de Poços (IEP) para avaliar o potencial econômico dos poços,

considerando apenas as receitas, custos e os investimentos de cada poço, sem

considerar os impostos e taxas que incorrem no desenvolvimento do campo.

Conforme apresentado, o IEP não leva em consideração os investimentos

realizados no campo nem os impostos que devem ser pagos (e.g. plataforma,

gasodutos, royalties, IR, etc.), e desta forma, poços com baixa produtividade podem

apresentar bons resultados neste indicador levando à conclusão errônea que estes

poços apresentam bom resultado econômico. Para reduzir este efeito Botechia

(2012) propôs o Indicador de Desempenho de Poços (IDP), sendo este uma

47

derivação do IEP. Adicionalmente, o autor propôs o indicador chamado de Valor

Presente dos Líquido dos Poços (VPLp para produtores e VPLi para injetores), que

pode ser obtido pela diferença entre o VPL do campo com e sem o determinado

poço em análise. As conclusões do estudo (Botechia, 2012) indicaram que a

maneira mais precisa de calcular o valor de cada poço é calcular o VPLp e o VPLi

dos poços, no entanto, para um campo com grande número de poços o cálculo destes

indicadores pode ser trabalhoso. Nestes casos, o autor indica a utilização dos

indicadores IDP e IEP que também apresentam bons resultados na otimização.

Marques (2014) avaliou a influência de dois regimes ficais vigentes no Brasil

(Concessão e Partilha) na estratégia de produção de campos petrolíferos

considerando quatro cenários econômicos de análise. O foco do trabalho

desenvolvido foi avaliar o impacto dos regimes ficais na definição do número de

poços ótimo de cada campo analisado, explicitando as diferenças significativas de

investimento, recuperação de hidrocarbonetos, retorno e receita da empresa e

governamental. Neste estudo foram analisados dois campos, o primeiro

correspondia a um reservatório carbonático sintético heterogêneo, enquanto que o

segundo, de dimensões maiores, correspondia a um reservatório sintético

homogêneo, de forma a possuir volume de óleo in place (VOIP) correspondente ao

campo de Libra, segundo a autora.

Marques (2014) concluiu que em cenários econômicos mais otimistas que os

considerados no estudo, o regime fiscal não influencia significativamente o

desenvolvimento do ponto de vista de configuração da estratégia. No entanto, em

cenários mais pessimistas a configuração da estratégia de produção é influenciada

pelo regime. Segundo a autora, devido ao maior potencial de lucro para a empresa

no regime de concessão, o nível de investimentos neste regime é maior que o

resultante na partilha. Observou-se também que a fatia governamental, com os

parâmetros adotados no estudo, é sempre maior no regime de partilha, no entanto,

para cenários de desenvolvimento mais pessimistas, os projetos podem se tornar

inviáveis, fazendo com a receita total do governo e da empresa sejam inferiores (ou

inexistentes) ao do regime de concessão.

Além disso, para o segundo campo (modelo com maior VOIP), a redução de

receita total decorrente do nível de investimentos realizado menor obtido no regime

de partilha, resulta em valores de receita menores para ambas as partes (empresa e

48

governo). Desta forma, neste cenário, o regime de concessão apresenta valores de

receita superiores tanto para o governo quanto para a empresa.

No trabalho desenvolvido (Marques, 2014) considerou-se um percentual fixo

de excedente em óleo para a união de 41,65% (valor ofertado no leilão de Libra)

para o regime de partilha, no entanto, no contrato de Libra este percentual varia de

acordo com o preço do óleo tipo brent no mercado internacional e também com a

produtividade média dos poços produtores. Além disso, no estudo realizado, foi

considerado um limite de recuperação de custo em óleo de 50% da receita bruta nos

dois primeiros anos, e 30% da receita bruta nos demais anos. No entanto, no

contrato de Libra, caso os custos em óleo não tenham sido integralmente

recuperados após os dois primeiros anos de seu reconhecimento como crédito para

o contratado é permitido aumentar o percentual para 50% novamente, aspecto não

considerado pela autora. Sendo assim, destaca-se que tanto as simplificações

supracitadas quanto a possibilidade de alteração dos parâmetros (excedente em óleo

para a União e recuperação de custo em óleo) em novos leilões, que pode ser

realizada com o objetivo de incentivar as empresas a realizar investimentos e

reduzir riscos, podem alterar as conclusões do estudo realizado.

Tendo em vista as observações do parágrafo acima, as sugestões de estudos

futuros indicados pela autora e a revisão realizada na seção 2.1, nota-se que as

conclusões do estudo para o regime de partilha de produção dependem

essencialmente dos parâmetros contratuais estabelecidos para a assinatura do

contrato de exploração e produção de cada área.

Apesar dos inúmeros estudos apresentados anteriormente, a prática comum

da indústria para definir a quantidade e a localização ótima dos poços é geralmente

um procedimento manual de tentativa e erro, geralmente testando a incorporação

e/ou retirada de um poço por simulação, sendo necessário muito conhecimento

acumulado, visões alternativas e intensa interação dos engenheiros envolvidos com

os geólogos e geofísicos dos campos/projetos.

De forma a garantir resultados satisfatórios na definição da quantidade e

localização dos poços, faz-se necessário então a utilização de uma metodologia que

permita, de forma estruturada, solucionar este problema complexo.

49

3.4. Regimes fiscais

As condições fiscais às quais um projeto está submetido desempenham papel

fundamental na definição da estratégia de desenvolvimento deste. Para esclarecer,

justificar e orientar o desenvolvimento do presente trabalho são apresentadas as

seções 3.4.1 e 3.4.2.

3.4.1. Regimes ficais na indústria petrolífera mundial

Empresas internacionais de petróleo e governos de países produtores de

petróleo realizam análises e comparações entre regimes fiscais por inúmeras razões

(Blake e Roberts, 2006). As empresas avaliam o potencial de lucros de

oportunidades em diferentes locais do mundo, considerando aspectos geológicos,

fiscais, regulatórios, políticas governamentais, etc., dos países. Os governos de

países produtores também consideram estes aspectos e avaliam como atrair

investimentos conseguindo capturar adequadamente a renda econômica

proveniente da explotação das jazidas. Para isto, devido à alta rentabilidade e riscos

da indústria petrolífera, os estados constituem uma legislação específica para a

tributação e regulação da exploração e desenvolvimento de atividades no setor.

Dada a importância que as condições fiscais representam neste contexto,

pesquisadores também se dedicam a estudar o impacto destas nas avaliações e

decisões das empresas e governos, conforme podemos observar a seguir.

Segundo Johnston (2007) e Tordo (2007), é possível, teoricamente, obter os

mesmos resultados, do ponto de vista econômico-financeiro, em ambos os regimes

fiscais (Concessionário ou Contratual), apesar destes regimes serem

fundamentalmente distintos na perspectiva filosófica e legal, conforme explicitado

na seção 2.1. Neste sentido, são as condições fiscais estabelecidas, independente do

regime, que desempenham papel fundamental na viabilidade econômica dos

projetos e na atratividade de investimentos.

Para Johnston (2007), a única diferença significativa estrutural entre os

regimes de concessão e partilha de produção é limite de recuperação de custo em

óleo dos contratos de partilha, conforme citado anteriormente. Além disso, segundo

o autor, o government take médio dos regimes de partilha no mundo é de 70%,

50

enquanto que nos regimes de concessão é 59%, verificando-se assim uma tendência

global dos regimes de partilha de produção oferecerem maior parcela dos

rendimentos aos governos.

Tordo (2007) estudou os principais aspectos legais e fiscais utilizados no setor

petrolífero para tentar traçar características desejáveis que deveriam ser

consideradas nos projetos de condições fiscais a serem estabelecidas pelos

governos. O objetivo destas características desejáveis é maximizar os benefícios ao

estado, levando em consideração os efeitos nos investimentos do setor privado no

setor petrolífero. Para a autora, apesar de geralmente os governos e as empresas

terem objetivos conflitantes, a utilização de um regime fiscal flexível, neutro e

estável facilita a conciliação destes, conforme apresentado na seção 2.1.

Para analisar o impacto das características dos regimes fiscais, Tordo (2007)

definiu quatro tipos de projetos de desenvolvimento sintéticos e avaliou quatro

regimes fiscais de partilha de produção propostos sob diferentes condições.

Segundo a autora, é importante estabelecer um regime que seja capaz de distribuir

os riscos equitativamente e que tenha flexibilidade suficiente para permitir ajustes

automáticos às mudanças imprevistas, minimizando a necessidade e os custos das

negociações e/ou renegociações.

Tordo (2007) conclui que os regimes fiscais em que a tributação é baseada na

rentabilidade dos projetos conseguem reduzir o risco introduzindo flexibilidade,

possibilitam o desenvolvimento de campos marginais, e, normalmente, reduzem o

ponto de equilíbrio dos projetos. Por fim, a autora destaca que mesmo um regime

fiscal flexível precisa ser reavaliado regularmente, com o objetivo de ajustar os

resultados dos projetos a serem desenvolvidos no futuro às mudanças no mercado,

políticas governamentais, e riscos geológicos e do país.

Em 1996, Van Meurs (1996) conduziu um estudo onde 226 regimes fiscais

de 144 países foram analisados e classificados em cinco grupos. As principais

conclusões deste estudo, com algumas exceções, foram que as condições fiscais

geralmente são estabelecidas em uma base competitiva, visto que os países

competem entre si para atrair investimentos para desenvolver suas reservas. Sendo

que, os fatores mais importantes para determinar o nível de carga tributária em um

determinado país são a atratividade geológica relativa, preços relativos e os custos

de produção. Além disso, o autor conclui que há uma correlação maior entre as

condições fiscais e o potencial geológico numa base regional do que global.

51

Blake e Roberts (2006) procurou avaliar o impacto na rentabilidade e as

distorções nas decisões de investimentos de um conjunto de cinco regimes fiscais

selecionados no mundo, sob incertezas de preço de óleo. Para analisar estes regimes

fiscais os autores utilizaram três modelos de campos de petróleo idealizados e

padronizados, focando assim somente nos efeitos fiscais de cada regime e não na

atratividade geológica de cada região à qual os regimes se aplicam. Blake e Roberts

(2006) concluiu que todos os regimes fiscais analisados apresentaram distorções

nos investimentos devido à tributação. Portanto, para os autores é importante que

os governos estejam atentos a estes impactos tendo em vista que a redução nos

investimentos resultantes da tributação representa uma potencial perda de reservas

e de produção petróleo.

Bindemann (2000) analisou a evolução dos contratos de partilha de produção

causada por mudanças extremas nos preços internacionais de petróleo. O estudo foi

baseado em uma análise de 300 contratos de partilha de produção assinados por 74

países entre 1966 e 1999. Segundo a autora, as variações extremas do preço do

petróleo causaram uma gradativa alteração nos termos contratuais, incorporando

mais flexibilidade e adicionando mais aspectos negociáveis aos acordos.

Nota-se que os estudos realizados pelos diferentes pesquisadores procuraram

avaliar principalmente, em termos econômicos: (i) as condições mais adequadas

para os regimes fiscais levando em consideração os interesses governamentais e das

companhias petrolíferas; e, (i) impactos nos investimentos e estratégia de

desenvolvimento dos projetos. São realizadas comparações entre regimes vigentes

em diversos países e novos regimes fictícios propostos que poderiam ser aplicados

para casos semelhantes aos estudados. Estas condições fiscais citadas procuram

fornecer, geralmente, o retorno adequado ao estado sem desestimular os

investimentos por parte das companhias petrolíferas.

No próximo capítulo, será apresentada uma revisão em relação aos regimes

fiscais da indústria de E&P no Brasil.

3.4.2. Regimes fiscais no Brasil

O decreto-lei nº 395/1938, estabeleceu a primeira legislação para regular a

indústria do petróleo no país. Neste decreto, o petróleo foi estabelecido como sendo

52

para uso público. Adicionalmente, com o objetivo de estruturar e regulamentar a

exploração e lavra de petróleo, foi criado o Conselho Nacional do Petróleo (CNP),

sendo este o órgão governamental brasileiro responsável pela definição da política

petrolífera no período de 1939 a 1960 (Brasil, 1938).

A lei nº 2.004/1953, decretou o monopólio da União sobre as atividades de

pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e outros hidrocarbonetos fluídos e gases

raros, existentes no território nacional. Além disso, autorizou a constituição de uma

sociedade por ações denominada Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) para que, por

meio desta, a União pudesse exercer o monopólio sobre as atividades previstas.

Também foi estabelecido o CNP como órgão de orientação e fiscalização (Brasil,

1953). Em 22 de julho de 1960, foi sancionada a lei n° 3.782, criando o Ministério

de Minas e Energia (MME), órgão da administração federal responsável pelo

“estudo e despacho de todos os assuntos relativos à produção mineral e energia”,

incorporando o CNP na sua estrutura (Brasil, 1960).

Na lei nº 9.478/1997, conhecida como “Lei do Petróleo”, foram

regulamentadas as atividades de exploração e lavra de petróleo mediante contratos

de concessão. Além disso, foi criada a Agência Nacional do Petróleo (ANP), tendo

função reguladora da indústria do Petróleo (Brasil, 1997). Posteriormente, a ANP

teve seu nome alterado para Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e

Biocombustíves (ANP) e suas funções de regulação ampliadas para a “indústria do

petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis” (Brasil, 2005). A lei nº

9.478/1997 trouxe mudanças significativas para o setor, pois apesar do governo

manter a titularidade das reservas de petróleo existentes em território nacional, as

atividades de E&P passaram a ser regidas por meio de contratos de concessão. Desta

forma, empresas vencedoras de licitações destas concessões tornam-se proprietárias

do petróleo proveniente das atividades de E&P, uma vez cumpridas as obrigações

estabelecidas em lei (i.e., pagamento de participações e tributos).

Em julho de 2005 foram encontrados os primeiros indícios de petróleo no pré-

sal da Bacia de Santos, no bloco BM-S-10, conhecido como Parati (Petrobras,

2010). Com o final da perfuração do poço de Parati em março de 2006, alcançando

a profundidade de 7600 metros, foi confirmada a acumulação de gás condensado e

óleo leve na área. Em julho de 2006 foi realizada uma nova descoberta de jazida de

óleo leve, no bloco BM-S-11, conhecida na época como Tupi. A partir de então,

53

foram perfurados e testados outros poços no pré-sal e todos indicaram presença de

petróleo.

