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Técnicas de Valuation de Ativos: Análise Preliminar do Parque de Refinarias da
Petrobrás
Carolina Rodrigues Pereira Azaro
Danide Vieira Rodrigues dos Santos
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia de Produção da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários à obtenção do título de
Engenheiro.
Orientador: Roberto Ivo da Rocha Lima Filho
Rio de Janeiro
Fevereiro de 2021
1
Agradecimentos
A conclusão e desfecho da universidade nos faz refletir sobre toda a nossa formação
como ser humano, consideramos esta etapa como uma das mais significativas nessa
formação. Agradecemos aos nossos professores que são um importante pilar da sociedade e
tem o nobre propósito de nos ensinarem a serem profissionais e seres humanos melhores.
Sobretudo, agradecemos a nossas famílias, amigos e companheiros, que nos apoiaram
e suportaram durante todo o tempo e que também fazem parte dessa certificação. Obrigado
por nos ensinarem nossos valores e princípios, dentre os quais que o trabalho árduo
compensa.
Obrigado.
2
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Produção.
Técnicas de Valuation de Ativos: Análise Preliminar do Parque de Refinarias da
Petrobrás
Carolina Azaro e Danide Rodrigues
Fevereiro/2021
Orientador: Roberto Ivo da Rocha Lima Filho
Atualmente existem diferentes metodologias para a valoração de empresas. Entre os
métodos mais conhecidos, estão o fluxo de caixa descontado e múltiplos de mercado. Cada
qual tem sua particularidade, no entanto, são um retrato estático da empresa em certo período
de tempo, no qual se assume que os administradores terão uma atitude passiva perante à
realidade. Dessa forma, elucidando as formas de cálculo, o método de opções reais pretende
fechar essa lacuna, trazendo para os cálculos a incerteza que temos a cada decisão gerencial
que é tomada.
Palavras-chave: Valuation. Opções reais.
3
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Production Engineer.
Asset Valuation Techniques: Preliminary Analysis of Petrobrás’ Refinery Park
Carolina Azaro e Danide Rodrigues
February/2021
Advisor: Roberto Ivo da Rocha Lima Filho
Currently, there are different valuation methodologies. Among the best known methods
are discounted cash flow and market multiple. Each one has its particularity, however, they
are a static portrait of the company over a certain period of time, in which it is assumed that
managers will have a passive attitude towards reality. Thus, by elucidating the calculation
methods, the real options method intends to close this gap, bringing into the calculations the
uncertainty that we have with each management decision that is made.
Keywords: Valuation. Real options.
4
Sumário
1. Introdução 12. Objetivo 1
2.1. Objetivo geral 12.2. Objetivo específico 12.3. Justificativa 12.4. Motivações 12.5. Limitações 2
3. Estrutura do Projeto 24. Petróleo - indústria e contexto histórico 45. Definição físico-química 46. A indústria de óleo e gás 87. Relevância no cenário internacional 118. Relevância no cenário brasileiro 189. Derivados 21
10. Refino 2511. O que é 25
11.1. Separação 2511.2. Conversão 2711.3. Tratamento 28
12. O Refino no Brasil 3013. Refinarias brasileiras 37
13.1. Refinarias Petrobras 3813.2. Refinaria Nacional de Petróleo (RLAM) 3813.3. Refinaria Duque de Caxias (REDUC) 3913.4. Refinaria Presidente Bernardes (RPBC) 4013.5. Refinaria Gabriel Passos (REGAP) e Refinaria Alberto Pasqualini (REFAP) 4013.6. Refinaria Capuava (RECAP) e Refinaria Isaac Sabbá (REMAN) 4013.7. Refinaria de Paulínia (REPLAN) 4113.8. Outras refinarias Petrobras 4113.9. Outras refinarias 42
14. Teorias de Valuation - Referencial Teórico 4315. Teoria de Fluxo de Caixa Descontado e suas limitações 43
15.1. Valor Presente Líquido 4415.2. Fluxo de caixa para o acionista 4515.3. Fluxo de caixa para a empresa 4615.4. Custo do Patrimônio Líquido 4715.5. Taxa Livre de Risco 4815.6. Prêmio de risco de patrimônio líquido 5115.7. Beta 5315.8. Custo da dívida e do capital 5515.9. Estimativas de fluxo de caixa 56
15.10. Estimativas de crescimento e valor terminal 5715.11. Limitações e ineficiências 58
16. Teoria de Valuation Relativo - Múltiplos 5916.1. Escolha do direcionador de valor 60
16.2. Seleção de grupo de pares 6416.3. Criação de múltiplo sintético 6416.4. Cálculo do valor da empresa 6616.5. Limitações e ineficiências 67
17. Teoria de Opções Reais 6717.1. Flexibilidades Gerenciais e Incertezas 67
18. Estudo de caso - Aplicação de Teorias De Valuation as Refinarias Petrobras 7219. Aplicação da Teoria De Fluxo de caixa descontado 72
19.1. Composição Acionária 7219.2. Características micro e macroeconômicas 7519.3. Premissas 7919.4. Petróleo 7919.5. Câmbio 8019.6. Análise dos Demonstrativos 8119.7. Estimação do beta 9319.8. Estimação da Taxa Livre de Risco 9619.9. Estimação do Prêmio de risco 103
19.10. Estimação do Custo do Patrimônio Líquido 10619.11. Estimação do Custo da Dívida 10619.12. Estimação do valor final pelo Fluxo de caixa descontado 10819.13. Análise de sensibilidade 10919.14. Fator de utilização 11019.15. Crack Spread 110
20. Aplicação da Teoria De Opções Reais 11120.1. Árvore de decisões 11120.2. Opção de Postergação de Investimentos 111
21. Conclusão 11322. Referências Bibliográficas 11523. APÊNDICE A - LIMITAÇÕES E DELIMITAÇÕES 12324. APÊNDICE B - UNIDADES DE TRATAMENTO POR REFINARIA 125
1. Introdução
1.1. Objetivo
1.1.1. Objetivo geral
O objetivo geral será fazer uma valoração das refinarias da Petrobras usando
diferentes metodologias de valuation, percorrendo pela Teoria de Opções Reais. Para
tanto, será abordados diversos itens, como: o contexto histórico no qual a atividade se
insere; os aspectos macroeconômicos, como PIB e câmbio; os preços - tanto de insumos,
quanto dos combustíveis e subprodutos das refinarias; a atividade intrínseca e seus
requerimentos; os custos logísticos derivados das localizações geográficas; as paradas
temporárias, sejam programadas ou não os produtos substitutos.
1.1.2. Objetivo específico
O objetivo específico deste estudo é compreender aspectos econômicos e de
negócios pertinentes para o setor de refino da Petrobras sob a perspectiva financeira.
Sendo o refino uma atividade estratégica para qualquer país, é de interesse entender as
necessidades e qualidades de cada decisão de longo prazo relativa a esta área. Pretende-se,
ao final deste trabalho, estabelecer, através de metodologias, o preço justo para o conjunto
de refinarias da atual maior empresa brasileira do setor.
1.2. Justificativa
A justificativa para tal estudo se deve pela importância estratégica deste setor para
o desenvolvimento econômico do país, conforme será explorado mais a frente. Sendo
assim, vale ressaltar também que a Petrobras iniciou em 2019 as vendas de suas refinarias,
configurando uma grande mudança no país, uma vez que está atraindo grandes
investimentos em infraestrutura e instaurando um mercado mais competitivo.
1.3. Motivações
As motivações, portanto, recaem sobre a vontade de responder certos
questionamentos, como: Qual a estrutura que as refinarias atuais da Petrobras dispõem?
Quais são as variáveis que exercem influência no setor? Quais os riscos que estão
envolvidos? Quais as perspectivas para o futuro? Qual o valor atual das refinarias? Entre
outras.
1
1.4. Limitações
O presente trabalho não tem a pretensão de ser um estudo finalizado, visto que a
valoração de uma empresa é um ato contínuo, mas pretende-se tratar de alguns dos
aspectos chaves para se estimar o valor do setor. Dessa forma, o trabalho apresenta
diversas limitações a serem tratadas no apêndice A.
1.5. Estrutura do Projeto
O estudo será baseado inicialmente nas características gerenciais e mercadológicas
da indústria. Através da coleta destas informações, será estruturado um modelo de
valoração que levará em conta aspectos macroeconômicos, resultados financeiros e
operacionais - tanto históricos quanto hipóteses futuras. A análise do resultado financeiro e
das estimativas de lucros futuros do objeto estudado permitirá mensurar o fluxo de caixa
futuro. O mesmo será trazido ao valor presente descontado pelo risco da atividade e do
contexto econômico, para que então seja possível avaliar o seu valor real e comparar o
investimento.
O tradicional fluxo de caixa descontado, comumente utilizado, leva em
consideração apenas as opções de se investir ou não, dentro de apenas uma possibilidade
de previsão de eventos gerenciais e macroeconômicos futuros baseados em estimativas
feitas no tempo presente. No mundo real, os graus de liberdade das decisões gerenciais são
grandes, o que leva a duas possibilidades: realizar uma análise de fluxo de caixa
descontado a cada alteração no estado do objeto ou levar em consideração as
probabilidades de que cada decisão seja tomada. Para tal, utiliza-se a Teoria de Opções
Reais. No caso presente, levará-se em consideração as opções de parada temporária,
produtos substitutos e diferentes níveis de importação / taxa de utilização.
No Capítulo 2, será abordado o que é a matéria prima deste setor, definindo
petróleo e apresentando suas diferentes características e classificações. É apresentado um
panorama geral da estruturação do setor de óleo gás. Em seguida, é discutida a relevância
da indústria para o cenário internacional e nacional.
O Capítulo 3 tratará especificamente do setor de Refino. Será dada uma definição
mais específica de seus principais processos. Também será apresentado um breve histórico
do setor no cenário nacional e as especificações de cada refinaria.
2
No Capítulo 4, inicia-se a discussão de como encontrar o valor justo em si das
refinarias, a partir da apresentação de algumas das principais metodologias de valoração de
empresas. Estas, serão utilizadas como referência para o capítulo seguinte. Nele, é
discutido tanto o passo a passo quanto às limitações que permeiam cada teoria.
O Capítulo 5 aborda a aplicação das metodologias descritas anteriormente no caso
específico das refinarias. Algumas variáveis operacionais do setor julgadas relevantes
serão discutidas. Pretende-se entender melhor como essas variáveis moldam as diferentes
características entre cada refinaria atual no país. Serão feitas algumas análises de
sensibilidade da valoração para se entender como cada variável altera o preço justo
encontrado.
O último capítulo, por fim, resumirá os fatos encontrados. Dissertará sobre os
valores e futuros caminhos de pesquisa. Discorrerá também, sobre as limitações
encontradas.
3
2. Petróleo - indústria e contexto histórico
2.1. Definição físico-química
Hidrocarboneto é o termo utilizado para descrever qualquer composto orgânico que
contenha carbono e hidrogênio. As reservas de hidrocarbonetos se desenvolvem
naturalmente e são derivados da matéria orgânica - algas e bactérias - armazenada em
rochas sedimentares. Esse material, submetido a elevadas pressões e temperaturas,
lentamente dá origem a uma rocha compacta que libera complexos hidrocarbonetos
líquidos ou gasosos (petróleo e gás). Esses hidrocarbonetos são menos densos que a água e
as rochas sedimentares, então sobem até a superfície, ou se acumulam quando encontram
rochas impermeáveis formando bolsões, as chamadas jazidas petrolíferas.
O petróleo bruto é este óleo não processado, uma mistura orgânica contaminada
por enxofre, nitrogênio, oxigênio e outros, conforme o quadro 2.1. Para que se possa
aproveitar da melhor forma seu potencial energético, esse óleo deve ser tratado para que se
possa separá-lo. Segundo THOMAS [1], como listado no quadro 2.2, o petróleo é
constituído basicamente de hidrocarbonetos. Costuma ser formado por alcanos
(parafínicos), cicloalcanos (naftênicos) e aromáticos em diferentes proporções.
Quadro 2.1 - Análise elementar do óleo cru típico.
Composto Percentual
Hidrogênio 11-14%
Carbono 83-87%
Enxofre 0,06-8%
Nitrogênio 0,11-1,7%
Metais Até 0,3%
Fonte: [1]
4
Quadro 2.2 - Composição química do petróleo.
Composto Percentual
Parafinas Normais 14%
Parafinas ramificadas 16%
Naftênicos 30%
Aromáticos 30%
Resinas e asfaltenos 10%
Fonte: [2]
Diversos tipos de impureza formam o petróleo, como enxofre, nitrogênio, oxigênio,
organometálicos, resinas e asfaltenos, sedimentos (areia), sais e água salgada. É importante
entender estes compostos e sua influência nos processos físico-químicos. As principais
impurezas e suas respectivas consequências estão listadas no quadro 2.3 [2].
5
Quadro 2.3 - Impurezas do petróleo e suas consequências.
Compostos Consequências
Compostos sulfurados Envenenam catalisadores, estabilizam as emulsões (dificultam a
separação da água), provocam problemas operacionais de
corrosão, conferem cor e odor aos produtos finais, e quando em
combustão, geram poluentes (SO2 e SO3).
Compostos nitrogenados São termicamente estáveis. Aumentam a capacidade de o óleo
reter água em emulsão, envenenam os catalisadores e tornam
instáveis os derivados, contribuindo para a formação de gomas.
Compostos oxigenados Tendem a se concentrar nas frações mais pesadas do petróleo,
assim como os compostos nitrogenados, e afetam características
como acidez, coloração, odor e corrosividade.
Compostos organometálicos Podem afetar processos, como a Reforma Catalítica e resultar em
problemas operacionais, como o envenenamento dos catalisadores
usados para remover enxofre e nitrogênio.
Resinas (aromáticos polares) easfaltenos
Os asfaltenos são compostos aromáticos semelhantes às resinas
[4, 5], mas de massa molar mais elevada [3, 6] com capacidade de
se auto associarem [7, 8]. Asfaltenos não estão dissolvidos no
petróleo, ao contrário das resinas [1]. Os maiores problemas
decorrentes são alterações na molhabilidade e permeabilidade
originais da rocha reservatório, formação e estabilização de
espumas e emulsões e obstrução de poços e tubulações das linhas
de produção/processamento [9, 10, 11].
Impurezas oleofóbicas Incluem-se águas, sais, argilas, areias e sedimentos. Na verdade, a
principal fonte é a “água de formação”, que acompanha o óleo nas
suas jazidas.
Fonte: Elaborada pelos autores [2]
6
Existem várias classificações possíveis para os diferentes tipos de óleo encontrados
de forma natural. Estas correspondem a certos tipos de produtos finais. THOMAS [1]
subdivide em 6 classificações, no quadro 2.4.
Quadro 2.4 - Classificação do petróleo
Classificação Produtos
parafínico 75% ou mais de parafinas
querosene de aviação,
diesel, lubrificantes e
parafinas
parafínico-naftênico50-70% de parafinas, >20% de
naftênicos
naftênico >70% naftênicosGasolina e naftapetroquímica, querosenede aviação e lubrificantes
aromático-intermediário>50% de hidrocarbonetos a
aromáticosGasolina, solventes easfaltoaromático-naftênico >35% de naftênicos
aromático-asfáltico >35% de asfaltenos e resinas
Fonte: Elaborado pelos autores [1]
Existem outros tipos de classificação como, por exemplo, através da densidade do
óleo. O Grau API (American Petroleum Institute) é uma medida utilizada baseada na
densidade volumétrica do óleo. Está relacionado com a obtenção de maior quantidade de
certos derivados, como gasolina, diesel e GLP. Conforme o quadro 2.5, quanto menor este
índice, mais pesado é o óleo. A fórmula que o define é:
, (2.1), onde:º𝐴𝑃𝐼 = 141,5𝑑
15,6/15,6− 131, 5
= densidade relativa da amostra a 15,6ºC em relação a da água na mesma𝑑15,6/15,6
temperatura.