Em novembro de 2007, tendo em vista os resultados obtidos pela Petrobras

no pré-sal, o CNPE divulgou a resolução nº 6/2007 determinando à ANP a exclusão

dos blocos situados nas bacias do pré-sal da 9ª rodada de licitações, realizada em

dezembro de 2007 (Brasil, 2007). Os motivos apontados para tal exclusão foram

que os resultados obtidos até então apontavam para “a existência de uma nova e

significativa província petrolífera no Brasil, com grandes volumes recuperáveis

estimados de óleo e gás”. Além disso, a resolução determinou ao MME que

avaliasse as mudanças necessárias no marco legal, tendo em vista o novo paradigma

de exploração e produção de petróleo no país vislumbrado após as descobertas do

pré-sal.

Os estudos para alteração do marco legal culminaram com a proposta de

contratação por partilha de produção para novas áreas dentro do polígono do pré-

sal (Figura 3.2), mantendo os contratos de concessão para as áreas já outorgadas. Os

objetivos desta alteração, segundo a Exposição de Motivos Interministerial (EMI)

nº 38/2009 (Brasil, 2009), foram: (i) aumentar a participação da sociedade nos

resultados da exploração e produção de petróleo destas áreas; (ii) destinar recursos

advindos destas atividades a setores fundamentais para o desenvolvimento; e, (iii)

fortalecer o complexo produtivo da indústria do petróleo e gás do País, preservando

os interesses estratégicos nacionais.

54

Figura 3.2 – Área do polígono do pré-sal (Anp, 2013b)

O novo marco regulatório brasileiro está estruturado com base em três leis:

(i) Lei nº 12.276/2010 – Autorização da Cessão Onerosa à Petrobras; (ii) Lei nº

12.304/2010 – Autorização para criação da Empresa Brasileira de Administração

de Petróleo e Gás Natural S.A., denominada Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA); e, (iii)

Lei nº 12.351/2010 – Instituição do regime de Partilha de Produção e criação do

fundo social (FS). Estas leis serão detalhadas nos subcapítulos abaixo.

(i) Lei nº 12.276/2010 – Autorização da Cessão Onerosa à Petrobras

Em 30 de junho de 2010 foi promulgada a Lei nº 12.276/2010 que trata da

cessão onerosa à Petrobras S.A., dispensada a licitação, do exercício das atividades

de pesquisa e lavra de petróleo em áreas não concedidas localizadas no pré-sal. Esta

lei autorizou a cessão de até cinco bilhões de barris equivalentes de petróleo e foi

justificada, em parte, pela inexistência de estrutura da União necessária para

55

desenvolver as atividades exploratórias do pré-sal (Tolmasquim e Júnior, 2011).

Em contrapartida, a Petrobras deveria pagar à União, prioritariamente, com títulos

da dívida pública mobiliária federal (Brasil, 2010c). A definição dos volumes a

serem contratados e sua valoração deveria ser feita, conforme estabelece a lei, por

meio de laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras, observando as

melhores práticas da indústria do petróleo.

Além disso, a lei prevê pagamento de royalties, com alíquota de 10%, e não

prevê o pagamento de participação especial sobre os lucros extraordinários

resultantes das atividades de pesquisa e lavra das áreas da cessão onerosa. Por fim,

ficou estabelecido que o exercício das atividades que tratam esta lei seria realizado

pela Petrobras por sua exclusiva conta e risco.

(ii) Lei nº 12.304/2010 – Autorização para criação da Pré-Sal Petróleo

S.A. (PPSA)

Em 2 de agosto de 2010 foi promulgada a Lei nº 12.304/2010 que autoriza a

criação da Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A.,

denominada Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA). A PPSA tem por objeto a gestão dos

contratos de partilha de produção e dos contratos para a comercialização da parcela

de produção da União (Brasil, 2010b). No que tange à gestão dos contratos de

partilha de produção, compete à PPSA, especialmente: (i) representar a União nos

consórcios formados para a execução dos contratos; (ii) defender os interesses da

União nos comitês operacionais; (iii) avaliar, técnica e economicamente, os planos

das atividades de E&P e fazer cumprir as exigências contratuais referentes ao

conteúdo local; (iv) monitorar e auditar a execução dos projetos de explotação; (v)

monitorar e auditar os custos e investimentos relacionados aos contratos de partilha

de produção; e, (vi) fornecer à ANP as informações necessárias às suas funções

regulatórias. No que tange à gestão dos contratos para a comercialização de

petróleo, compete à PPSA, especialmente: (i) celebrar os contratos com agentes

comercializadores, representando a União; (ii) verificar o cumprimento, pelos

contratados, da política de comercialização de petróleo da União; e, (iii) monitorar

e auditar as operações, os custos e os preços de venda de petróleo.

Além disso, compete à PPSA: (i) analisar dados sísmicos fornecidos pela

ANP e pelos contratados sob o regime de partilha de produção; (ii) representar a

União nos procedimentos de individualização da produção e nos acordos

56

decorrentes destes; e, (iii) exercer outras atividades necessárias ao cumprimento de

seu objeto social, conforme definido no seu estatuto (Brasil, 2010b).

(iii) Lei nº 12.351/2010 – Instituição do regime de Partilha de Produção e

criação do fundo social (FS)

Em 22 de dezembro de 2010 foi promulgada a Lei nº 12.351/2010 que dispõe

sobre a exploração e produção de petróleo e outros hidrocarbonetos em áreas do

pré-sal e em áreas estratégicas, instituindo o regime de partilha de produção para a

licitação ou contratação direta da Petrobras, e cria o Fundo Social (FS) para

gerenciamento da renda do petróleo (Brasil, 2010a).

Neste regime, a empresa contratada exerce por sua conta e risco, as atividades

de E&P e, em caso de descoberta comercial, adquire o direito à apropriação do custo

em óleo, do volume de produção correspondente aos royalties devidos, bem como

de parcela do excedente em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos

em contrato, conforme Art. 2º, inciso I da Lei 12.351/2010. À exceção dos royalties,

que possuem sua alíquota determinada nesta lei (15%), o custo em óleo e o

excedente em óleo da empresa contratada são definidos contrato a contrato.

Assim como o regime de concessão, o regime de partilha prevê duas fases:

exploração e produção. O prazo de vigência máximo do contrato, incluindo as duas

fases aqui citadas, é de 35 anos. Além disso, por definição da lei, os contratos de

partilha de produção devem ter, no mínimo, 30% de participação da Petrobras,

sendo esta a empresa operadora de todos os blocos que vierem a ser licitados. No

regime de partilha de produção, há duas modalidades de celebração dos contratos

de partilha de produção: (i) diretamente com a Petrobras, dispensada a licitação; ou,

(ii) mediante licitação na modalidade leilão.

O Fundo Social, conforme artigo 47, foi criado com a finalidade de constituir

fonte de recursos para o desenvolvimento social e regional, na forma de programas

e projetos nas áreas de combate à pobreza e de desenvolvimento: (i) da educação;

(ii) da cultura; (iii) do esporte; (iv) da saúde pública; (v) da ciência e tecnologia;

(vi) do meio ambiente; e, (vii) de mitigação e adaptação às mudanças climáticas

(Brasil, 2010a). Segundo Tolmasquim e Júnior (2011), as melhores práticas

internacionais sugerem separar as receitas petrolíferas das demais orçamentárias em

um fundo específico destinado à expansão dos capitais físico e humano, consistindo

o Fundo Social este meio de separação.

57

Desta forma, o Brasil passa a ter três regimes fiscais de pesquisa e lavra de

petróleo no offshore: concessão, cessão onerosa e partilha de produção. Sendo que

somente os regimes de concessão e partilha de produção se aplicam para novos

leilões no país, pois a cessão onerosa, conforme apresentado anteriormente, foi uma

autorização específica para contratação direta da Petrobras, para desenvolvimento

de um volume limitado, nas áreas do pré-sal da Bacia de Santos. Para fins

comparativos, na Tabela 3.1 são apresentadas as principais características dos

regimes de concessão e partilha de produção no Brasil.

Características Concessão

Lei 9.478/1997

Partilha de Produção

Lei 12.351/2010

Aplicação

Território nacional, exceto a

área do pré-sal e as áreas

estratégicas, que venham a

ser delimitadas em ato do

Poder Executivo.

Área do pré-sal, demarcada por

coordenadas geográficas

definidas em lei, e áreas

estratégicas, que venham a ser

delimitadas em ato do Poder

Executivo.

Licitação Sim Sim

Duração do contrato Estipulada no contrato. Limitado a 35 anos.

Possibilidade de

contratação direta

(sem licitação) da

Petrobras

Não Sim

Participação da PPSA Não

Sim, com 50% do consórcio,

voto de minerva e poder de

veto nas decisões do consórcio

vencedor.

Custo em óleo Não Sim, sujeito às condições

estabelecidos em contrato.

Excedente em óleo Não Sim, sujeito às condições

estabelecidos em contrato.

Participação do

superficiário

De 0,5% a 1% do valor da

produção. Devida ao

proprietário quando o bloco se

situar em terra.

De até 1% do valor da

produção. Devida ao

proprietário quando o bloco se

situar em terra.

Participações

governamentais

– Bônus de assinatura Sim Sim

58

Características Concessão

Lei 9.478/1997

Partilha de Produção

Lei 12.351/2010

– Royalties

Alíquotas de 5% a 10% sobre a

produção de petróleo, gás

natural e outros

hidrocarbonetos fluidos. Na

maioria dos casos é de 10%.

Alíquota de 15% sobre a

produção de petróleo, gás

natural e outros

hidrocarbonetos fluidos.

– Participação especial Sim, regulamentada pelo

Decreto nº 2.705/1998.

Não.

[A participação especial e o

excedente em óleo, do ponto

de vista econômico, têm

exatamente o mesmo caráter]

– Ocupação ou retenção

da área

Sim. Pagamento anual por

km2 da área em exploração ou

produção.

Não

– Excedente em óleo

para a União Não. Sim

Critério de

Julgamento da

Licitação

Proposta mais vantajosa

segundo os critérios

estabelecidos no instrumento

convocatório da licitação. Na

prática, são utilizados como critérios de julgamento:

bônus de assinatura, conteúdo

local e programa exploratório

mínimo.

Maior excedente em óleo para

a União.

Tabela 3.1 – Características dos regimes de Concessão e Partilha brasileiros (Bustamante,

2015)

Em 21 de outubro de 2013 foi realizada a 1ª rodada de licitação do pré-sal,

sob o novo regime fiscal estabelecido, tendo sido ofertado o bloco de Libra. A Figura

3.3 apresenta a área do polígono Libra.

59

Figura 3.3 – Polígono Libra na área do pré-sal da Bacia de Santos (Anp, 2013a)

O consórcio formado por Petrobras (40% de participação), Shell (20%), Total

(20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%) foi o vencedor tendo ofertado o percentual

mínimo de excedente em óleo para a União estabelecido no 1º edital do contrato de

partilha de produção (OF = 41,65%). Esse percentual refere-se ao excedente em

óleo a ser pago para a União no cenário de referência entre US$ 100,01 e US$

120,00 por barril de petróleo tipo brent e produção por poço produtor compreendida

entre 10 mil e 12 mil barris por dia. Além disso, esse percentual pode variar de

acordo com o preço do petróleo e a produtividade dos poços, conforme Tabela 3.2.

Tabela 3.2 - Percentual Mínimo de Excedente em Óleo para a União

De 0 4.001 6.001 8.001 10.001 12.001 14.001 16.001 18.001 20.001 22.001 > 24.001

até 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000 22.000 24.000

0 60,00 =OF-31,72% =OF-15,85% =OF-9,62% =OF-6,33% =OF-4,26% =OF-2,56% =OF-1,48% =OF-0,86% =OF-0,29% =OF+0,23% =OF+0,69% =OF+1,11%

60,01 80,00 =OF-26,45% =OF-12,85% =OF-7,51% =OF-4,70% =OF-2,92% =OF-1,46% =OF-0,54% =OF-0,00% =OF+0,48% =OF+0,92% =OF+1,32% =OF+1,68%

80,01 100,00 =OF-19,44% =OF-8,86% =OF-4,71% =OF-2,52% =OF-1,14% =OF-0,00% =OF+0,71% =OF+1,13% =OF+1,51% =OF+1,85% =OF+2,16% =OF+2,44%

100,01 120,00 =OF-14,98% =OF-6,32% =OF-2,92% =OF-1,13% OF =OF+0,93% =OF+1,51% =OF+1,86% =OF+2,17% =OF+2,45% =OF+2,70% =OF+2,93%

120,01 140,00 =OF-11,89% =OF-4,56% =OF-1,69% =OF-0,17% =OF+0,79% =OF+1,57% =OF+2,07% =OF+2,36% =OF+2,62% =OF+2,86% =OF+3,07% =OF+3,26%

140,01 160,00 =OF-9,62% =OF-3,27% =OF-0,78% =OF+0,53% =OF+1,36% =OF+2,04% =OF+2,47% =OF+2,72% =OF+2,95% =OF+3,16% =OF+3,34% =OF+3,51%

> 160,01 =OF-5,94% =OF-1,18% =OF+0,69% =OF+1,68% =OF+2,30% =OF+2,81% =OF+3,13% =OF+3,32% =OF+3,49% =OF+3,65% =OF+3,73% =OF+3,91%

Preço

Bren

t (

US$

/b

bl)

Média da produção diária de petróleo dos poços produtores (bbl/d)

60

Além disso, o primeiro edital de partilha estabeleceu o pagamento de um

bônus de 15 bilhões de reais e definiu requisitos de conteúdo local global. Na fase

de exploração, o percentual mínimo global é de 37%. Para a fase de

desenvolvimento de produção, o percentual mínimo global é de 55%, para projetos

com 1º óleo até 2021, e 59% para projetos com 1º óleo a partir de 2022.

Dada a importância que os regimes fiscais têm nas decisões de investimentos

das empresas petrolíferas e na definição da política de exploração e produção de

petróleo de um país, pesquisadores têm realizado análises dos impactos que a

alteração do regime fiscal no Brasil pode resultar. Os objetivos destas análises são,

principalmente, identificar vantagens e desvantagens de cada regime e analisar os

impactos do regime fiscal na indústria e no desenvolvimento das jazidas de petróleo

no Brasil.

Lucchesi (2011) analisou o desenvolvimento de projetos de E&P sob a ótica

de quatro diferentes regimes fiscais, estabelecendo assim uma comparação entre

eles. Os regimes escolhidos pelo autor foram os de concessão do Brasil e EUA, e

os de partilha de produção da Nigéria e outro proposto pelo autor. Para realizar as

análises o autor simulou diferentes patamares de preço, tamanhos de campos,

formatos de curva de produção, além de avaliar o preço de break-even do petróleo

para diferentes condições de rentabilidade.

Para o autor, o formato da curva de produção pode ser diferente devido aos

diferentes interesses do Estado e da companhia petrolífera. Para o Estado, pode

existir uma taxa de desconto social ou a menor preferência pelo presente, enquanto

que as companhias petrolíferas desejam acelerar a produção de petróleo para

remunerar seus investimentos no menor tempo possível.

As simulações de Lucchesi (2011) mostraram que é matematicamente

possível que regimes fiscais distintos apresentem o mesmo government take. No

entanto, a tendência geral do estudo realizado indicou que os regimes de partilha de

produção estudados são mais onerosos às empresas petrolíferas do que os regimes

de concessão dos Estados Unidos e do Brasil.

Finalmente, o autor conclui que o regime de partilha de produção brasileiro,

independente do government take obtido, é importante por permitir o controle do

ritmo de produção por parte do governo. Desta forma, poder-se-ia garantir que a

indústria nacional de fornecimento de bens e serviços para o setor petrolífero

61

estivesse pronta para atender as demandas, não sendo substituída por competidores

estrangeiros.

Ravagnani et al. (2012a) realizou uma análise comparativa da estratégia

ótima de desenvolvimento nos regimes fiscais de concessão e partilha de produção,

em termos de número de poços produtores e injetores e sua alocação no

reservatório. Para realizar o estudo, foi utilizada uma metodologia de otimização da

estratégia de desenvolvimento que combina etapas manuais e automáticas para

maximizar o VPL da companhia assumindo um cenário de preços conhecido. Além

disso, análises de sensibilidade quanto ao preço do óleo e ao limite de recuperação

de custo em óleo são realizadas.

Os resultados obtidos indicaram que a escolha da estratégia ótima depende do

regime fiscal, apesar de apresentar resultados semelhantes. Com relação aos

regimes fiscais observou-se que, considerando os parâmetros contratuais utilizados

no estudo, o government take foi sempre maior na partilha do que na concessão,

para todos os cenários de preços analisados. Além disso, observou-se que o

government take reduz à medida que o preço do óleo aumenta.

Ravagnani et al. (2012b) apresentou também uma análise comparativa dos

regimes fiscais de concessão e partilha de produção considerando o risco e retorno

das estratégias de desenvolvimento ótimas, em termos de número de poços

produtores e injetores e sua alocação no reservatório. A metodologia adotada

consistiu em: (i) selecionar um campo típico sintético do pré-sal; (ii) otimizar a

estratégia de desenvolvimento em ambos regimes fiscais de forma determinística;

(iii) modelar incertezas de preços e custos; (iv) realizar simulação de Monte Carlo

avaliando risco e retorno em ambos regimes fiscais; e, (v) realizar análise de

sensibilidade de parâmetros de interesse.

Os resultados obtidos indicaram que o regime de concessão é preferível em

relação à partilha, em termos de VPL da companhia, para ambos os casos

determinístico e da análise de riscos. Além disso, observou-se que ao aumentar o

teto de recuperação de custos no regime de partilha, houve um incremento no VPL

médio e uma redução no risco de VPL negativo.

A partir dos estudos de Ravagnani et al. (2012a; 2012b), Marques (2014)

aprofundou as análises para avaliar o impacto, incluindo cenários mais pessimistas

de preço de óleo e custos de desenvolvimento, que diferentes regimes fiscais podem

ter na definição da estratégia ótima de desenvolvimento, em termos de número de

62

poços produtores e injetores e sua localização no reservatório. Mais informações

sobre este estudo podem ser verificadas na seção 3.3.

Com o objetivo de verificar se as tendências observadas por Marques (2014)

e Ravagnani et al. (2012a; 2012b) se confirmam em diferentes condições fiscais

para o desenvolvimento de outro campo sintético e explorar as sugestões para

estudos futuros indicadas por Marques (2014), o presente trabalho é uma

continuação das pesquisas citadas acima.

63

4 Estudo de caso: metodologia e aplicação

Neste capítulo, a metodologia do trabalho e a aplicação desta em um estudo

de caso são apresentados, sendo divididos em três etapas principais: (i) definição

das premissas de avaliação (Etapa 1); (ii) seleção da estratégia de desenvolvimento

e definição da malha de drenagem (Etapa 2); e, (iii) avaliação das estratégias

otimizadas nos dois regimes (Etapa 3). Estas etapas, suas subdivisões e sua

sequência (numeração indicada) são resumidas na Figura 4.1 e detalhadas nas

próximas seções deste capítulo.

O objetivo da metodologia definida é permitir avaliar, para o caso estudado,

a influência das condições fiscais na definição e viabilidade da estratégia de

desenvolvimento do projeto. Neste estudo são considerados os regimes fiscais

atualmente vigentes para novos leilões no Brasil, são eles Concessão e Partilha de

Produção. Sendo que, na Partilha, serão analisadas diferentes condições contratuais.

O estudo de caso deste trabalho consiste na avaliação de um projeto de

desenvolvimento de produção em um campo hipotético descoberto pela empresa

hipotética Ômega, aqui denominado Gama, situado no offshore da Bacia de Santos.

As simulações de reservatórios deste trabalho foram realizadas utilizando os

softwares IMEX e CMOST da companhia canadense Computer Modelling Group

Ltd. (CMG). Enquanto que as avaliações econômicas foram automatizadas por

meio de um programa desenvolvido pelo autor no software Microsoft Excel®,

permitindo calcular os indicadores econômicos dos projetos em ambos os regimes

estudados.

64

Figura 4.1 - Fluxograma da metodologia geral da dissertação

4.1. Etapa 1 – Definição das premissas de avaliação

Nesta etapa são definidas todas as regras, modelos e premissas que serão

utilizadas nas análises e otimizações a serem realizadas posteriormente.

4.1.1. Definição das regras fiscais

Conforme citado anteriormente, serão estudados neste trabalho os regimes

fiscais atualmente vigentes para novos leilões no Brasil, sendo eles Concessão e

Partilha de Produção. Conforme apresentado na Seção 2.1, os regimes fiscais

65

estabelecem regras tais como recuperação de custos em óleo, excedente de óleo,

impostos, royalties, participações especiais, entre outros aspectos relacionados

principalmente à fase de produção dos projetos. Por sua vez, estas regras são

estabelecidas por meio de leis e contratos.

Para o regime fiscal de Partilha de Produção, as regras que definem o

Excedente em Óleo da União (EOU) e os Custos Recuperados (CREC) são

estabelecidas contratualmente. Portanto, para cada campo a ser leiloado há a

possibilidade de definir diferentes condições, sem a necessidade de alteração de

leis. Tendo em vista esta flexibilidade e a necessidade de estudar os impactos da

alteração destes parâmetros nas concepções dos projetos, neste trabalho, são

propostas novas regras para apuração do EOU e CREC na partilha de produção.

Sendo assim, serão analisados três conjuntos de condições fiscais, definidas

como segue: (i) Concessão; (ii) Partilha de Produção, com condições contratuais

similares ao primeiro leilão de partilha no Brasil, aqui denominadas “Condições 1”;

e, (iii) Partilha de Produção, com condições contratuais propostas pelo autor, aqui

denominadas “Condições 2”.

Na Tabela 4.1 são explicitados os parâmetros comuns considerados para a

avaliação econômica nos dois regimes fiscais.

PARÂMETROS VALORES

Depreciação (anos) 20

Taxa de desconto (% a.a.) 10

Royalty (%) Concessão (10)

Partilha (15)

Pesquisa e Desenvolvimento (%) 1

Imposto de Renda e Contribuição Social (%) 34

Preços de brent (ver cenários na seção 4.1.3) Alto / Ref. / Baixo

Tabela 4.1 - Parâmetros econômicos comuns nas avaliações

Na Tabela 4.2 são apresentados os parâmetros distintos de cada regime

considerados nas avaliações econômicas.

PARÂMETROS VALORES

Concessão

Participação Especial (%) Máximo de 40%

Partilha (Condições 1 e 2)

Valor Ofertado do Exc. em Óleo para a União (%) 41,65 ("OF")

Tabela 4.2 - Parâmetros econômicos específicos de Concessão e Partilha

66

A participação especial (PE) incide sobre a receita líquida da produção e é

uma característica do regime de concessão. Na receita base de cálculo da PE podem

ser deduzidos os royalties, investimentos não depreciáveis, custos operacionais, de

abandono e a depreciação (Equação 4.1). Os valores da alíquota paga variam de

acordo com o volume de produção, ano de produção (a partir da data de início da

produção) e lâmina d’água do campo em desenvolvimento. Seu pagamento incide

sobre a produção total de um campo, sendo este quesito especialmente importante

para campos com diversos projetos de desenvolvimento.

Neste trabalho, para correta apuração da PE, foram consideradas tanto as

alíquotas específicas relativas aos três primeiros anos de produção quanto aquelas

vigentes a partir do quarto ano para lâminas d’água maiores que quatrocentos

metros, conforme as regras para apuração estabelecidas pelo Decreto nº 2.705/1998,

e portarias ANP nº 10, de 13/01/99 e ANP nº 102, de 09/06/99.

A receita líquida tributável para fins de PE (RLTPE), é calculada conforme

a Equação 4.1:

RLTPE = R – ROY – COp – DEQUIP – IND Equação 4.1

Onde, R é a Receita bruta, ROY são os Royalties, COp são os Custos

operacionais, DEQUIP é a Depreciação dos investimentos depreciáveis, e, IND são os

Investimentos não depreciáveis dedutíveis.

A receita líquida tributável para fins de Imposto de Renda (RLTIR), é

calculado conforme a Equação 4.2:

RLTIR = R – ROY – COp – PE – DEQUIP – IND Equação 4.2

Na partilha de produção, em ambas as condições contratuais, foi considerado

o mesmo Valor Ofertado do Excedente em Óleo para a União (OF = 41,65%)

definido no primeiro leilão de partilha no Brasil.

Com relação às diferentes condições contratuais consideradas, a Tabela 4.3

resume estas informações.

67

PARÂMETROS VALORES

Partilha (Condições 1): iguais ao 1º leilão de Partilha

Limite de recuperação de custos em óleo (%) 30/50

Tabela ref. de Excedente em Óleo para a União Tab. 1º Leilão Part.

Excedente em Óleo para a União (%) EOU% = OF + Δref

Partilha (Condições 2): propostas pelo autor

Limite de recuperação de custos em óleo (%) Equação 4.3

Excedente em Óleo para a União (%) Equação 4.4

Tabela 4.3 - Parâmetros econômicos específicos das condições contratuais propostas para

a Partilha

Para o conjunto “Condições 1”, o limite (ou “teto”) de recuperação de custos

em óleo (TREC%) definido para os dois primeiros anos é de 50% e de 30% para os

anos seguintes. No entanto, caso não haja recuperação de custos de

desenvolvimento em até dois anos o TREC% é aumentado para 50% até que estes

sejam recuperados. Além disso, a alíquota da partilha correspondente ao Excedente

em Óleo para a União (EOU%) é calculada com base na Figura 4.2, de acordo com

o preço do brent e com a produtividade média diária dos poços produtores do campo

estudado. Estes parâmetros são os mesmos estabelecidos no primeiro leilão de

partilha no Brasil.

Figura 4.2 – Tabela referencial para cálculo da EOU% para as “Condições 1” de acordo

com a produtividade dos poços produtores e preço do brent

Para o conjunto “Condições 2”, o teto de recuperação de custo em óleo

(TREC%) é calculado com base em uma equação (Equação 4.3) que o relaciona com

o preço do óleo tipo brent (em US$/bbl), apresentada graficamente conforme a

Figura 4.3.

De 0 4.001 6.001 8.001 10.001 12.001 14.001 16.001 18.001 20.001 22.001 > 24.001

Até 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000 22.000 24.000

0,00 60,00 9,93% 25,80% 32,03% 35,32% 37,39% 39,09% 40,17% 40,79% 41,36% 41,88% 42,34% 42,76%

60,01 80,00 15,20% 28,80% 34,14% 36,95% 38,73% 40,19% 41,11% 41,65% 42,13% 42,57% 42,97% 43,33%

80,01 100,00 22,21% 32,79% 36,94% 39,13% 40,51% 41,65% 42,36% 42,78% 43,16% 43,50% 43,81% 44,09%

100,01 120,00 26,67% 35,33% 38,73% 40,52% 41,65% 42,58% 43,16% 43,51% 43,82% 44,10% 44,35% 44,58%

120,01 140,00 29,76% 37,09% 39,96% 41,48% 42,44% 43,22% 43,72% 44,01% 44,27% 44,51% 44,72% 44,91%

140,01 160,00 32,03% 38,38% 40,87% 42,18% 43,01% 43,69% 44,12% 44,37% 44,60% 44,81% 44,99% 45,16%

> 160,01 35,71% 40,47% 42,34% 43,33% 43,95% 44,46% 44,78% 44,97% 45,14% 45,30% 45,38% 45,56%

Média da produção diária de petróleo dos poços produtores (bbl/d)

Bren

t (U

S$

/bb

l)

68

Para Brent ≤ 50, TREC% = 85%

Para 50 > Brent < 130, TREC% = 85% - (Brent - 50

130 - 50) *(85% - 50%)

Para Brent ≥ 130, TREC%= 50%

Equação

4.3

Figura 4.3 – TREC% variando com o preço do óleo tipo Brent, utilizado no regime de

Partilha (Condições 2)

Portanto, para preços de óleo elevados (iguais ou maiores que 130 US$/bbl),

o teto de recuperação seria o mesmo utilizado no primeiro leilão de partilha no

Brasil (TREC% = 50%). No entanto, na medida que o preço do óleo reduz, o TREC%

aumenta até atingir o valor de 85% (para preços iguais ou menores que 50 US$/bbl).

Esta alteração é importante porque em cenários mais restritivos de preços possibilita

que a companhia se aproprie de uma parcela maior da receita advinda dos projetos,

no momento que os investimentos estão sendo realizados, reduzindo as possíveis

perdas relativas às reduções de receita bruta em função do preço do óleo.

Para a definição da alíquota do excedente em óleo da União (EOU%), foi

proposta uma equação que correlaciona o valor da alíquota com o preço do óleo

tipo brent e com a produtividade média diária dos poços produtores (Equação 4.4).