7
Quadro 2.5 - Classificação API-Óleo
Grau API Óleo
<15 Asfálticos
15-19 Extra-pesados
19-27 Pesados
27-33 Médios
33-40 Leves
40-45 Extra-leves
>45 Condensados
Fonte: Elaborada pelos autores baseado em dados fornecidos pela API
Em relação ao teor de enxofre, o petróleo pode ser classificado como: doce ou
ácido ou, com alto ou baixo teor de enxofre, segundo American Petroleum Institute (API).
Acima de 0,5%, o valor comercial se reduz devido a corrosividade e toxicidade deste
elemento, que resultam em maiores custos no processo de refino. Dada as bases técnicas
para se classificar e entender melhor a definição de óleo, a seguir pretende-se dar um
panorama geral de como é estruturada a cadeia de valor do setor.
2.1. A indústria de óleo e gás
A indústria do petróleo tem seus primeiros registros no século XIX, e desde então,
vem se aperfeiçoando para ser capaz de extrair petróleo dos mais diferentes lugares e
condições ambientais e transformá-lo em produtos energéticos e suprimentos para cadeia
petroquímica. A cadeia de valor de petróleo pode ser subdividida em três grandes grupos
de atividades, como na Figura 2.1.
8
Figura 2.1 - Cadeia de valor do petróleo
Fonte: Elaborada pelos autores [13] apud [14].
No topo da cadeia, indicado na Figura 2.2, está o upstream, relacionado às
atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. Nesta fase estão os maiores
riscos de investimentos, mas podem ser compensados pela possibilidade de obter elevados
lucros. O início se dá com a identificação de áreas com geologia adequada para se
conduzir a exploração de gás e petróleo. É a chamada prospecção das reservas, comumente
chamada de exploração, feita por estudos aéreos, sísmicos e de perfuração exploratória. A
partir da aprovação de cada uma dessas etapas, testa-se então a viabilidade econômica do
reservatório e cria-se o projeto de produção.
9
Figura 2.2 - Processo upstream
Fonte: elaborada pelos autores.
O midstream, indicado na Figura 2.3, compreende as atividades de refino,
transporte e importação e exportação de petróleo, gás natural e derivados. É onde se realiza
o transporte do óleo extraído para as refinarias, sejam nacionais ou estrangeiras. É também
onde ocorre a separação do óleo em diversos subprodutos, como nafta, gasolina e diesel.
Figura 2.3 - Processo midstream
Fonte: elaborada pelos autores.
Já o downstream, indicado na Figura 2.4, inclui a distribuição e revenda de
derivados. É visto como um setor de varejo tradicional, fortemente influenciado pelas
questões macroeconômicas. É onde os produtos finais chegam aos consumidores finais,
regulatoriamente dividido entre distribuidoras e varejistas.
10
Figura 2.4 - Processo downstream
Fonte: elaborada pelos autores
Após entender os grandes grupos de atividades da indústria, é necessário
compreender o contexto histórico e geoeconômico. Os próximos subitens discutem a
relevância da indústria tanto no cenário internacional, quanto no cenário nacional. É
apresentado uma perspectiva histórica não só do refino como também de outros dados de
desenvolvimento do setor de energia.
2.2. Relevância no cenário internacional
O petróleo é um recurso extremamente relevante, onde mais da metade do consumo
energético mundial nos últimos 100 anos foi pautado na extração de recursos
não-renováveis. Ainda em 2018, como indicado no gráfico 2.1, o petróleo correspondeu a
36,6% do consumo mundial de energia. Assim, o petróleo é um recurso estratégico para a
soberania de um país, uma vez que é usado no maquinário militar e na indústria. A
localização geográfica - ponderada pela quantidade e qualidade - de suas reservas é um dos
fatores centrais na dinâmica da indústria.
11
Gráfico 2.1 - Consumo mundial de energia por fonte em 2018
Fonte: Elaborado pelos autores com base em informações fornecidas pela IEA
O início da atividade industrial relacionada ao petróleo remonta aos últimos 40
anos do século XIX, quando a pioneira indústria de petróleo americana começou a se
consolidar. A Standard Oil foi a primeira empresa a se instalar, em Ohio, e logo
estabeleceu seu monopólio. Por decisão da justiça americana, em 1911 , foi ordenado que1
a empresa fosse dissolvida em 34 novas empresas, dando início às companhias como
Exxon, Chevron, Atlantic, Mobil e Amoco.
Esse movimento conferiu à indústria uma nova dinâmica, mais competitiva. A lei
antitruste fez com que as empresas procurassem outras formas de expansão, seja pela
internacionalização ou fusões e aquisições, que começaram já no início do século XX. Por
exemplo, em 1907 a Real Holandesa de Petróleos e a Shell Transport e Trading Company
Ltd se fundiram dando origem à conhecida Shell e em 1909 nasceu a Anglo-Persian Oil,
mais tarde renomeada de BP, controlada pela Burmah Oil.
1 [17] A Lei Sherman Antitruste foi promulgada em 1890, porém a Standard Oil só foi obrigada a sedissolver em 15 de maio de 1911, após grande campanha do então presidente americano Theodore Roosevelt.
12
A expansão internacional, com a entrada de novas áreas de produção no Oriente
Médio, caracterizou a segunda fase da indústria. Formou-se assim o cartel das Sete Irmãs2 3
. A formação das majors com capacidade de fixar preços e a organização de mercados
regionais transformaram a indústria, baseada em empresas integradas verticalmente.
Porém, em 1961, com a criação de um novo cartel, a OPEP (Organização dos Países
Exportadores de Petróleo), a indústria tornou- se mais complexa.
No início dos anos 70, transformações dirigidas por uma série de fatores,
principalmente o estreitamento entre oferta e demanda, transferiram o poder de
precificação para a OPEP. Entre 1970 e 1973, a demanda global de óleo aumentou em
grandes proporções, sendo suprida em sua maior parte pelos países da OPEP, que passou a
assumir um papel unilateral na fixação de preços. O preço de referência internacional para
o petróleo passou a ser o Arab Light, óleo cru de alto teor de enxofre produzido pela
Arábia Saudita [18]. No gráfico 2.2 pode-se ver os preços de referências ao longo do
tempo.
Gráfico 2.2 - Preços de referência reais (claro) e nominais (escuro) de petróleo desde 1861
Fonte: [19]
3 As Sete Irmãs são formadas pelas empresas da indústria do petróleo conhecidas como Exxon,Mobil, Chevron, Texaco, Gulf Oil, British Petroleum e Royal Dutch Shell
2 [18] Cartel é o acordo entre empresas para limitar sua produção supervalorizando seus preços e,consequentemente, seus lucros. Esse acordo é feito por meio de cotas de produção, fixação de preços oudivisão de mercados ou de regiões.
13
O poder da OPEP teve o seu auge no final da década de 70. Devido às altas dos
preços, a exploração e o desenvolvimento em novas regiões foi permitido. A capacidade de
ditar preços foi constantemente questionada através de políticas de países de substituição
do consumo de petróleo nas matrizes energéticas e na tentativa de se ampliar a produção
não-OPEP [20].
Ao longo da década de 80, o processo de “desverticalização” do mercado, com o
surgimento de estatais e intermediários, provocou uma alteração no sistema de fixação de
preços, uma vez que o mercado ganhou uma complexidade maior. Houve também a
consolidação do mercado spot de petróleo, isto é, um mercado mais volátil onde as
transações são realizadas à vista, o que enfraqueceu o poder de fixação de preços da OPEP.