EOU% = MENOR [60%; (3

4* (

Brent

130)

3

* OF + 1

4* (

ProdPP

15000)

13

* OF)] Equação

4.4

69

Onde, Brent é o preço do óleo tipo brent (US$/bbl), OF é o valor ofertado

do Excedente em Óleo para a União (%) e ProdPP é a produtividade média diária

dos poços produtores (bbl/dia).

A proposição das Equações 4.3 e 4.4 (Condições 2) foi realizada a partir de

estudos empíricos do autor, considerando os conceitos de flexibilidade,

progressividade e estabilidade apresentados e discutidos nas seções 2.1 e 3.4. Além

disso, a preocupação com a viabilidade do desenvolvimento do campo em

diferentes condições de preço e a intenção de que a União possa ser remunerada

adequadamente dado o contexto do campo sintético nortearam esta proposição.

A Equação 4.4 estabelece um patamar máximo de EOU% de 60% e, para

valores inferiores o cálculo é realizado somando-se dois fatores ponderados. O

primeiro fator, atrelado ao preço do óleo tipo brent é multiplicado por ¾, o segundo,

atrelado à produtividade média diária dos poços produtores é multiplicado por ¼,

procurando-se desta forma atrelar um peso maior ao preço do óleo tipo brent no

valor final do EOU%, visto que os resultados econômicos de um projeto são muito

sensíveis à variação deste. Os expoentes aplicados a estes fatores visaram

amplificar (primeiro fator) ou suavizar (segundo fator) os efeitos das variações

destes em relação aos patamares de referência selecionados (130 US$/bbl e 15.000

bbl/dia). Por fim, os dois fatores são multiplicados pelo valor ofertado de excedente

em óleo para a União (OF), neste trabalho considerado como 41,65%.

Para as “Condições 2”, optou-se por utilizar uma equação ao invés de uma

tabela de referência porque com esta metodologia há uma transição suave no

pagamento de excedente em óleo para a União para pequenas variações preços de

óleo e de produtividade dos poços produtores.

Para ilustrar as alíquotas resultantes da Equação 4.4, foi elaborada a Figura

4.4 nos valores de preço e produtividade selecionados.

Figura 4.4 – Alíquotas do EOU% para as “Condições 2” nos valores selecionados de

produtividade dos poços produtores e preço do brent

2.000 5.000 7.000 9.000 11.000 13.000 15.000 17.000 19.000 21.000 23.000 25.000

30 5,70% 7,60% 8,46% 9,17% 9,77% 10,31% 10,80% 11,24% 11,65% 12,03% 12,39% 12,73%

70 10,20% 12,10% 12,95% 13,66% 14,27% 14,81% 15,29% 15,73% 16,14% 16,53% 16,88% 17,22%

90 15,69% 17,59% 18,44% 19,15% 19,76% 20,29% 20,78% 21,22% 21,63% 22,02% 22,37% 22,71%

110 24,25% 26,15% 27,00% 27,71% 28,32% 28,85% 29,34% 29,78% 30,19% 30,58% 30,93% 31,27%

130 36,56% 38,46% 39,32% 40,02% 40,63% 41,17% 41,65% 42,10% 42,51% 42,89% 43,25% 43,59%

150 53,31% 55,21% 56,07% 56,77% 57,38% 57,92% 58,40% 58,85% 59,26% 59,64% 60,00% 60,00%

170 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00%

Média da produção diária de petróleo dos poços produtores (bbl/d)

Bren

t (U

S$

/bb

l)

70

Comparando as alíquotas estabelecidas no primeiro leilão de partilha no

Brasil (similares às “Condições 1”) com aquelas resultantes da Equação 4.6

(Condições 2), em valores selecionados de produtividade e preço de brent, observa-

se que as alíquotas de excedente em óleo para a União reduzem significativamente

em patamares de preços de óleo mais pessimistas, ao mesmo tempo que aumentam

em patamares de preços mais otimistas, o que é evidenciado no exemplo da Figura

4.5. Desta forma, a parcela da empresa na receita total aumenta em cenários de

preços mais pessimistas e reduz em cenários mais otimistas, tornando as regras

fiscais das “Condições 2” mais flexíveis e progressivas que aquelas estabelecidas

no primeiro leilão de partilha.

Figura 4.5 - Diferença observada entre as EOU% calculadas para as “Condições 2” e

“Condições 1”

Na Figura 4.5, as cores avermelhadas indicam que as alíquotas resultantes da

equação (Condições 2) são menores que aquelas calculadas a partir da tabela do

primeiro leilão de partilha no Brasil (Condições 1). As cores esverdeadas indicam

o oposto.

Além do exposto acima, a regra proposta para as alíquotas do excedente em

óleo da União e para o limite de recuperação do custo em óleo nas “Condições 2”

possibilitam tornar as regras ficais do regime de partilha mais flexíveis e estáveis.

Flexíveis pois preveem diferentes cenários econômicos e estáveis pois atendem aos

anseios dos diferentes atores (Empresas e União) nestes diferentes cenários

econômicos, reduzindo a necessidade de eventuais mudanças contratuais.

Em síntese, a ideia da proposta das “Condições 2”, ilustrada acima, foi tornar

o cenário fiscal na partilha de produção no Brasil mais flexível, estável e

progressivo, reduzindo o risco do desenvolvimento, incentivando o investimento

em cenários de baixo preço de óleo e possibilitando maiores ganhos à União em

cenários de elevado preço de óleo.

2.000 5.000 7.000 9.000 11.000 13.000 15.000 17.000 19.000 21.000 23.000 25.000

30 -4,23% -18,20% -23,57% -26,15% -27,62% -28,78% -29,37% -29,55% -29,71% -29,85% -29,95% -30,03%

70 -5,00% -16,70% -21,19% -23,29% -24,46% -25,38% -25,82% -25,92% -25,99% -26,04% -26,09% -26,11%

90 -6,52% -15,20% -18,50% -19,98% -20,75% -21,36% -21,58% -21,56% -21,53% -21,48% -21,44% -21,38%

110 -2,42% -9,18% -11,73% -12,81% -13,33% -13,73% -13,82% -13,73% -13,63% -13,52% -13,42% -13,31%

130 6,80% 1,37% -0,64% -1,46% -1,81% -2,05% -2,07% -1,91% -1,76% -1,62% -1,47% -1,32%

150 21,28% 16,83% 15,20% 14,59% 14,37% 14,23% 14,28% 14,48% 14,66% 14,83% 15,01% 14,84%

170 24,29% 19,53% 17,66% 16,67% 16,05% 15,54% 15,22% 15,03% 14,86% 14,70% 14,62% 14,44%

Bre

nt

(US

$/b

bl)

Produtividade Média dos Poços Produtores (bbl/d)

71

É importante salientar que este trabalho não tem a intenção de estabelecer

uma regra fiscal ótima ou universal para a partilha de produção brasileira, mas sim

avaliar o impacto na viabilidade e na estratégia de desenvolvimento, para o campo

estudado, das alterações contratuais propostas, levando em consideração as

recomendações de pesquisadores e especialistas do tema no mundo. Conforme

destacado anteriormente, o leilão de cada bloco deve estabelecer as condições

contratuais oportunas, dado o contexto geológico, regulatório e econômico

aplicável.

Tendo definido as regras e conceitos que diferenciam os dois conjuntos de

condições fiscais estudados na Partilha de Produção, a seguir é explicitado como

serão apurados os resultados deste regime fiscal no presente estudo.

Na partilha de produção, uma parcela do óleo produzido é dividida com a

União. A receita advinda desta parcela será chamada neste trabalho de Excedente

em Óleo da União (EOU) e calculado pela Equação 4.5.

EOU = EO * EOU% Equação 4.5

Já a receita correspondente ao excedente em óleo da companhia ou do

consórcio (EOC) é a parcela complementar àquela da União, podendo ser calculada

pela Equação 4.6.

EOC = EO * (1- EOU%) Equação 4.6

Onde, EOU%, conforme definido anteriormente, é a alíquota da partilha

correspondente ao Excedente em Óleo da União e a EO é a receita correspondente

ao Excedente em Óleo no período.

Já a receita correspondente ao Excedente em Óleo (EO) é calculada pela

Equação 4.7.

EO = R – ROY – CREC Equação 4.7

Onde, R é a Receita bruta, ROY são os Royalties, e, CREC são os Custos

Recuperados. Para cálculo do CREC foi considerada a Equação 4.8.

72

CREC = Menor[SCO; TREC%* R] Equação 4.8

Onde, SCO é o saldo acumulado do Custo em Óleo até o período, TREC% é o

limite (teto) de recuperação de Custo em Óleo (%), conforme definido

anteriormente, e, R é a Receita bruta. Ressalta-se que não foi considerada a

atualização monetária do SCO, estando este aspecto alinhado com o primeiro

contrato de partilha assinado no Brasil.

Por fim, na Partilha, a receita líquida tributável para fins de Imposto de

Renda (RLTIR) é calculada conforme Equação 4.9.

RLTIR = EOC + CREC – COp – DEQUIP – IND Equação 4.9

4.1.2. Modelo de reservatórios de análise

Nesta seção serão descritas as características do modelo geológico e de

simulação de reservatórios do Campo hipotético Gama, utilizado no estudo de caso.

Considera-se que o campo Gama está situado no offshore da Bacia de Santos,

aproximadamente a 200 km de distância da costa, com uma lâmina d’água de

aproximadamente 2.000 metros de profundidade.

O modelo de simulação possui grid tipo corner-point sendo x (60), y (40) e z

(8), totalizando 19.200 blocos e seus comprimentos unitários de células são 250 x

250 x 12,5 m (em média), todas as células deste modelo são ativas. Na Figura 4.6

pode ser observado o topo estrutural do reservatório.

73

Figura 4.6 - Mapa estrutural do topo do reservatório

O modelo estudado é de um reservatório carbonático com a porosidade média

() de 10%. A permeabilidade horizontal absoluta foi obtida com modelagem

geoestatística, por meio de simulação estocástica condicional, obedecendo uma

distribuição log-normal alinhada com o eixo principal de deposição e tendo um

valor médio de referência de 179 mD. O reservatório é isotrópico nas direções

horizontais (𝑘𝑦 = 𝑘𝑥) e a permeabilidade vertical (𝑘𝑘) corresponde a 1% da

horizontal, para cada célula do modelo. A Figura 4.7 apresenta o mapa 3D de

permeabilidades da primeira camada do reservatório.

0 1.000 3.000 5.000 7.000 9.000 11.000 13.000 15.000

0 1.000 3.000 5.000 7.000 9.000 11.000 13.000 15.000

-7.0

00

-5.0

00

-3.0

00

-1.0

00

1.0

00

3.0

00

5.0

00

-6.0

00

-4.0

00

-2.0

00

01

.00

03

.00

05

.00

0

0.00 1.00 2.00 miles

0.00 1.50 3.00 km

Scale: 1:92641Y/X: 1.00:1Axis Units: m

5.400

5.461

5.522

5.583

5.644

5.705

5.766

5.827

5.888

5.949

6.010

74

Figura 4.7 - Modelo 3D de permeabilidade da primeira camada (mD)

A espessura média do reservatório é de aproximadamente 100 metros sendo

que esta possui razão net-to-gross de 65%. Neste modelo há inicialmente um

volume de óleo equivalente in place de 1.276 milhões de barris. Além disso, não há

presença de aquífero nem de capa de gás.

A Tabela 4.4 apresenta outros dados de rocha e fluido do modelo de

reservatório do Campo Gama.

75

PARÂMETRO VALOR

Profundidade de referência do reservatório 5.540 m

Pressão original(1) 700 kgf/cm2

Profundidade do contato óleo/água 5.670 m

Temperatura do reservatório 99° C

Densidade do óleo 0,953 x 103 kg/m3 (25° API)

Pressão de saturação 470 kg/cm2

Coeficiente de variação da viscosidade do óleo 3,28 x 10-3 (kgf/cm2)-1

Compressibilidade do óleo 4,78 x 10-5 (kgf/cm2)-1

Densidade do gás 0,65 kg/m3

Saturação de água conata 18%

Compressibilidade da água 2,82 x 10-5 (kg/cm2)-1

Densidade da água(2) 1,010 x 103 kg/m3

Fator volume de formação da água 1,0 m3/m3

Viscosidade da fase água(1) 0,3 mPa-s

Compressibilidade da rocha 1,0 x 10-6 (kgf/cm2)-1

(1) na profundidade de referência do reservatório

(2) condições padrão

Tabela 4.4 - Dados adicionais de rocha e fluido do modelo de reservatórios do

Campo Gama

O modelo numérico de reservatório utiliza a modelagem de fluido Black-

oil, desta forma, o fluxo em meio poroso é modelado considerando-se somente três

componentes, óleo, gás e água. O gás produzido não possui CO2 nem H2S. Outras

características desta modelagem podem ser observadas em Peaceman (2000). As

Figuras 4.8, 4.9, 4.10 e 4.11 apresentam as propriedades dos fluidos e petrofísicas

consideradas no modelo de simulação em função da pressão (P) e da saturação de

água (Sw). São estas, variação da razão de solubilidade do gás no óleo (Rs) e do

fator volume-formação do óleo (Bo) com a pressão (Figura 4.8), variação do fator

volume-formação do gás (Bg) com a pressão (Figura 4.9), variação da viscosidade

do óleo (Viso) e da viscosidade do gás (Visg) em função da pressão (Figura 4.10)

e as curvas de permeabilidades relativas do óleo (krow) e da água (krw) em função

da saturação de água no reservatório (Figura 4.11), sendo que as curvas de

permeabilidades relativas são propriedades petrofísicas do reservatório.

76

Figura 4.8 – Variação da Rs e Bo com a pressão

Figura 4.9 – Variação do Bg com a pressão

77

Figura 4.10 - Curvas de viscosidade do óleo (Viso) e gás (Visg) em função da pressão

Figura 4.11 - Curvas de permeabilidade relativa da água (krw) e óleo (krow) em função

da saturação de água

Na pressão original do reservatório, estabelecida na profundidade de

referência (Tabela 4.4), a razão de solubilidade do gás no óleo possui o valor de 186

m3/m3, o fator volume-formação do óleo um valor de 1,48 e o fator volume-

formação do gás, 0,003. A viscosidade do gás é de 0,041 cp e a viscosidade do óleo

é de 2,4 cp.

78

4.1.3. Premissas econômicas e dos cenários de análise

Para a realização das análises foi necessário estabelecer algumas premissas

econômicas e definir os cenários de análise. A taxa média de atratividade (TMA)

foi definida em 10% e a data base de desconto considerada para o fluxo de caixa é

01/07/2016, estando alinhada com a data teórica de tomada de decisão em relação

ao projeto.

Para realizar as análises foram considerados os três cenários de preços de

petróleo projetados pela Energy Information Administration (EIA) no Energy

Outlook de 2015, referência, alto e baixo preço de óleo, conforme apresentado na

Figura 4.12.

Figura 4.12 - Cenários de preço de óleo (EIA, 2015)

Segundo a EIA, as estimativas de preço do óleo para o cenário de “Preço de

Óleo Alto” assumem maior demanda para produtos derivados de petróleo, menores

investimentos em upstream pela Organization of the Petroleum Exporting

Countries (OPEC) e maiores custos de exploração e desenvolvimento para os países

que não compõem a OPEC. Para o cenário de “Preço de Óleo Baixo”, o contrário

das premissas explicitadas acima é assumido. Neste trabalho, para o período pós

79

2040, foi assumido o mesmo preço do último ano disponível para os três cenários

avaliados e supracitados.

Além disso, como o fluido considerado no modelo deste trabalho possui

qualidade inferior àquele que é referência de mercado (cesta de óleo Brent do

mercado de Londres - International Petroleum Exchange – IPE), é necessário

realizar um desconto deste valor. Sendo assim, foi considerado um spread de

qualidade (diferença entre o óleo de referência para aquele estudado) de 6%.

Conjugando os cenários de preços adotados para a análise com as regras dos

regimes fiscais propostos chegamos ao conjunto de nove casos que serão avaliados

neste estudo. A Tabela 4.5 apresenta a nomenclatura adotada para os casos por

cenário de preços e por regime fiscal.

Preço de Óleo

Alto (PA)

Preço de Óleo de

Referência (Ref)

Preço de Óleo

Baixo (PB)

Concessão Caso C_PA Caso C_Ref Caso C_PB

Partilha - Condições 1 Caso P1_PA Caso P1_Ref Caso P1_PB

Partilha - Condições 2 Caso P2_PA Caso P2_Ref Caso P2_PB

Tabela 4.5 - Classificação dos casos segundo as condições fiscais e cenário de preço de

óleo analisado

Com relação ao tempo de vida útil da plataforma (prazo limite de operação),

foi considerado o período de 30 anos e o prazo para depreciação dos equipamentos

foi de 20 anos, para todos os itens depreciáveis, a partir da data de 1º óleo. Além

disso, foi considerada inflação de 6% ao ano para estimar adequadamente as

depreciações e o saldo de custo em óleo a recuperar.

Finalmente, as tabelas Tabela 4.6 e Tabela 4.7 apresentam a metodologia de

cálculo dos fluxos de caixa econômicos adotados neste trabalho para o regime de

concessão e partilha, respectivamente. Após a obtenção do fluxo de caixa

econômico, período a período, estes valores são descontados para se chegar ao VPL

considerado nas análises, conforme descrito na seção 2.2.2.

80

Sigla Descrição

(+) R Receita bruta (óleo e gás)

(-) CO Custos Operacionais

(-) ROY Royalties (10%)

(-) PE Participação Especial (se aplicável)

(-) IR Imposto de Renda (34%)

(-) IND Investimentos Não Depreciáveis

(-) ID Investimentos Depreciáveis

(=) FCEC Fluxo de Caixa Econômico Concessão

Tabela 4.6 - Modelo de Fluxo de Caixa Econômico para a

Concessão

Sigla Descrição

(+) R Receita bruta (óleo e gás)

(-) ROY Royalties (15%)

(-) CREC Custos Recuperados (se aplicável)

(=) EO Excedente em Óleo Total

(-) EOU Excedente em Óleo da União

(=) EOC Excedente em Óleo da Companhia

(+) CREC Custos Recuperados (se aplicável)

(-) IR Imposto de Renda (34%)

(-) CO Custos Operacionais

(-) IND Investimentos Não Depreciáveis

(-) ID Investimentos Depreciáveis

(=) FCEP Fluxo de Caixa Econômico Partilha

Tabela 4.7 - Modelo de Fluxo de Caixa Econômico para a

Partilha

4.1.4. Estimativa de custos

Para estimar os investimentos (CAPEX) e custos operacionais (OPEX)

procurou-se basear em métricas de projetos em condições semelhantes, estando

assim em linha com as melhores práticas da indústria.

Os custos médios de cada poço (perfuração, completação e interligação), da

elaboração e execução do projeto conceitual e básico, do gasoduto, do

descomissionamento e as métricas utilizadas para cálculo dos custos operacionais

são evidenciados na Tabela 4.8.

81

PARÂMETROS VALORES

Investimentos em Poços e Interligações (CAPEX)

Custo de perfuração (milhões US$/poço) 90

Custo de completação (milhões US$/poço) 60

Custo de interligação (milhões US$/poço) 60

Investimento no Projeto Conceitual e Básico (CAPEX)

Custo de para plan. e execução (milhões US$) 80

Investimento para Exportação do Gás (CAPEX)

Custo do gasoduto (milhões US$) 100

Descomissionamento (CAPEX)

Custo de descomissionamento (milhões US$) 10% do CAPEX

Custos Operacionais (OPEX)

Custo Operacional Fixo (milhões US$/ano) 100

Custo de produção do óleo (US$/bbl) 8

Custo de produção de água (US$/bbl) 1

Custo de injeção de água (US$/bbl) 0,5

Tabela 4.8 – Estimativas de custos do projeto

Para estimar os custos das plataformas foi estabelecida uma correlação por

meio da estimativa do custo de duas plataformas, construídas no Brasil, realizada

pelo IHS (2015). A correlação é função das diferentes capacidades de

processamento ao óleo. A estimativa realizada pelo IHS foi a escolhida para gerar

a correlação porque trata-se de uma estimativa que considera o impacto no custo do

conteúdo local exigido nos últimos leilões realizados e, além disso, considera

condições de operação parecidas àquelas do pré-sal. Apesar de se saber que os

custos podem variar significativamente em função dos preços do óleo, neste

trabalho não foram consideradas variações dos custos em função de cada cenário

de preço estudado.

A Tabela 4.9 relaciona as características consideradas e os custos das

plataformas utilizadas.

Cap. Proc. de

Óleo/Líq. (mil bpd)

Cap. Inj. de Água

(mil bpd)

Custo

(MM US$)

80 106 1.341

100 133 1.574

120 160 1.808

150 200 2.158

Tabela 4.9 – Características e custos das plataformas avaliadas

82

A análise detalhada das capacidades de processamento e injeção das

plataformas consideradas, conforme Tabela 4.9, não foi objeto deste estudo.

O descomissionamento do projeto, englobando atividades como retirada de

linhas, desmobilização do FPSO e cimentação e arrasamento dos poços, teve seu

custo estimado em 10% do valor total do CAPEX do projeto e foi alocado um ano

após o projeto atingir o máximo VPL possível, respeitando o limite de vida útil da

plataforma e/ou o critério de abandono adotado.

Com relação ao cronograma de execução do projeto, nas avaliações

realizadas, o projeto conceitual e básico iniciou em meados de 2015 e dura cerca de

três anos. A construção e montagem da plataforma de produção dura cerca de três

anos e a campanha de poços (perfuração e completação) inicia-se um ano antes do

primeiro óleo. A campanha de interligação inicia-se dois meses antes do primeiro

óleo e sua duração total, assim como a duração da campanha de poços, é dependente

do número de poços que estão sendo construídos e interligados em cada concepção

avaliada. A interligação do gasoduto para exportação do gás inicia-se

imediatamente após o primeiro óleo e é realizada em quatro meses. Para fins de

ilustração, o cronograma simplificado de execução da concepção que considera 18

poços (9 produtores e 9 injetores) é apresentado na Figura 4.13.

Figura 4.13 – Cronograma exemplo da concepção 9P 9I

Além disso, com relação à distribuição dos investimentos no tempo, para o

projeto conceitual e básico e para a construção e montagem da plataforma, foi

adotada a distribuição dos custos segundo uma curva S (Meredith e Mantel Jr,

2011), assumindo que 60% do dispêndio financeiro se daria em 50% do prazo de

construção da obra. Para as outras categorias (Poços; Interligação; e, Exportação),

os investimentos foram distribuídos linearmente no tempo de acordo com a

PRINCIPAIS ATIVIDADES 2º

2020 2021

1º 2º 3º 4º 1º 2º 3º 4º

2015 2016 2017 2018 2019

1º 2º 3º 4º 1º 3º 4º 1º 2º3º 4º 1º 2º 3º 4º

EXPORTAÇÃO

1º ÓLEO

2022

1º 2º 3º 4º3º 4º

PROJETO CONCEITUAL E BÁSICO

C&M FPSO

CAMPANHA DE POÇOS

CAMPANHA DE INTERLIGAÇÃO

1º 2º

83

realização de cada atividade. Desta forma, a partir do cronograma de execução do

projeto (Figura 4.13) e dos custos médios estimados (ver Tabela 4.8 e Tabela 4.9) é

possível obter a distribuição dos investimentos no tempo, para cada concepção

estudada. A distribuição de investimentos no tempo da concepção que considera 18

poços (9 produtores e 9 injetores) e uma plataforma de capacidade de

processamento de óleo de 150 mil bbl/d é apresentada, para ilustração, na Figura

4.14.

Figura 4.14 – Investimentos para a concepção 9P 9I (milhões de US$)

De acordo com o IHS (2015), os investimentos em um projeto offshore típico

de 150 mil barris de óleo está em torno de 6,4 bi US$. Para o projeto com o escopo

apresentado acima e custos médios adotados neste estudo, o investimento total é de

6,1 bi US$. Sendo assim, a diferença entre as duas visões é de aproximadamente

5%. Nota-se, portanto, que as estimativas de custos utilizadas neste estudo estão em

linha com métricas utilizadas atualmente na indústria.

Finalmente, com relação às possíveis multas (e consequentemente custos)

de conteúdo local (CL), não foram considerados nos cálculos eventuais pagamentos

de multas devido ao não cumprimento de percentuais mínimos de CL estabelecidos

para o desenvolvimento do campo em questão, para ambos os regimes fiscais.

4.2. Etapa 2 – Seleção da estratégia de desenvolvimento e definição da malha de drenagem

Após definir todas as premissas necessárias de avaliação (Etapa 1) é

necessário indicar a metodologia adotada para definir a estratégia de

desenvolvimento e para otimizar a malha de drenagem, que é apresentada na Etapa

PRINCIPAIS ATIVIDADES 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 TOTAL

$ 4 $ 27 $ 36 $ 14 $ 0 $ 0 $ 0 $ 0 $ 80

$ 0 $ 110 $ 720 $ 962 $ 366 $ 0 $ 0 $ 0 $ 2,158

$ 0 $ 0 $ 0 $ 446 $ 810 $ 811 $ 633 $ 0 $ 2,700

$ 0 $ 0 $ 0 $ 0 $ 200 $ 365 $ 365 $ 150 $ 1,080

$ 0 $ 0 $ 0 $ 0 $ 100 $ 0 $ 0 $ 0 $ 100

$ 4 $ 137 $ 755 $ 1,422 $ 1,476 $ 1,176 $ 998 $ 150 $ 6,118TOTAL

PROJETO CONCEITUAL E BÁSICO

C&M FPSO

CAMPANHA DE POÇOS

CAMPANHA DE INTERLIGAÇÃO

EXPORTAÇÃO

84

2. Ela é subdividida em duas subetapas: (i) definição dos parâmetros operacionais

do modelo; e, (ii) metodologia de otimização da malha de drenagem.

É importante ressaltar que este trabalho não visa indicar a melhor

metodologia para definir a estratégia de desenvolvimento e para otimizar a malha

de drenagem de um determinado campo, pois conforme explicitado nos capítulos

3.1 e 3.3 há vários estudos realizados na literatura com este objetivo. Este trabalho

visa aplicar uma metodologia já validada que possa selecionar estratégias para os

dois regimes fiscais estudados, concessão e partilha de produção, em ambas

condições contratuais, permitindo observar as possíveis diferenças nas concepções

de projeto oriundas das regras fiscais em diferentes cenários.

4.2.1. Definição dos parâmetros operacionais do modelo

Nesta subetapa, similarmente ao proposto por Mezzomo (2005), são

definidos alguns parâmetros operacionais que são utilizados nas simulações do

modelo, como segue: (i) método de recuperação; (ii) geometria dos poços; (iii)

configurações de produção; e, (iv) condições operacionais dos poços. A definição

destes parâmetros é essencial para iniciar a inserção dos poços no modelo.

A definição do método de recuperação é realizada baseando-se nas

características do reservatório, dos fluidos e na atratividade econômica das diversas

alternativas disponíveis. Neste trabalho foi definido utilizar inicialmente somente

injeção convencional de água como método de recuperação, sendo que esta opção

poderá ser avaliada posteriormente tendo em vista a sua atratividade econômica em

relação à alternativa de injeção de água e gás, evitando-se neste caso investir no

gasoduto de exportação de gás.

Com relação à geometria dos poços (vertical, direcional ou horizontal), optou-

se por utilizar poços verticais, tendo em vista que a baixa permeabilidade vertical

do reservatório predispõe a utilização de poços verticais e/ou direcionais e em

simulações preliminares os poços horizontais não apresentaram bons resultados.

Para definir as configurações de produção e injeção (padrões de malha de

drenagem), deve-se considerar restrições técnicas e econômicas. Pelas

características do reservatório e por simulações preliminares realizadas optou-se

85

por utilizar malhas de drenagem com concentração dos poços produtores nos altos

estruturais e com injeção periférica.

Com relação às condições operacionais, para poços injetores é importante

definir condições de operação que não ultrapassem o limite de pressão de

faturamento do reservatório e que sejam fisicamente viáveis levando em

consideração as características geométricas de cada poço. Para poços produtores, é

importante estabelecer pressões mínimas de fundo de poço que permitam que o

poço continue produzindo ao longo do tempo, vazões limites (mínima e máxima),

critérios de máximo corte de água e máxima razão gás-óleo. As condições

operacionais estabelecidas neste trabalho podem ser observadas na Tabela 4.10.