A indústria passou a se guiar pelos preços estabelecidos livremente nos mercados
internacionais de Roterdã, Londres, Nova Iorque e Cingapura. A incerteza do ambiente
econômico da década de 80 suscitou uma demanda de produtos financeiros capazes de
reduzir o impacto da volatilidade de taxas de câmbio, de juros reais e nominais [20].
REGNIER [21] realizou um estudo sobre índices mensais de preços de petróleo e
preços de commodities entre 1945 e 2005. Foi percebida uma mudança nos preços
considerável durante o tempo, onde o petróleo se mostrou, especialmente a partir de 1986,
significantemente mais volátil do que cerca de 93% de outras commodities, apresentando
apenas uma pausa estrutural ocorrida em 1973, durante a crise do petróleo, e em 1981,
como resultado da desregulamentação dos preços. Esta tradicional alta volatilidade do
preço da commodity pode explicar, em parte, o investimento em novas tecnologias para
uso de fontes alternativas.
Segundo BARTOLO [22], o índice de intensidade energética relaciona o consumo
total de energia do país em relação ao PIB (Produto Interno Bruto) da economia. É uma
medida da eficiência de consumo energético por unidade de produto interno bruto, já que
quanto menor o uso de energia por unidades monetárias, maior será a eficiência da
economia. Pode ser definido como:
, (2.2), onde:𝐼𝐼𝐸 = 𝐶𝐸𝑃𝐼𝐵
Índice de intensidade energética;𝐼𝐼𝐸 =
Consumo de energia;𝐶𝐸 =
14
Produto interno bruto.𝑃𝐼𝐵 =
Para SUN [23], a intensidade energética é um dos principais indicadores do nível
de desenvolvimento humano e progresso de um país, pois reflete sua estrutura econômica,
matriz de combustíveis e seu nível tecnológico. Comparando o PIB per capita, aquele
divido pela quantidade de habitantes de um país, com a intensidade energética, SUN [24]
discorreu sobre a teoria do pico da intensidade energética. Esta diz que em um país, a
intensidade energética tende a ter uma trajetória regular, côncava, conforme gráfico 2.3.
15
Gráfico 2.3 - Intensidade Energética (E/PIB per capita)
Fonte: [24]
Nos períodos de industrialização, a intensidade tende a aumentar, atingir um pico e
a diminuir em seguida. O ponto de inflexão é onde a estrutura passa a mudar da maior
intensidade energética da indústria pesada para a baixa intensidade da indústria leve.
Utilizando-se de um conceito análogo, YANG [26] examinou a intensidade energética de
combustíveis renováveis de alguns países selecionados. A intensidade energética
renovável foi medida neste estudo ao dividir o consumo anual total de energia renovável
pelo PIB anual desses países, análogo ao tradicional cálculo do índice de intensidade
energético:
, (2.3), onde:𝐼𝐼𝐸𝑟𝑒𝑛𝑜𝑣á𝑣𝑒𝑖𝑠
=𝐶𝐸
𝑟𝑒𝑛𝑜𝑣á𝑣𝑒𝑖𝑠
𝑃𝐼𝐵
Índice de intensidade energética de renováveis;𝐼𝐼𝐸𝑟𝑒𝑛𝑜𝑣á𝑣𝑒𝑖𝑠
=
Consumo de energia renovável;𝐶𝐸𝑟𝑒𝑛𝑜𝑣á𝑣𝑒𝑖𝑠
=
Produto interno bruto.𝑃𝐼𝐵 =
16
A hipótese assumida no estudo foi de que, enquanto o crescimento econômico e o
avanço tecnológico reduzem o consumo de energia fossilizada do país e sua intensidade
energética, também reduzem os custos de geração de energia renovável. Desta forma,
aumentaria-se a implantação das energias renováveis e, portanto, sua participação no mix
energético total e a intensidade energética renovável da economia. A hipótese foi testada
verdadeira para a energia renovável exclusiva de energia hidrelétrica, indicada nos gráficos
2.4. Portanto, sugere-se que enquanto a intensidade energética total em escala global tende
a cair, a intensidade energética de energia renovável tende a subir, também indicado no
gráfico 2.5.
Gráfico 2.4 - Intensidade energética renovável excluindo hidroelétrica (koe/$2005)
Fonte: Adaptado pelos autores [26]
17
Gráfico 2.5 - Consumo de óleo global em relação ao PIB (barris por PIB real),
normalizado para 1 em 1971
Fonte: Elaborado pelos autores com base em informações fornecidas pela IEA
A grande parte do mundo se baseia majoritariamente nas fontes não renováveis. O
Brasil possui um equilíbrio maior. No entanto, a exploração de petróleo ainda é uma das
atividades de maior relevância no contexto nacional. Desta forma, possui uma grande
vantagem, que será explorada no próximo subitem.
2.3. Relevância no cenário brasileiro
A matriz energética brasileira, apresentada no quadro 2.5, é tema de diversos
estudos e políticas públicas, uma vez que a evolução da economia está intimamente ligada
à oferta de energia. Segundo a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) [27], os
investimentos previstos para o período de 2020 a 2024 correspondem a 19,1% do PIB.
Logo, sua otimização, tanto em questões ambientais quanto econômicas, é essencial para o
desenvolvimento acelerado do país. Uma base energética sólida em confiabilidade, ampla
em disponibilidade em um território tão extenso quanto o brasileiro e com custos
reduzidos, é fundamental para o desempenho industrial e logístico da nação.
As energias renováveis vêm ocupando um espaço cada vez maior. Segundo o Plano
Estratégico 2020-2024, publicado pela Petrobras [28], estão previstos US$70 milhões por
ano em pesquisas e desenvolvimento buscando adquirir competências para o eventual
18
posicionamento no longo prazo em energia eólica e solar. Já o petróleo, enfrentou cortes
em investimento por conta da queda substancial do seu preço.
19
Quadro 2.5 - Matriz Energética Nacional (2018)
Fonte: Elaborado pelos autores [27]
20
Mesmo com uma taxa de crescimento menor do que as últimas duas décadas, o
consumo do setor de óleo e gás representou 46,9% em 2018, representando uma parcela
significativa da matriz energética nacional. Para os próximos anos, a expectativa é, com os
desinvestimentos feitos, procurar uma maior eficiência no refino, produzindo cerca de 50%
da capacidade total em 2019 (aproximadamente 2 milhões de barris/dia) até o final de
2024. O refino representará nesses próximos anos cerca de 8% dos investimentos previstos
para proporcionar a produção de derivados, que serão melhor definidos no subitem a
seguir.
2.4. Derivados
São vários os produtos derivados de petróleo, como gasolina, diesel e nafta. O
principal produzido no Brasil é o diesel, combustível utilizado não só em caminhões, mas
também em embarcações e termelétricas. No contexto brasileiro, onde o transporte
rodoviário é o principal sistema logístico, o diesel é o derivado mais utilizado,
principalmente no transporte de cargas.
Para uso rodoviário, existem 2 tipos diferentes de diesel: S10 e S500. O primeiro,
por ter menos partículas de enxofre, além de ser menos poluente, garante um melhor
desempenho e durabilidade das máquinas. Existem ainda, o óleo diesel S1800, utilizado
para mineração a céu aberto, transporte ferroviário e geração de energia elétrica, e o óleo
diesel DMA/DMB utilizado para embarcações.
Já a gasolina pode ser subdividida em dois tipos, A ou C. O tipo A, chamada
gasolina anidro, corresponde à gasolina que ainda não foi misturada ao etanol anidro. Por
questões ambientais e consequentemente legislativas, certo percentual de etanol deve ser
misturado à gasolina para que a emissão de CO2 seja reduzida. Este percentual é
determinado por órgãos públicos específicos, com revisões periódicas.
A Gasolina C é a chamada gasolina comum, encontrada nos postos de
combustíveis. Normalmente, pode ser diferenciada com relação a sua octanagem (mais
comum é 87 e 93), que corresponde a potência fornecida para o motor automotivo.