PARÂMETROS VALORES

Poços Produtores

Vazão máxima de produção de líquidos (m3/dia) 5.000

Vazão mínima de produção de óleo (m3/dia) 100

Pressão mínima de fundo de poço (kgf/cm2) 500

Máximo corte de água (%) 95%

Máxima razão gás-óleo (m3/m3) 500

Poços Injetores

Vazão máxima de injeção de líquidos (m3/dia) 6.000

Pressão máxima de fundo de poço (kgf/cm2) 750

Tabela 4.10 - Condições Operacionais dos Poços do Campo Gama

As condições de operação dos poços acima descritas estão submetidas às

capacidades das plataformas (capacidade de produção de líquido e injeção de água)

analisadas em cada estratégia.

4.2.2. Metodologia de otimização da malha de drenagem

A metodologia aqui apresentada para otimizar a malha de drenagem de um

caso base, de forma determinística, foi baseada nos trabalhos de Mezzomo (2005),

Botechia (2012), Santos (2002) e Marques (2014) e está organizada em cinco passos

principais: (i) definição de um esquema base de produção e da capacidade da

plataforma; (ii) otimização do número de poços; (iii) otimização do posicionamento

dos poços; (iv) definição do cronograma de abertura dos poços; e, (v) refinamento.

86

A Figura 4.15 explicita os passos da metodologia, as principais atividades a serem

desenvolvidas e sua sequência para realizar a otimização determinística.

Figura 4.15 - Metodologia de seleção da malha de drenagem adaptada de Mezzomo

(2005)

Passo 1: Definição de um Esquema Base de Produção e da Capacidade

de Produção da Plataforma.

Para definir um esquema base de produção, ou seja, uma malha de drenagem

inicial, optou-se neste trabalho por estimar um número inicial de poços a serem

utilizados. Para obter esta estimativa deve-se estimar outras duas variáveis: (i) fator

de recuperação do campo; e, (ii) produção acumulada de óleo típica de um poço.

Além destas duas variáveis estimadas, deve-se obter o volume de óleo in place

87

(VOIP) do campo, fornecido pelo modelo de simulação de forma a reproduzir o

valor proveniente do modelo geológico.

A estimativa inicial de um fator de recuperação preliminar para o campo pode

ser feita a partir de correlações obtidas na literatura ou por analogia com outros

campos. Para estimar a produção acumulada de óleo típica de um poço pode-se, por

analogia, verificar a produção acumulada de poços em condições similares e/ou

realizar algumas simulações simplificadas com malhas de drenagem padronizadas

no modelo a ser estudado. Ressalta-se que neste momento não é necessária grande

acurácia nestas estimativas visto estas informações não são críticas para os passos

seguintes. A partir destas três informações pode-se estimar o número de poços

produtores, conforme a Equação 4.10:

Nºprod = VOIP * FRo

Npp Equação 4.10

Onde Nºprod é o número de poços produtores, VOIP é o volume de óleo in

place do reservatório (em milhões de boe), FRo é o fator de recuperação estimado

para o campo e Npp é a produção acumulada de óleo típica de um poço produtor

(em milhões de boe).

Para o campo Gama, estimou-se o FRo em 25%, a partir de fatores de

recuperação de projetos análogos. A partir de simulações simplificadas com malhas

de drenagens padronizadas no modelo do campo Gama chegou-se a uma

recuperação média dos poços produtores de 40 milhões de barris de óleo. Além

disso, o volume de óleo in place é de 1.276 milhões de barris equivalentes. Com

estas informações pôde-se estimar em oito o número de poços produtores com a

utilização da Equação 4.10.

Após a estimativa do número de poços produtores do esquema base de

produção, estima-se o número de poços injetores com base em uma configuração

padrão de produção ou com base nas melhores práticas de engenharia de

reservatórios. Para o campo Gama optou-se por testar inicialmente a utilização de

uma malha de drenagem com pares de poços, ou seja, foi considerado um poço

injetor para cada poço produtor. Desta forma, a malha inicial utilizou oito poços

produtores e oito poços injetores (8P 8I). A vantagem da estimativa inicial do

88

número de poços produtores e injetores é que pode reduzir o número de iterações

dos passos seguintes para encontrar o número de poços ótimo de cada campo.

Conforme citado anteriormente, devido às características do reservatório

optou-se por posicionar inicialmente os poços produtores concentrados nos altos

estruturais e nas regiões com maior quantidade de óleo por unidade de área

(HPhiSo) e os poços injetores nos baixos estruturais, de forma a permitir boa

drenagem utilizando-se injeção periférica, conforme pode ser visto na Figura 4.16.

Figura 4.16 – Localização dos poços na malha inicial. Propriedade: HPhiSo (m)

Para definir a capacidade produção de líquidos da plataforma é realizada,

inicialmente, uma simulação para avaliar o potencial do reservatório sem impor

restrições de produção, conforme Figura 4.17.

89

Figura 4.17 – Produções de óleo, água, líquidos e gás sem restrições de capacidade de

processamento na plataforma

A partir das informações observadas realizam-se novas simulações com

diferentes valores de restrição para a produção de líquidos e óleo. Em cada rodada,

realiza-se a avaliação econômica da alternativa utilizando os custos estimados para

cada capacidade de processamento das plataformas (Tabela 4.9), e seleciona-se a

capacidade que apresenta o maior VPL entre as alternativas para os estudos

subsequentes. Desta forma é possível definir preliminarmente a capacidade de

produção de líquidos e de óleo inicial da plataforma.

Passo 2: Otimização do número de poços.

Neste passo o número de poços é otimizado realizando-se o acréscimo destes

nas regiões com maior potencial de produção e a retirada daqueles que apresentam

piores resultados. Para os poços produtores, as regiões de maior potencial

caracterizam-se geralmente pelos altos estruturais e pelo maior HPhiSo, sendo estes

os direcionadores utilizados neste trabalho (Figura 4.18). Quanto aos poços injetores,

procurou-se posicioná-los em baixos estruturais, caracterizando-se, conforme

mencionado anteriormente, por um esquema de injeção periférica, devido à

estrutura do campo Gama. Além disso, procurou-se evitar quedas acentuadas de

pressão no reservatório com o posicionamento dos poços injetores.

90

Figura 4.18 – Exemplo de estratégia de drenagem com possibilidade de inclusão de poços

produtores em regiões não drenadas e com alto potencial (região avermelhada do mapa).

Propriedade: HPhiSo no período final da simulação.

Para realizar a avaliação de cada poço foi escolhido o indicador valor presente

líquido dos poços, sendo VPLp para produtores e o VPLi para injetores, conforme

proposto por Botechia (2012). Estes indicadores buscam quantificar a influência

que um determinado poço tem no VPL do projeto, sendo que o cálculo destes é

realizado pela diferença entre o VPL do projeto com e sem a presença do poço em

questão. A partir do cálculo do VPLp e VPLi de cada poço os poços são ordenados

em ordem crescente e os poços com piores resultados podem ser reavaliados e/ou

retirados. A retirada e/ou acréscimo de poços é realizada extensivamente e a

estratégia selecionada como ótima é aquela que apresenta o maior VPL para o

projeto estudado.

O cálculo dos indicadores (VPLp e VPLi) e a seleção das estratégias

otimizadas por meio do VPL total é realizada para ambos regimes fiscais a partir

deste passo. Desta forma, as estratégias otimizadas selecionadas podem ser distintas

para cada condição fiscal analisada.

91

Passo 3: Otimização do posicionamento dos poços

Após a definição do número de poços a ser considerado na estratégia de

desenvolvimento do projeto é realizada uma otimização do posicionamento dos

poços permitindo uma melhor explotação do reservatório. Para realizar esta análise

é utilizado o software comercial CMOST, da CMG. Para otimizar o posicionamento

dos poços é testada uma região de influência próxima à locação inicial definida para

o poço em análise (Figura 4.19) e o critério de otimização utilizado é a maior

produção acumulada atualizada das diferentes simulações realizadas.

Figura 4.19 - Mapa de profundidade (metros) com as regiões investigadas na otimização

destacadas em branco

Além do exposto acima, pode-se observar que as regiões de investigação de

cada poço não são sobrepostas objetivando evitar testes na otimização de

configurações de produção inviáveis ou com alto risco de implementação.

Passo 4: Definição do cronograma de abertura dos poços

Neste passo é definido o cronograma de abertura dos poços produtores e

injetores. Para os poços produtores a ordem é definida por meio da classificação

dos poços pelo indicador VPLp, sendo que os primeiros a entrarem são aqueles com

maior VPLp. Para os poços injetores, a definição do momento e ordem da entrada

é realizada por meio de análise criteriosa da queda de pressão observada no

reservatório em cada região, sendo que a regra estabelecida foi a de manutenção da

92

pressão do reservatório acima da pressão de saturação do fluido considerado no

modelo. Todos os poços consideraram um intervalo de entrada em operação de dois

meses.

Passo 5: Refinamento.

Neste passo é realizada uma otimização complementar das etapas anteriores,

podendo-se revisar e melhorar as definições. A capacidade da plataforma a ser

utilizada, por exemplo, pode ser reavaliada neste passo já que após a definição do

cronograma entrada dos poços pode ter havido alterações na necessidade de

processamento da planta. Além disso, pode-se, neste passo, reavaliar a inclusão e/ou

exclusão de poços na estratégia definida preliminarmente.

4.3. Etapa 3 – Avaliação das estratégias otimizadas nos dois regimes

Para avaliar e comparar as estratégias de desenvolvimento selecionadas para

ambos os regimes fiscais analisados são utilizados alguns indicadores selecionados,

assim como foi realizado no trabalho de Marques (2014). O objetivo destes

indicadores é explicitar aspectos relacionados às características dos projetos,

economicidade, extração dos recursos petrolíferos, receitas governamentais e

impacto das condições fiscais em cada caso selecionado. Os indicadores

selecionados são apresentados na Tabela 4.11.

93

Indicador Descrição Unidade do

indicador

Nominal /

Atualizado

VPL Valor presente líquido Milhões de

US$ Atualizado*

Número de poços Número de poços da

estratégia de desenvolvimento - -

Np eq. Produção acumulada de óleo

equivalente

Milhões de

barris

equivalentes

Nominal

Índice de

Lucratividade (IL)

Valor presente líquido

dividido pelo Investimento

atualizado

Percentual Atualizado*

TIR Taxa interna de retorno Percentual ao

ano -

Brent de

equilíbrio (BE)

Preço de óleo tipo brent

que zera o VPL US$ por bbl -

Government take

(GT)

Receita que fica com o

governo após a dedução de

todos os custos

Milhões de

US$ Atualizado*

Government take

(GT%)

Percentual da receita que fica

com o governo após a

dedução de todos os custos

Percentual Atualizado*

Tabela 4.11 - Descrição dos indicadores utilizados na avaliação das estratégias

selecionadas

* Valores descontados pela taxa de 10% a.a.

Apesar da avaliação dos diferentes indicadores mencionados acima, a decisão

sobre a estratégia ótima em cada cenário de preço e em cada condição fiscal foi

tomada com base no Valor Presente Líquido (VPL) da companhia.

Com base nos diferentes resultados obtidos para as estratégias de

desenvolvimento selecionadas, nos cenários de preços e fiscais avaliados, são

geradas as conclusões e recomendações do estudo.

94

5 Resultados e discussões

Neste capítulo, os resultados obtidos a partir da aplicação da metodologia

definida são apresentados, sendo divididos em duas etapas principais: (i) estratégias

de desenvolvimento definidas; e, (ii) avaliação das estratégias segundo os

indicadores selecionados.

O objetivo deste capítulo é apresentar resultados e discussões em relação às

estratégias de desenvolvimento e às condições fiscais estudadas para o campo

Gama.

5.1. Estratégias de desenvolvimento definidas

Após a definição de um esquema base de produção a ser testado para o projeto

(8P 8I), foram realizadas simulações e avaliações econômicas para definir as

capacidades das plataformas que deveriam ser consideradas no estudo, conforme

pode ser observado na Figura 5.1. Nas figuras apresentadas a partir deste parágrafo,

para fins de ilustração, a cor azul se refere aos resultados do regime de concessão,

enquanto que as cores alaranjadas se referem aos resultados do regime de partilha

de produção, em ambas as condições contratuais estudadas.

Figura 5.1 - VPLs da concepção inicial 8P 8I, no cenário de preço de óleo de Referência,

considerando diferentes capacidades e custos de plataformas

95

Assim, para este estudo, foi escolhida inicialmente a capacidade de

processamento de óleo de 100 mil bbl/dia, pois resultou no maior VPL para os três

conjuntos de condições fiscais analisados no cenário de preço de óleo de referência.

Posteriormente foram avaliadas as diversas estratégias de malha de drenagem

que poderiam ser utilizadas para cada cenário em cada conjunto de regras fiscais.

Para o cenário de preço de óleo alto, os resultados podem ser observados na Figura

5.2.

Figura 5.2 – Resultados das estratégias de desenvolvimento estudadas no cenário de

Preço de Óleo Alto

Nota-se, portanto, que ao se decidir considerando como base o cenário de

preço alto a estratégia de desenvolvimento com oito poços produtores e cinco

injetores (8P 5I) foi a escolhida para os três conjuntos de condições fiscais

estudadas.

Ao se decidir sob a consideração do cenário de preço de óleo de referência

como base, têm-se os resultados na Figura 5.3, sendo que nos três conjuntos de

condições fiscais analisados, foi escolhida a estratégia de desenvolvimento com sete

poços produtores e cinco injetores (7P 5I).

96

Figura 5.3 - Resultados das estratégias de desenvolvimento estudadas no cenário de Preço

de Óleo de Referência

Sob a consideração do cenário de preço de óleo de baixo como base para a

decisão, para o regime fiscal de Concessão e para o de Partilha, com o conjunto de

condições contratuais 2, a estratégia de desenvolvimento escolhida foi aquela com

sete poços produtores e cinco injetores (7P 5I), conforme a Figura 5.4.

Figura 5.4 - Resultados das estratégias de desenvolvimento estudadas no cenário de Preço

de Óleo Baixo

97

No entanto, para o cenário de Partilha, conjunto de condições contratuais 1

(Caso P1_PB), não houve estratégia de desenvolvimento viável economicamente,

visto que todas as estratégias estudadas apresentaram VPL negativo, do ponto de

vista da empresa. Para este caso, a estratégia que obteve o melhor resultado, ainda

que negativo, foi aquela com seis poços produtores e três injetores (6P 3I).

Sendo assim, as estratégias viáveis definidas para cada cenário podem ser

resumidas na Tabela 5.1.

CONFIGURAÇÃO

DA ESTRATÉGIA

Preço de Óleo

Alto

Preço de Óleo de

Referência

Preço de Óleo

Baixo

Concessão 8P 5I 7P 5I 7P 5I

Partilha - Condições 1 8P 5I 7P 5I -

Partilha - Condições 2 8P 5I 7P 5I 7P 5I

Tabela 5.1 - Configuração das estratégias de desenvolvimento selecionadas

Após a definição das estratégias de desenvolvimento selecionadas para cada

cenário, foi realizada a etapa de otimização da locação dos poços da malha de

drenagem, visto que a locação destes tem grande impacto na recuperação de

petróleo e nos indicadores econômicos do projeto. As etapas desta otimização

podem ser visualizadas na Figura 5.5.

Figura 5.5 – Etapas da otimização da locação dos poços para a estratégia de

desenvolvimento com 7P 5I

98

Na Figura 5.5, a ilustração (a) apresenta a locação inicial de cada poço definida

para esta estratégia, e a (b) apresenta a região de investigação na otimização da

locação dos poços. Na ilustração (c) são apresentadas as diferentes simulações

realizadas pelo otimizador, e, finalmente, a locação otimizada dos poços para as

regiões investigadas é apresentada em (d).

Após a otimização do posicionamento dos poços, o cronograma de entrada

destes foi definido e foi realizado um refinamento de cada estratégia, reavaliando a

capacidade da plataforma e a inclusão/exclusão de poços. No entanto, não houve

alteração nas estratégias de desenvolvimento definidas anteriormente para cada

caso.

Nas figuras abaixo (Figura 5.6, Figura 5.7 e Figura 5.8) são apresentadas a

estratégia inicial avaliada e as configurações das duas estratégias selecionadas para

ambos regimes ficais (8P 5I e 7P 5I). A propriedade apresentada nestas figuras é a

quantidade de óleo por unidade de área (HphiSo) ao final do período de produção.

Na estratégia inicial avaliada (Figura 5.6) nota-se regiões com maior

concentração de óleo residual (regiões de cores mais quentes), pois esta estratégia

não teve a locação de seus poços otimizada como foi realizada nos casos

selecionados.

Figura 5.6 – HphiSo ao final do período de produção da estratégia inicial 8P 8I

99

Conforme apresentado na Tabela 5.1, para os casos C_PA, P1_PA e P2_PA,

ou seja, para os casos que consideram preço de óleo alto nas três condições fiscais,

a estratégia selecionada foi a de oito poços produtores e cinco poços injetores, sendo

posicionados conforme Figura 5.7.

Figura 5.7 – HphiSo ao final do período de produção da estratégia otimizada 8P 5I

Para os casos C_Ref, C_PB, P1_Ref, P2_Ref e P2_PB, a estratégia

selecionada foi a de sete poços produtores e cinco poços injetores, sendo

posicionados conforme Figura 5.8.

100

Figura 5.8 – HphiSo ao final do período de produção da estratégia otimizada 7P 5I

Além disso, em ambas as configurações selecionadas o posicionamento dos

poços produtores se concentra nos altos estruturais, tendo os injetores na periferia,

ajudando assim a varrer mais eficientemente o reservatório, conforme proposto na

metodologia (ver exemplo na Figura 5.9).

101

Figura 5.9 – Configuração da estratégia de produção (7P 5I) com poços produtores nos

altos estruturais e injeção periférica

As previsões de produção das estratégias selecionadas e otimizadas

considerando as restrições de capacidade de processamento de fluido definidas para

a plataforma são apresentadas na Figura 5.10 (8P 5I) e na Figura 5.11 (7P 5I).

Figura 5.10 – Previsões de produção da estratégia da estratégia otimizada 8P 5I

102

Figura 5.11 – Previsões de produção da estratégia da estratégia otimizada 7P 5I

Apesar do Caso P1_PB não ter apresentado estratégia economicamente viável

(Figura 5.4), as etapas subsequentes foram realizadas para a estratégia que

apresentou os melhores resultados (6P 3I). O objetivo deste aprofundamento na

análise é verificar a viabilidade da estratégia após a otimização e permitir a

comparação dos indicadores de avaliação apresentados de forma coerente.

5.2. Avaliação das estratégias segundo os indicadores selecionados

Nesta seção são apresentados os resultados dos indicadores técnicos e

econômicos, estabelecidos na seção 4.3, para as estratégias de desenvolvimento

selecionadas e as análises advindas destes resultados.

O primeiro indicador avaliado é o valor presente líquido (Figura 5.12), pois,

neste trabalho, foi utilizado este indicador para definir a viabilidade das estratégias.

Conforme esperado, este indicador é fortemente influenciado pelas condições

fiscais em todos os cenários de preços, visto que as regras estabelecidas determinam

como são apurados os resultados dos projetos de desenvolvimento.

103

Para todos os cenários de preços, o regime de concessão apresentou maior

VPL que o de partilha em ambas as condições contratuais.

Com relação aos resultados do regime de partilha, nota-se que houve uma

inversão no VPL entre as Condições 1 e 2, quando comparados os cenários de preço

de óleo alto e de referência. Isto aconteceu devido às Condições 2 preverem regras

mais progressivas que aquelas das Condições 1, ou seja, com a melhora do cenário

de preços, as Condições 2 propiciam que a União aumente os ganhos advindos das

receitas do projeto.

Figura 5.12 – VPL dos casos analisados

Para o Caso P1_PB, mesmo realizando as otimizações de posicionamento de

poços para a estratégia de desenvolvimento com melhores resultados (6P 3I), o VPL

desta é negativo (- 61 milhões US$). Sendo assim, se a empresa decidir sobre a

implantação do projeto nestas condições fiscais e considerando esse cenário como

o mais provável ou como sua referência, o projeto não seria implantado. Por este

motivo, os indicadores relativos a este caso, à exceção do BE, não serão

apresentados abaixo.

Em contrapartida, percebe-se que caso as condições contratuais do regime de

partilha sejam projetadas adequadamente (e.g. Condições 2) é possível viabilizar

um projeto de desenvolvimento mesmo em cenários de baixo preço de óleo (Caso

P2_PB). Portanto, a viabilidade do desenvolvimento de um campo em cenários de

104

preços de óleo baixo não depende necessariamente do regime fiscal (concessão ou

partilha), mas sim das condições contratuais estabelecidas entre o governo e a

empresa operadora.

Nota-se também que caso a empresa decidisse implantar o projeto nas

Condições 1 considerando como base o cenário de preços de óleo alto e/ou

referência, e posteriormente ocorresse o cenário de preço de óleo baixo o VPL

obtido com o projeto seria negativo. Já sob as Condições 2 o VPL da empresa

continuaria sendo positivo. Sendo assim, uma vez decidindo-se investir no projeto,

mesmo que o preço do óleo se comporte no futuro diferentemente do que foi

inicialmente previsto, a utilização das Condições 2 reduzem os riscos de VPL

negativo do investimento, podendo assim apresentar benefícios à empresa (redução

de riscos) e ao governo (incentivo aos investimentos). Além disso, caso a empresa

analise os três cenários de preços para tomada de decisão sobre o investimento, a

menor dispersão do VPL para as Condições 2 em relação às Condições 1 corrobora

o menor risco implícito nas Condições 2.

É importante ressaltar que, os VPLs apresentados na Figura 5.12 não

correspondem exatamente àqueles apresentados nas Figuras 5.2, 5.3 e 5.4. Pois,

conforme descrito na metodologia, na etapa de definição do número de poços de

cada estratégia, todos os poços são abertos no mesmo momento e suas locações

ainda não estão otimizadas. Sendo assim, é esperado que os resultados sejam

diferentes.

O segundo indicador analisado é o número de poços de cada estratégia

selecionada, conforme apresentado na Tabela 5.2.

NÚM. TOTAL DE

POÇOS

Preço de Óleo

Alto

Preço de Óleo de

Referência

Preço de Óleo

Baixo

Concessão 13 12 12

Partilha - Condições 1 13 12 -

Partilha - Condições 2 13 12 12

Tabela 5.2 - Número de poços das estratégias de desenvolvimento selecionadas

Para este projeto, conforme pode ser observado acima, as diferentes

condições fiscais não alteraram a decisão sobre o número de poços ótimo a ser

adotado em cada cenário de preço distinto.

105

A produção acumulada equivalente de óleo é o terceiro indicador analisado.

Segue a Tabela 5.3 com os resultados consolidados.

PRODUÇÃO

ACUMULADA EQ.

Preço de Óleo

Alto

Preço de Óleo de

Referência

Preço de Óleo

Baixo

Concessão 403 400 400

Partilha - Condições 1 403 400 -

Partilha - Condições 2 403 400 394

Tabela 5.3 - Produção acumulada equivalente (MM boe) das estratégias de

desenvolvimento selecionadas

No cenário de preço de óleo alto, nota-se que a produção acumulada é a

mesma para os três conjuntos de condições fiscais, tendo em vista que a concepção

(8P 5I) e o tempo de produção até o abandono (28 anos) dos três casos são iguais.

O mesmo ocorre no cenário de preço de óleo de referência, mesma concepção (7P

5I) e mesmo tempo de produção (28 anos) resultam numa mesma recuperação. Para

o cenário de preço baixo de óleo, as recuperações dos casos de concessão e partilha,

conjunto de condições 2, são semelhantes. A única diferença entre as duas é que na

partilha, o abandono acontece dois anos mais cedo (26 anos de produção) devido

ao critério de abandono de máximo VPL, reduzindo consequentemente a

recuperação. Já para o caso com regime de partilha, conjunto de condições 1, não

há projeto viável, o que resulta em não haver volume recuperável para a jazida.

A Figura 5.13 apresenta o Índice de Lucratividade (%) dos casos analisados.

Pode-se observar o elevado impacto na lucratividade dos diferentes conjuntos de

regras fiscais em qualquer cenário de preço analisado.

106

Figura 5.13 – IL (%) dos casos analisados

A Figura 5.14 apresenta a TIR (%) dos casos analisados. A rentabilidade dos

casos com as condições fiscais da partilha é menor que os casos que consideram o

regime de concessão. Como todos os casos apresentados na Figura 5.14 possuem

VPL positivo, obviamente a TIR é maior que a TMA adotada neste estudo,

conforme indicado.

Figura 5.14 – Taxa interna de retorno dos casos analisados

107

Na Figura 5.15 são apresentados os brents de equilíbrio das diferentes

estratégias concebidas (identificadas nas barras) para cada caso estudado. As

diferenças observadas entre os casos são resultado, basicamente, da configuração

da estratégia de desenvolvimento escolhida e das condições ficais estabelecidas

para a análise. Nota-se que, para todos os casos estudados, as condições fiscais do

regime de concessão tornam os projetos mais robustos (menores brents de

equilíbrio) que aquelas estabelecidas para o regime de partilha.

Além disso, observa-se que, comparando as regras fiscais estabelecidas no

regime de partilha, as Condições 2 tornam os projetos aproximadamente 9 US$/bbl

mais robustos em relação às Condições 1. Ou seja, considerando as Condições 2 no

regime de partilha os projetos seriam viáveis em cenários mais pessimistas de preço

de óleo. Este aspecto é importante pois reduz o risco do desenvolvimento para um

fator não gerenciável (preço do óleo).

Figura 5.15 – Brent de Equilíbrio das melhores estratégias para cada cenário de preço e

condição fiscal

A barra laranjada e pontilhada na Figura 5.15 apresenta o brent de equilíbrio

da estratégia (6P 3I), que se mostrou inviável neste estudo, para fins de comparação.

Nota-se que, apesar de possuir um brent de equilíbrio menor que os Casos P1_PR

e P1_PA, o indicador ainda está pouco robusto em relação às demais condições

fiscais analisadas.

108

Com relação aos indicadores do governo, as figuras 5.16 e 5.17 apresentam o

Government Take em receitas totais e percentuais, respectivamente. Percebe-se que

a parcela do governo é maior quando o projeto é desenvolvido no regime de

Partilha, à exceção do Caso P1_PB, onde a receita e o GT% não existiriam, visto

que o projeto não seria desenvolvido pela empresa. Do outro lado, para o cenário

de preço de óleo baixo, as Condições 2 da partilha também geraram receitas

governamentais maiores que aquelas do regime de concessão e viabilizam o

desenvolvimento do projeto no regime.

Figura 5.16 – Government Take (milhões US$) dos casos estudados

Na Figura 5.17 nota-se que o GT (%) aumenta na medida que o cenário de

preços fica mais pessimista, para o regime de Concessão e para a Partilha,

Condições 1. Esta é uma característica de regras fiscais regressivas. Já no regime

de Partilha, Condições 2, observa-se entre os cenários de preço alto e de referência

o comportamento oposto do GT%, denotando assim maior progressividade destas.

Quando se analisa o cenário de preço baixo, no entanto, o GT% volta a aumentar.

109

Figura 5.17 – Government Take (%) dos casos estudados

Por fim, é importante ressaltar que neste estudo foi considerada a hipótese

que a empresa poderá desenvolver a estratégia que apresentar os melhores retornos

(maior VPL) sob a sua ótica.

110

6 Conclusões e sugestões futuras

Este trabalho propôs identificar e analisar os impactos que as condições

fiscais vigentes para novos leilões no Brasil podem ter na escolha da estratégia de

desenvolvimento e na viabilidade de um campo petrolífero offshore. Para atingir

este objetivo, foi necessário o desenvolvimento do trabalho nas seções 2 e 3,

permitindo construir, no pesquisador, o conhecimento acerca de metodologias de

avaliação e seleção de estratégias de desenvolvimento por meio de indicadores

adequados e acerca dos efeitos que as diferentes condições fiscais, no contexto

brasileiro, podem ter na estratégia de desenvolvimento. Posteriormente, foi definida

e aplicada uma metodologia de avaliação e seleção de estratégias de

desenvolvimento e as condições fiscais específicas utilizadas no estudo de caso na

seção 4. Finalmente, foram identificados e analisados, para o estudo de caso

hipotético selecionado, os impactos que as condições fiscais tiveram na escolha e

na viabilidade da estratégia de desenvolvimento, a partir dos indicadores

selecionados, conforme seção 5.

As principais conclusões após a aplicação da metodologia proposta são

listadas no item 6.1; e, no item 6.2 são descritas sugestões para futuros estudos. É

importante destacar que as conclusões listadas no item 6.1 se aplicam para o campo

hipotético escolhido, metodologia, condições fiscais e cenários de preços

considerados neste trabalho.