Também pode receber aditivos pela distribuidora, sem alterar sua formulação química. Sua
precificação é acompanhada pelo preço do combustível Etanol Hidratado, que serve como
21
produto substituto, uma vez que a maioria dos veículos automotivos brasileiros são
capazes de utilizar os dois combustíveis.
Dentro da classe dos óleos, estão os óleos lubrificantes, que têm diversos usos,
entre eles, lubrificante de motor e de máquinas. Também existem os óleos combustíveis,
que servem as indústrias para aquecimento de fornos ou caldeiras ou certos tipos de
motores de combustão. Existem também os lubrificantes industriais, utilizados em
máquinas e equipamentos nas grandes indústrias.
Entre outros derivados, estão o Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), usado como
combustível doméstico e o querosene, que por sua vez, é um produto intermediário entre a
gasolina e o óleo diesel, utilizado como combustível doméstico de iluminação, de aviação
e também, como produtos de limpeza. Com as temperaturas de ebulição entre as mais altas
de todos os derivados, está o asfalto. É uma substância sólida derivada do processo de
destilação ou evaporação, usado para pavimentação de ruas. E, por último, a nafta, uma
das principais matérias-primas para a indústria petroquímica, sendo componente básico
para a fabricação de produtos plásticos, de borracha, solventes e também combustíveis.
De acordo com os gráficos 2.6 e 2.7, pode-se observar a composição setorial do
consumo de derivados de petróleo. A maior parte do consumo é de óleo diesel, proveniente
do setor de transportes. É utilizado principalmente para o abastecimento de carretas e
caminhões, já que a economia brasileira é pautada no transporte rodoviário e nas
termelétricas a diesel.
22
Gráfico 2.6 - Composição setorial do consumo de derivados de petróleo
Fonte: [29]
23
Gráfico 2.7: Participação do consumo do Diesel no consumo de derivados em 20174
Fonte: Elaborado pelos autores com base em dados fornecidos pela ANP
Para que se possa obter esses derivados como o diesel e a gasolina o petróleo bruto
deverá ser transformado. O mesmo passa por diferentes tipos de processos de acordo com
o produto que se deseja obter. No capítulo seguinte será apresentado a definição, os
processos e o cenário do refino no Brasil.
4Inclui produção das refinarias, centrais petroquímicas, UPGNs e outros produtores. Não inclui aprodução da unidade de industrialização do xisto. Não inclui o consumo próprio de derivados nas unidadesprodutoras. Não inclui as produções de gás combustível das refinarias.
(1) GLP - Refere-se à mistura propano/butano para usos doméstico e industrial.(2) Óleo Combustível - Não inclui o óleo combustível produzido para consumo próprio nas
refinarias.(3) Óleo Combustível - Inclui componentes destinados à produção de óleo combustível
marítimo em alguns terminais aquaviários.(4) Outros - Inclui gasolina de aviação, querosene iluminante e outros energéticos.
24
3. Refino
3.1. O que é
O refino nada mais é do que uma série de operações para organizar e tratar as
estruturas já presentes no óleo, transformando em produtos para a distribuição ao
consumidor final. Porém, antes de dar início ao refino, o óleo cru precisa passar por um
primeiro tratamento para a remoção de sais e outras partículas em suspensão, através da
dessalinização. Nela, o petróleo é aquecido com água, que posteriormente é separada
através de desemulsificadores ou através da aplicação de alto potencial elétrico. Este5
processo gera resíduos que vão para estações de tratamento.
O refino é o processo que fará a transformação do petróleo bruto para produtos do
dia a dia, como os derivados vistos no capítulo anterior. Normalmente, a estrutura das
refinarias é definida de acordo com o tipo ou mistura dos derivados que será utilizado.
Essa transformação passa, principalmente, por três grandes etapas: separação, conversão e
tratamento.
A primeira etapa consiste na separação do petróleo em frações básicas, isto é,
grupos com um número menor de compostos orgânicos. É um processo físico,
normalmente baseado em solventes ou alterações de pressão e/ou temperatura. A segunda
etapa é a transformação dessas frações por reações químicas para frações que possuem um
valor agregado maior. E, por último, o tratamento, onde se adequa o petróleo à qualidade
exigida. Assim como a indústria, os processos de refino também evoluíram e se
modernizaram ao longo dos anos. Abaixo, listam-se alguns dos processos existentes.
3.1.1. Separação
Os processos de separação tem o intuito de separar o petróleo em frações ou retirar
grupos específicos. São comumente utilizados processos como, por exemplo, a destilação,
desasfaltação a propano, desaromatização a furfural e a desparafinação a solvente.
Existem dois tipos de destilação usados na separação do petróleo: a destilação a
vácuo e a destilação atmosférica, conforme mostrado na figura 3.1. O primeiro consiste
basicamente na vaporização e na condensação, usando os diferentes pontos de ebulição dos
5 Desemulsificadores são aqueles que destroem uma emulsão ou impedem que se formem. Emulsãoé uma mistura entre dois líquidos imiscíveis formando uma mistura estável.
25
componentes da mistura. Já a torre de destilação atmosférica produz desde gás até óleo
diesel, no entanto, também produz um resíduo que é reaquecido e mandado para a torre de
vácuo. Esta, por sua vez, obtém os gasóleos leve e pesado, e também, mais resíduo.
Figura 3.1 - Esquema simplificado de destilação em 2 estágios para obtenção de
combustíveis
Fonte: [32]
Cada tipo de petróleo tem sua própria curva de destilação, o que pode influir
diretamente nos custos de refino. Segundo ROCHA [33], normalmente, quanto maior for o
seu teor de carbono ou peso molecular, maior será a temperatura de ebulição.
É importante ressaltar que a destilação de dois petróleos diferentes, na mesma
refinaria, não mudará as temperaturas de corte de ebulição, mas sim a concentração de
produto em cada faixa [33]. A depender se o óleo é leve ou pesado, as temperaturas de
corte se mantêm, porém o percentual volumétrico extraído será diferente. Desta maneira,
percebe-se que o óleo leve apresenta vantagem para a obtenção de derivados de maior
valor agregado.
26
Através da desasfaltação, que consiste na utilização de um solvente - normalmente
propano a alta pressão, pode-se obter desse resíduo o óleo desasfaltado e o resíduo
asfáltico. Além desses processos, também existe a desaromatização que consiste na
extração dos compostos aromáticos, que possuem mais de um anel benzênico. Outro
processo importante é a desparafinação, que trabalha com os resíduos do processo anterior,
separando a parafina sólida dos óleos. Já a desoleificação é similar à desparafinação,
porém acontece sob condições mais severas. Todos estes processos são realizados através
de solventes e vão produzir diferentes tipos de lubrificantes. A seguir, o processo de
conversão será discutido, este que permitiu, entre outros fatores, a maximização da
produção de óleo diesel.
3.1.2. Conversão
O desenvolvimento tecnológico da indústria trouxe novos processos que
permitiram que a produção de derivados se adaptasse à necessidade de processamento de
diferentes tipos de petróleo, atendendo à demanda por derivados com características
específicas de qualidade e quantidade. Segundo TAVARES [20] por exemplo, as
tecnologias de conversão de frações pesadas, tais como unidades de coque e
craqueamento, permitiram a maximização da produção de óleo diesel.
O craqueamento térmico é o mais antigo dos processos de conversão [33]. Seu
processo compreende a quebra das moléculas presentes no gasóleo, que é o produto da
destilação, através de altas temperaturas e pressões em moléculas, para se obter gasolina e
GLP. Atualmente, esse processo está obsoleto , sendo substituído por outros similares.6
Outras tecnologias foram desenvolvidas, como: craqueamento catalítico, um
processo de quebra de moléculas com o uso de catalisadores; o coqueamento térmico, em
condições mais severas; e a viscorredução, em condições mais brandas. Já o
hidrocraqueamento é a quebra das moléculas usando não só os catalisadores, mas também
alta concentração de hidrogênio que irá reagir com as moléculas. Embora este processo
seja mais versátil que os outros processos, ele exige um investimento alto. A reforma
catalítica e a alquilação são outros processos de conversão que também usam catalisadores,
porém com o intuito de rearranjar as moléculas e não quebrá-las somente.