6.1. Conclusões

Para todos os cenários de preços analisados, as condições fiscais não

influenciaram significativamente a definição da estratégia de

desenvolvimento no que tange a malha de drenagem do projeto, no

campo sintético analisado.

Em todos os cenários analisados, o regime de partilha obteve uma

parcela maior das participações governamentais do que o regime de

concessão. No entanto, caso a decisão de investimento seja tomada

considerando o preço de óleo baixo e condições contratuais mais

111

restritivas (Condições 1), as participações governamentais são nulas,

visto que o desenvolvimento do campo neste cenário é inviável.

A utilização de condições contratuais mais flexíveis, propostas pelo

autor (Condições 2), para o regime de partilha brasileiro viabilizou o

desenvolvimento do campo em condições mais pessimistas de preço de

óleo. Portanto, a viabilidade do desenvolvimento de um campo em

cenários de preços de óleo baixo não depende necessariamente do

regime fiscal (concessão ou partilha), mas sim das condições contratuais

estabelecidas entre o governo e a empresa operadora.

A possibilidade de ocorrência de um cenário de preço de óleo mais

pessimista que aquele(s) considerado(s) para a tomada de decisão de

investimento no projeto explicita que as condições contratuais mais

flexíveis permitem reduzir os riscos econômicos do desenvolvimento do

campo, em relação às condições similares àquelas de Libra, pois o VPL

é positivo no cenário de preço de óleo baixo, há uma menor dispersão

dos VPLs nos cenários de preços avaliados e o projeto apresenta menor

brent de equilíbrio com as condições propostas.

Ao aumentar o preço do óleo considerado (“preço de óleo de referência”

para “preço de óleo alto”) houve uma inversão do government take entre

as Condições 1 e 2 do regime de partilha de produção. Estes resultados

indicam que para preços mais elevados as participações governamentais

totais e percentuais do conjunto de Condições 1 são menores que aquelas

do conjunto de Condições 2. Portanto, é importante que as condições

fiscais sejam bem projetadas para que a União possa se apropriar de uma

parcela maior das receitas em cenários de maior rentabilidade dos

projetos (princípio da progressividade).

6.2. Sugestões para estudos futuros

Analisar as condições fiscais propostas pelo autor (Condições 2) e

variações destas, comparando-as com o regime de concessão, para

campos com grandes patamares de produção.

112

Realizar análise de incertezas de reservatórios para selecionar as

estratégias de desenvolvimento.

Realizar análises de risco de preço e custo para as diferentes condições

fiscais propostas.

Estudar outras possibilidades de condições fiscais, mais flexíveis e

progressivas que aquelas propostas pelo autor, tentando se aproximar

da Concessão em relação à robustez (mesmo brent de equilíbrio) no

desenvolvimento dos projetos.

Estudar estratégias de otimização do cronograma de implantação dos

projetos para otimizar a recuperação de custos no regime de partilha.

113

7 Referências bibliográficas

ANP. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíves. Edital de Licitação do Polígono Libra na área do pré-sal da Bacia de Santos, de julho de 2013. 2013a. Disponível em: < http://www.brasil-rounds.gov.br/round_p1/portugues_P1/edital.asp >. Acesso em: 28 Fev. 2016. ______. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíves. Coordenadas do polígono do pré-sal, de 7 de janeiro de 2013. 2013b. Disponível em: < http://www.anp.gov.br/?pg=57842#coordenadas-poligono-pre-sal >. Acesso em: 28 Fev. 2016. ASSAF NETO, A. A dinâmica das decisões financeiras. Caderno de Estudos, p. 01-17, 1997. ISSN 1413-9251. Disponível em: < http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S1413-92511997000300001&nrm=iso >. AZIZ, K.; SETTARI, A. Petroleum reservoir simulation. Chapman & Hall, 1979. ISBN 0853347875. BADRU, O.; KABIR, C. Well placement optimization in field development. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2003, Society of Petroleum Engineers. BEAR, J. Dynamics of fluids in porous media. Courier Corporation, 2013. ISBN 0486131807. BECKNER, B.; SONG, X. Field development planning using simulated annealing-optimal economic well scheduling and placement. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1995, Society of Petroleum Engineers. BINDEMANN, K. The Response of Oil Contracts to Extreme Price Movements. 2000. ISSN 1471-0498. BITTENCOURT, A. C.; HORNE, R. N. Reservoir development and design optimization. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1997, Society of Petroleum Engineers. BLAKE, A. J.; ROBERTS, M. C. Comparing petroleum fiscal regimes under oil price uncertainty. Resources Policy, v. 31, n. 2, p. 95-105, Jun 2006. ISSN 0301-4207. Disponível em: < <Go to ISI>://WOS:000242880500004 http://ac.els-cdn.com/S0301420706000316/1-s2.0-S0301420706000316-main.pdf?_tid=b9f194da-48ec-11e5-877e-00000aab0f26&acdnat=1440261907_72fed4b45a98c3665b8deea12efa091e >.

114

BOTECHIA, V.; GASPAR, A.; SCHIOZER, D. Use of Well Indicators in the Production strategy optimization Process. EAGE Annual Conference & Exhibition incorporating SPE Europec, 2013, Society of Petroleum Engineers. BOTECHIA, V. E. Análise de Desempenho de Poços na Seleção da Estratégia de Produção de Petróleo sob Incertezas. 2012. Dissertação de Mestrado Faculdade de Engenharia Mecânica Instituto de Geociências, Universidade Estadual de Campinas, SP, BRASIL. PRESIDÊNCIA DA REPÚBLICA. Decreto-lei nº 396, de 29 de Abril de 1938. 1938. Disponível em: < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto-lei/1937-1946/Del0395.htm >. Acesso em: 20 Fev. 2016. ______. CONGRESSO NACIONAL. Lei nº 2.004, de 3 de outubro de 1953. 1953. Disponível em: < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/L2004.htm >. Acesso em: 20 Fev. 2016. ______. CONGRESSO NACIONAL. Lei nº 3.782, de 22 de julho de 1960. 1960. Disponível em: < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/1950-1969/L3782.htm >. Acesso em: 20 Fev. 2016. ______. CONGRESSO NACIONAL. Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997. 1997. Disponível em: < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/L9478.htm >. Acesso em: 21 Fev. 2016. ______. CONGRESSO NACIONAL. Lei nº 11.097, de 13 de janeiro de 2005. 2005. Disponível em: < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2004-2006/2005/Lei/L11097.htm#art7 >. Acesso em: 21 Fev. 2016. ______. CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA. Resolução nº 6/2007, de 8 de novembro de 2007. 2007. Disponível em: < http://www.brasil-rounds.gov.br/arquivos/cnpe/RCNPE_062007.pdf >. Acesso em: 28 Fev. 2016. ______. MME/MF/MDIC/MP/CCIVIL. Exposição de Motivos Interministerial (EMI) nº 38/2009, de 31 de agosto de 2009. 2009. Disponível em: < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/projetos/expmotiv/emi/2009/38%20-%20mme%20mf%20mdic%20mp%20ccivil.htm >. Acesso em: 28 Fev. 2016. ______. CONGRESSO NACIONAL. Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010. 2010a. Disponível em: < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12351.htm >. Acesso em: 21 Fev. 2016.

115

______. CONGRESSO NACIONAL. Lei nº 12.304, de 2 de agosto de 2010. 2010b. Disponível em: < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12304.htm >. Acesso em: 21 Fev. 2016. ______. CONGRESSO NACIONAL. Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010. 2010c. Disponível em: < http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2007-2010/2010/Lei/L12276.htm >. Acesso em: 21 Fev. 2016. BUSTAMANTE, L. A. C. A Frustração com a Partilha de Produção: o leilão do campo de Libra. Núcleo de Estudos e Pesquisas/CONLEG/Senado, 2015. Disponível em: < www.senado.leg.br/estudos >. Acesso em: 23 fev. 2016. CHEN, Z. Reservoir simulation: mathematical techniques in oil recovery. SIAM, 2007. ISBN 0898717078. CULLICK, A. S.; CUDE, R. G.; TARMAN, M. Optimizing field development concepts for complex offshore production systems. Offshore Europe, 2007, Society of Petroleum Engineers. DA CRUZ, P. S.; HORNE, R. N.; DEUTSCH, C. V. The quality map: a tool for reservoir uncertainty quantification and decision making. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1999, Society of Petroleum Engineers. DAMODARAN, A. Investment valuation: Tools and techniques for determining the value of any asset. John Wiley & Sons, 2012. ISBN 1118206568. EIA, U. E. I. A. Projeção de longo-prazo dos preços do petróleo tipo Brent. www.eia.doe.gov, 2015. Acesso em: 28 ago. EMERICK, A. A. et al. Well placement optimization using a genetic algorithm with nonlinear constraints. SPE reservoir simulation symposium, 2009, Society of Petroleum Engineers. ERNST & YOUNG, C. Global Oil and Gas Tax Guide. 2015. Disponível em: < https://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/EY-2015-Global-oil-and-gas-tax-guide/$FILE/EY-2015-Global-oil-and-gas-tax-guide.pdf >. Acesso em: Maio, 2016. FANCHI, J. R. Principles of applied reservoir simulation. Gulf Professional Publishing, 2005. ISBN 0080460453. GITMAN, L. J.; JUCHAU, R.; FLANAGAN, J. Principles of managerial finance. Pearson Higher Education AU, 2010. ISBN 144253642X. GRAHAM, J. R.; HARVEY, C. R. The theory and practice of corporate finance: Evidence from the field. Journal of financial economics, v. 60, n. 2, p. 187-243, 2001. ISSN 0304-405X.

116

GUPTA, V.; GROSSMANN, I. E. Modeling and Computational Strategies for Optimal Development Planning of Offshore Oilfields under Complex Fiscal Rules. Industrial & Engineering Chemistry Research, v. 51, n. 44, p. 14438-14460, Nov 2012. ISSN 0888-5885. Disponível em: < <Go to ISI>://WOS:000311191800016 http://pubs.acs.org/doi/pdfplus/10.1021/ie301482d >. GUYAGULER, B.; HORNE, R. N. Uncertainty assessment of well placement optimization. SPE annual technical conference and exhibition, 2001, Society of Petroleum Engineers. HAUGLAND, D.; HALLEFJORD, Å.; ASHEIM, H. Models for petroleum field exploitation. European Journal of Operational Research, v. 37, n. 1, p. 58-72, 1988. ISSN 0377-2217. HOWELL, A.; TORRENS, R.; SZATNY, M. From Reservoir Through Process, From Today to Tomorrow-The Integrated Asset Model. Intelligent Energy Conference and Exhibition, 2006, Society of Petroleum Engineers. IHS. Brazil Cost Index: The Great Deflation hits Brazilian Costs. IHS ENERGY, 2015. Disponível em: < connect.ihs.com >. Acesso em: 28 Fev. 2016. JOHNSTON, D. International petroleum fiscal systems and production sharing contracts. PennWell Books, 1994. ISBN 0878144269. JOHNSTON, D. How to evaluate the fiscal terms of oil contracts. In: (Ed.). Escaping the resource curse, v.68, 2007. p.56. KHARGHORIA, A. et al. Productivity-Based Method for Selection of Reservoir Drilling Target and Steering Strategy. SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition, 2003, Society of Petroleum Engineers. LUCCHESI, R. D. Regimes fiscais de exploração e produção de petróleo no brasil e no mundo. 2011. Universidade Federal do Rio de Janeiro MARQUES, L. M. A Influência do Regime Fiscal no Desenvolvimento de Campos Petrolíferos. 2014. dissertação de mestrado, Faculdade de Engenharia Mecânica Instituto de Geociências, Universidade Estadual de Campinas, SP MEREDITH, J. R.; MANTEL JR, S. J. Project management: a managerial approach. John Wiley & Sons, 2011. ISBN 0470533021. MEZZOMO, C. Seleção de Projetos de Desenvolvimento Integrada à Análise de Risco. 2005. PhD Thesis, Petroleum Eng. Dept., State University of Campinas, Campinas, SP, Brazil

117

NARAYANAN, K.; CULLICK, A.; MATTHEW, B. Better Field Development Decisions from Multi-Scenario, Interdependent Reservoir, Well, and Facility Simulations. SPE Reservoir Simulation Symposium, 2003, Society of Petroleum Engineers. NYSTAD, A. N. Reservoir economic optimization. SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, 1985, Society of Petroleum Engineers. PEACEMAN, D. W. Fundamentals of numerical reservoir simulation. Elsevier, 2000. ISBN 0080868606. PEDROSO, C. J. Otimização de Locações de Poços Usando Simulação Numérica de Reservatórios: São Paulo: Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Estadual de Campinas 1999. PETROBRAS. Memória Petrobras: Pré-Sal. 2010. Disponível em: < http://sites.petrobras.com.br/minisite/memoria/presal/ >. Acesso em: 27 Fev. 2016. RAVAGNANI, A.; MUÑOZ MAZO, E. O.; SCHIOZER, D. J. A Case Study of the Structure of the Process for Production Strategy Selection. International Journal of Modeling and Simulation for the Petroleum Industry, v. 4, p. 5, 2011. RAVAGNANI, G. et al. Comparative analysis of optimal oil production strategy using royalty & tax and production sharing petroleum fiscal models. North Africa Technical Conference and Exhibition, 2012a, Society of Petroleum Engineers. ______. Royalty and Tax Vs. Production Sharing Petroleum Fiscal Models: An Analysis of Risk and Return of the Optimal Production Strategy Applied in Brazil. SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, 2012b, Society of Petroleum Engineers. SANTOS, J. Estudo da Influência da Estratégia de Produção em Análise de Risco Aplicada ao Desenvolvimento de Campos de Petróleo. 2002. Master Thesis in Petroleum Sciences and Engineering–Faculty of Mechanical Engineering and Institute of Geosciences of the State University of Campinas–UNICAMP, 140p SEBA, R. The only investment selection criterion you will ever need. SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, 1987, Society of Petroleum Engineers. SUSLICK, S. B. Métodos de Avaliação Econômica de Jazidas Minerais. In: YAMAMOTO, J. K. (Ed.). Avaliação e Classificação de Jazidas Minerais. . São Paulo: EDUSP, 2001. cap. 8,

118

TOLMASQUIM, M. T.; JÚNIOR, H. Q. P. Marcos regulatórios da indústria mundial do petróleo. Synergia, 2011. ISBN 856132564X. TORDO, S. Fiscal systems for hydrocarbons: design issues. 2007. VAN MEURS, P. World fiscal systems for oil. 1996.