6 [20] O craqueamento térmico surgiu logo após os processos de destilação. Teve importância até oinício dos anos 50, quando garantiu o atendimento da demanda de gasolina com um produto de melhorqualidade.
27
Quadro 3.2: Cronologia do desenvolvimento tecnológico do refino
Ano Fato
1914 Craqueamento térmico
1936 Craqueamento catalítico
1949 Reforma catalítica
1961 Craqueamento catalítico fluído de resíduos
1962 Hidrocraqueamento de gasóleo de vácuo
1963 Hidrocraqueamento de resíduo de vácuo
1969 Dessulfurização de resíduo atmosférico
1977 Dessulfurização de resíduo de vácuo
1984 Hidrocraqueamento de alta conversão deresíduo de vácuo
Fonte: Elaborada pelos autores [35] apud [20].
A tabela acima demonstra o desenvolvimento dos processos de conversão ao longo
do último século. No entanto, apesar dos processos iniciais de separação e conversão, é a
fase de tratamento a principal responsável por retirar impurezas e aumentar a qualidade
dos derivados produzidos, conforme discutido a seguir.
3.1.3. Tratamento
Os tratamentos são responsáveis por livrar os materiais de impurezas,
principalmente enxofre e nitrogênio, e prepará-los como produtos finais. Dentro de uma
mesma planta industrial, os processos podem ser combinados e realizados repetidas vezes.
Segundo BUENO [36], podemos separar os diferentes tratamentos de acordo com a
matéria-prima, conforme tabela na próxima página.
28
Quadro 3.3: Aplicabilidade e volume de investimento por processo de tratamento
Frações leves, baixo investimento Frações pesadas, alto investimento
Tratamento Cáustico Hidrotratamento catalítico
Tratamento Cáustico Regenerativo
Tratamento Bender
Tratamento DEA
Fonte: Elaborada pelos autores [36]
O Tratamento Cáustico Simples é uma espécie de lavagem do material com soda
cáustica ou hidróxido de potássio para eliminar os compostos de ácidos de enxofre.
Entretanto, não elimina compostos sulfurados - compostos que têm enxofre ligado a
cadeias de carbono. O tratamento é utilizado somente em frações leves por conta de suas
limitações.
O Tratamento Cáustico Regenerativo, também conhecido como Merox, é similar ao
citado anteriormente, mas por conseguir regenerar a soda cáustica consumida, seu custo
operacional é menor. Conforme ALMEIDA [37], é aplicado para o adoçamento e a
extração de frações leves. O primeiro consiste em alterar compostos de enxofre, enquanto
o segundo permite a remoção. Na torre de extração, a carga penetra pelo fundo, enquanto a
solução cáustica de lavagem a encontra no fluxo contrário, permitindo a seguinte equação,
onde R é o mercaptan :7
RSH + NaOH RSNa + H2O, (3.1)→
A solução de soda é tratada através de aquecimento e ar comprimido, e regenerada
em uma torre de oxidação, através da equação 3.2. A mistura é separada e a solução
cáustica regenerada é novamente enviada para a torre de extração.
4NaSH + 2H2O + O2 4NaOH + 2 RSSR, (3.2)→
O Tratamento Bender caminha na direção da obsolescência, pois não é eficiente no
tratamento de compostos nitrogenados. Entretanto, tem como principal objetivo aumentar
a qualidade do querosene de aviação e o faz diminuindo a corrosividade, isto é, mudando
compostos sulfurados corrosivos para formas menos agressivas.
7 Em química orgânica, tiol ou mercaptanos, são compostos organossulfurados que contém umgrupo -SH. Apresentam odor característico que lembra o de alho. Muitas vezes são acrescentados em outroshidrocarbonetos produtos finais para auxiliar na detecção como prevenção de segurança.
29
O tratamento DEA (dietanolamina) utiliza soluções com etanolaminas que são
capazes de se combinar com o sulfeto de hidrogênio, formando produtos estáveis. Já o
Hidrotratamento é um processo de hidrogenação em condições severas que consegue
aproveitar melhor compostos pesados.
Como pode-se observar, muitos foram os processos criados e os avanços
tecnológicos conquistados ao longo dos anos para se tratar o petróleo bruto e traduzi-los
em produtos finais. O próximo item discorre sobre como essas atividades se
desenvolveram no âmbito nacional e a criação das refinarias brasileiras.
3.2. O Refino no Brasil
Segundo DIAS [38], a indústria de refino no Brasil começou a se solidificar na
década de 1930. O refino teve início no Brasil alguns anos antes dos primeiros
mapeamentos das bacias sedimentares, em 1939, com a descoberta do primeiro poço em
terra. Eram, no início da década, três destilarias operando por bateladas - a Destilaria Rio
Grandense (150 barris por dia), Ipiranga S.A. (1000 barris por dia) e a refinaria das
Indústrias Matarazzo de Energia (IME) (500 barris por dia).
Ao longo do tempo, houve modernização das refinarias, como, por exemplo, a
Refinaria Ipiranga, aumentando sua capacidade de processamento para 10 mil barris de
petróleo por dia e a construção de outras duas destilarias. Apesar da CNP (Conselho
Nacional de Petróleo) prever que as refinarias seriam nacionalizadas, isso não aconteceu e
foram construídas mais três refinarias, todas privadas.
No que tange à produção, apesar do projeto de lei do então presidente Eurico
Gaspar Dutra permitir a participação do capital estrangeiro na exploração do petróleo,
havia uma grande insatisfação dos nacionalistas. Dessa forma, foi travada em 1948 uma
campanha com o lema "O petróleo é nosso". Em 1950, em campanha eleitoral Getúlio
Vargas prometeu a lei de exploração estatal, a qual cumpriu em 1953 com a criação da
Petrobras e instituição do monopólio estatal de exploração, refino e transporte. O
monopólio da Petrobras também trouxe um grande marco para o refino trazendo a
construção de uma refinaria com capacidade de 90 mbl/d - representando, inicialmente,
mais da metade da capacidade do país.
30
Em 1973, ocorreu o primeiro choque do petróleo que afetou a economia brasileira.
A OPEP (Organização dos Países Exportadores de Petróleo), detentora de cerca de 30% da
produção mundial, se viu com um grande poder político nas mãos e, para exercer pressão
sobre os Estados Unidos - que apoiou o Israel durante a Guerra de Yom Kippur - e também
proteger seu patrimônio, diminuíram suas produções e supervalorizaram o petróleo. Isso
fez com que houvesse muito mais do que falta de gasolina nos postos, fez com que os
índices de crescimento do Brasil fossem impactados. A balança comercial ficou em
desequilíbrio e deu-se início ao período de hiperinflação que duraria 20 anos, afetando
diferentes setores do governo.
Devido ao aumento das dificuldades, acreditava-se que abrir o país para empresas
estrangeiras aumentaria a independência do país, pois essas trariam investimentos e, por
consequência, fariam com que a produção aumentasse. Assim, foi determinado que a
Petrobras deveria adotar contratos de risco. Frente ao crescimento da Petrobras, as
multinacionais foram um fracasso e, apenas 13 anos depois, os contratos foram proibidos.
Gráfico 3.2 - Produção óleo em mil m3 1941-2019
Fonte: elaborada pelos autores com base em dados fornecidos pela ANP
31
Observa-se, pelo gráfico acima, que a maior parte das refinarias foram construídas
antes da década de 80, quando a produção por terra ainda era maior do que o petróleo
produzido no mar. Em 1977, iniciou-se a exploração de petróleo na Bacia de Campos que
expandiu a produção. Além disso, essa bacia é um recurso estratégico, onde são realizados
testes de tecnologias de exploração sob águas profundas.
Após quatro décadas, em 1997, foi promulgada a Lei 9.478/97 que extingue o
Departamento Nacional de Combustíveis (DNC) do Ministério de Minas e Energia
(MME), então responsável pela regulação do setor petróleo, e institui-se a Agência
Nacional do Petróleo (ANP) que passa a exercer a regulação do setor. Este marco
flexibiliza o monopólio da União para fins de exploração e produção, transporte, refino e
comércio exterior e define a venda de combustíveis por distribuidoras e postos
revendedores.
Desta maneira, chegou-se ao fim o monopólio da Petrobras. Com a aprovação da
Lei do Petróleo, outras empresas poderiam participar da exploração através de concessões,
autorizações ou contratos. Apesar de tudo a estatal continuou sendo a líder do país. Em
2000, recebeu a concessão do bloco BM-S-10 na Baía de Santos que teria como
consequência indireta a perfuração dos poços do pré-sal.
Seis anos depois, a Petrobras declarou a autossuficiência do país, isto é, capaz de
produzir mais do que é consumido. Apesar de ser uma conquista representativa, a
capacidade de refino ainda não é auto suficiente, fazendo com que ainda sejamos
dependentes da importação. No entanto, a esse ponto, a Petrobras já havia adquirido
grande parte das refinarias e o único movimento significativo foi a troca de ativos com a
Repsol, diminuindo sua participação no refino nacional para 96%.
Apesar de ter apresentado um crescimento surpreendente durante vários anos, em
2014 a Petrobras sofreu uma reviravolta. A operação Lava-Jato revelou um grande
esquema no qual a estatal contratava empreiteiras em licitações fraudadas,
supervalorizando os valores das obras. A operação combinada com a baixa do preço do
petróleo trouxe danos econômicos significativos. Houve corte de 30% dos investimentos
da empresa provocando um efeito cascata em diversos outros setores.
Em suma, a Petrobras foi fundada no dia 3 de outubro de 1953, através da
articulação do então Presidente Getúlio Vargas, com a responsabilidade de estudar, extrair,
refinar e distribuir o petróleo nacional. Nesse contexto, suas primeiras refinarias foram
32
todas doadas pelo CNP, órgão que depois foi incorporado pelo Ministério de Minas e
Energia. Dessa forma, foi-se construindo, como no gráfico 3.2 e figura 3.2, a maior
empresa petrolífera do Brasil.
33
Figura 3.2 - Trajetória da Petrobras
Fonte: Elaborado pelos autores baseado em [40]
34
Inicialmente, a empresa não possuía capacidade de abraçar a exploração já feita
pelas empresas estrangeiras e a preocupação com o desenvolvimento do setor vinha desde
antes de sua criação. Uma preocupação não só com a tecnologia, mas também com a mão
de obra. Foi criado então, em 1963, o CENPES, Centro de Pesquisa e Desenvolvimento,
que tinha como objetivo a realização de pesquisas científicas que acabariam por expandir a
produção. A estatal teve várias dificuldades por conta de sua limitação tecnológica, falta de
conhecimento e custos elevados. Para reverter essa situação para um cenário mais otimista,
a estatal investiu em um centro de pesquisa e no intercâmbio de profissionais com
empresas mais experientes.
35
Gráfico 3.3: Produção pré-sal x pós-sal
Fonte: [39]
36
Em 2006, foi anunciado o pré-sal, camada de petróleo localizada em grandes
profundidades sob o oceano e que consiste também em uma boa qualidade de óleo e alto
volume a ser explorado. A importância dos campos novos é demonstrada no gráfico acima,
onde percebe-se a compensação natural na queda dos poços do pós-sal pelo pré-sal. De
início, houve um grande desafio tecnológico relacionado a sua extração, superado
principalmente pela capacitação da empresa. Com todos esses movimentos, a Petrobras se
posicionou como líder na comercialização de derivados de petróleo.
Dentro da lógica da integração vertical, o refino é visto como parte integrante da
cadeia petrolífera, onde nem sempre as empresas integradas buscam uma margem de
retorno específica para este segmento da cadeia. A operação integrada entre downstream e
upstream gera um compromisso de longo prazo entre as unidades de negócio em
detrimento da flexibilidade da refinaria para realizar as compras de óleo cru [41]. Desta
forma, a tendência é que se tenham refinarias desintegradas, com o objetivo de
maximização de valor. No caso da Petrobras, a opção foi concentrar-se nas atividades dos
maiores campos e com principal mercado consumidor e desinvestir das outras. Algumas
das principais refinarias serão discutidas a seguir.
3.3. Refinarias brasileiras
São hoje 17 refinarias distribuídas pelo Brasil, sendo 13 da Petrobras. O Brasil tem
a 8ª maior capacidade de refino no mundo, chegando a cerca de 2 milhões de barris.
Abaixo, pode-se ver sua produção relativa e a capacidade de refino. E no decorrer do
capítulo será apresentado um breve resumo de cada uma delas.
37
Gráfico 3.4: Volume e capacidade por refinaria
Fonte: ANP [30]
3.3.1. Refinarias Petrobras
3.3.1.1. Refinaria Nacional de Petróleo (RLAM)
A Refinaria Landulpho Alves foi a primeira refinaria nacional de petróleo. Criada
em 1950, foi impulsionada pela descoberta de petróleo na Bahia, onde também fica
localizada. Nela são processados 31 tipos de produtos diariamente, entre eles é a única no
Brasil a processar o food grade, uma parafina de teor alimentício.
Em 1953, a refinaria teve sua primeira expansão. Nesse projeto foi instalada a
primeira unidade catalítica no Brasil. Um ano depois foi incorporada à Petrobras. Depois
de várias expansões, hoje, a refinaria tem 26 unidades de processo e capacidade de
processar 323 mbbl/d, atendendo principalmente os estados da Bahia e Sergipe e países
como Estados Unidos, Argentina e países da Europa.
38
3.3.1.2. Refinaria Duque de Caxias (REDUC)
A Refinaria Duque de Caxias foi a primeira refinaria construída pela Petrobras e
possui uma das maiores capacidades instaladas, é responsável por 80% da produção de
lubrificantes e pelo maior processamento de gás natural no país. De acordo com a ANP, a
REDUC tem capacidade de armazenamento de 1 bilhão de litros de petróleo cru e 1,8
bilhão de litros de derivados de petróleo, intermediários e etanol, representando a segunda
maior capacidade de armazenamento do país.
Segundo a ANP, a REDUC chegou a R$20 bilhões de faturamento em 2017. No
mesmo ano, ao passo que a refinaria funcionava 24 horas por dia durante todos os dias do
ano, empregava cerca de 3 mil pessoas.
A localização, em Duque de Caxias, no Rio de Janeiro, se deu principalmente aos
mercados que se queria atender, Rio de Janeiro, Minas Gerais e Espírito Santo. Além
disso, é localizada próxima à Baía de Guanabara facilitando o transporte e
disponibilizando água sem grandes dificuldades.
Essa unidade tem sido um dos ativos mais importantes para a Petrobras e tem se
modernizado cada vez mais a fim de atender um mercado cada vez mais exigente. Hoje
pode-se encontrar na refinaria 46 unidades de processos e 55 tipos de produto, com uma
capacidade de processamento de 239.000 bbl/d. Além disso, atende não só os estados que
se pretendia inicialmente, mas também São Paulo, Bahia, Ceará, Paraná e Rio Grande do
Sul.
Como citado anteriormente, a Petrobras irá abrir mão do monopólio de refino no
país, no entanto, pelo seu caráter estratégico a REDUC não se encontra no programa.
Segundo o novo presidente, Roberto Castello Branco, a ideia é com a venda das demais
refinarias, investir US$6 bilhões no ativo, modernizando-o.
Os petróleos processados pela REDUC são do tipo pesado (nacional,
principalmente petróleo Cabiúnas Mistura) e leve (importado, principalmente Basrah,
Arabe Leve, Medanitos, Brass River, Bonny Light). Também são processadas correntes de
gás natural da região de Campos encaminhadas à refinaria através de dois gasodutos. Na
tabela, no Apêndice B, pode-se ver as unidades presentes na unidade bem como a
capacidade de processamento.
39
3.3.1.3. Refinaria Presidente Bernardes (RPBC)
A Refinaria Presidente Bernardes tem uma alta capacidade de conversão, capaz de
produzir produtos de alto valor econômico e padrão internacional. Sua construção fez parte
do Plano SALTE, plano realizado pelo governo Dutra a fim de estimular alguns setores da
economia. Foi uma importante construção, responsável por formar os primeiros técnicos
que instalaram outras unidades da Petrobras, segundo Rogério Daisson, é considerada por
isso “uma escola de petroleiros”.
Sua localização foi fruto de um extenso debate, uma vez que deveria estar no ponto
mais estratégico em relação ao oleoduto que seria construído. Em 1948 foi feita a
concessão para a construção do duto ao longo da Santos-Jundiaí, que já transportava 80%
dos combustíveis líquidos recebidos pelo Porto de Santos. Em 1949 foi anunciado que a
refinaria deveria ser construída em Cubatão, também em São Paulo.
Em 1954 a refinaria foi incorporada à Petrobras, que se tornou a responsável pela
finalização das obras. Hoje ela produz 178 mbbl/dia e a maior parte de seus produtos serve
à capital paulista, produzindo 8% do total de derivados do país, onde cerca de metade do
petróleo processado é oriundo do pré-sal.
3.3.1.4. Refinaria Gabriel Passos (REGAP) e Refinaria Alberto Pasqualini (REFAP)
O projeto de ambas as refinarias, Refinaria Gabriel Passos e Refinaria Alberto
Pasqualini, foi parecido e tinha como objetivo atender o mercado regional. A primeira
localizada em Minas Gerais, atenderia o próprio estado, Goiás e Brasília. A segunda
localizada no Rio Grande do Sul atenderia toda a região Sul do país. Elas possuem,
respectivamente, capacidade de processamento de 150 mbbl/d e 201 mbbl/d.
3.3.1.5. Refinaria Capuava (RECAP) e Refinaria Isaac Sabbá (REMAN)
O Conselho Nacional do Petróleo permitiu, desde seu início, a iniciativa privada no
que tange à atividade de refino. A Refinaria Capuava, em São Paulo, iniciou suas
atividades em 1954 enquanto a Refinaria Isaac Sabbá, no Amazonas, iniciou em 1957.
40
Ambas foram adquiridas e rebatizadas pela Petrobras em 1974 e possuem capacidade de
processamento de, respectivamente, 53 mbbl/dia e 46 mbbl/dia.
3.3.1.6. Refinaria de Paulínia (REPLAN)
Atualmente, a Refinaria de Paulínia em São Paulo, é a com maior capacidade
instalada chegando a 434 mbbl/d, inaugurada em 1972, a refinaria nasceu após um
momento de crescimento extraordinário impulsionando a demanda interna. A refinaria foi
construída em apenas mil dias, se tornou referência para a indústria. A gigante se encontra
em um ponto estratégico próxima a pontos de escoamento da produção.
3.3.1.7. Outras refinarias Petrobras
A Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR) e a Refinaria Henrique Lage
(REVAP) começaram a operar no final da década de 70 a fim de aumentar a capacidade da
Petrobras. A Repar, Refinaria Presidente Getúlio Vargas, está localizada no Paraná e é
responsável por 12% da produção nacional de derivados. É uma planta tecnológica com
preocupação ambiental e possui capacidade de 207 mbbl/d. Já a REVAP, Refinaria
Henrique Lage, modernizada em 2012 a fim de atender os padrões de qualidade, é capaz
de processar 252 mbbl/d, correspondendo a 14% da produção nacional.
A Refinaria Lubrificantes e Derivados do Nordeste (LUBNOR) é, segundo a
Petrobras, uma das maiores na produção de asfalto e a única na produção de lubrificante
naftênico, utilizado para compressores de refrigeração. Possui uma capacidade de 8
mbbl/d.
O Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro, também conhecido como Comperj,
ainda está em construção com previsão para início das suas atividades em 2020. Essa
unidade será uma unidade de processamento de gás natural com capacidade de 21 milhões
Nm3/d .
A Refinaria Potiguar Clara Camarão começou suas operações em 2010 e tornou o
Rio Grande do Norte um dos primeiros estados a se tornar totalmente independente a
respeito da produção dos derivados de petróleo. Apesar dos investimentos para aumento de
capacidade e aprimoramentos técnicos, em 2017 a refinaria foi rebaixada a ativo industrial,
sendo excluída do Plano Estratégico. Sua capacidade é de 6000 m3/d.
41
Já a Refinaria Abreu e Lima foi a última a entrar em operação, em 2014.
Construída em Pernambuco é a planta mais moderna da Petrobras, que declarou ser essa a
refinaria com maior nível de automação. Sua capacidade é de 230 mbbl/ dia e seu foco é o
diesel, responsável por 70% da produção. A Petrobras pretende alcançar uma
independência maior quanto às importações do país atendendo as regiões Norte e
Nordeste.
3.3.2. Outras refinarias
Segundo a ANP, há um total de 17 refinarias, onde apenas 4 não pertencem à
Petrobras, representando apenas 1,8% da capacidade total de refino do Brasil. No entanto,
para se avaliar o desenvolvimento, serão discutidas algumas das teorias de valuation, para
se verificar em seguida o potencial de geração de caixa.
42
4. Teorias de Valuation - Referencial Teórico
4.1. Teoria de Fluxo de Caixa Descontado e suas limitações
Dentro da Teoria de Finanças, diversas formas de se avaliar o valor de ativos foram
desenvolvidas. A compreensão do valor de um ativo é de suma importância tanto por sua
contribuição para processos decisórios de investimento ou desinvestimento, quanto para
servir de base para análise de decisões estratégicas, maximizando o retorno para acionistas.
Na figura 4.1, podemos observar o fluxograma de potencialização do valor de mercado.
Figura 4.1: Fluxograma de potencialização de valor de mercado
Fonte: Elaborado pelos autores [42]
Os métodos de valuation podem ser separados entre intrínsecos - quando são
baseados no próprio retorno que o ativo estudado é capaz de oferecer ao acionista, - e
relativos, quando são desenvolvidos através de métodos comparativos entre outros entes
similares, presentes no mesmo ou em outros mercados. Este capítulo versará sobre as
principais metodologias de precificação que servirão como base para o estudo de caso das
43
refinarias no próximo capítulo, começando pela análise de um dos métodos intrínsecos, o
Fluxo de Caixa Descontado.
4.1.1. Valor Presente Líquido
O método do Fluxo de Caixa Descontado se baseia na teoria de que o valor atual de
um ativo está relacionado aos possíveis benefícios futuros que ele será passível de prover.
Para a avaliação, se determina as estimativas dos fluxos de caixa futuros e, depois, os
desconta utilizando taxas que traduzem o risco associado ao contexto macro e da própria
companhia de se não receber estes benefícios. O modelo, então, segue a premissa básica:
, (4.1), onde:𝑉𝑃𝐿 = 𝑡=1
𝑡=𝑛
∑𝐹𝐶
𝑡
(1+𝑟)𝑡
VPL = Valor presente líquido;
n = vida útil do ativo;
r = taxa de desconto;
FCt = Fluxo de caixa no período t.
É importante notar que, para que um ativo tenha valor, é necessário que ele tenha
um fluxo de caixa positivo em algum momento do tempo. Uma análise simplista do
modelo tradicional de Fluxo de Caixa Descontado implica em três opções: investir em
todos os projetos com VPL>0; rejeitar os projetos com VPL<0 e entre dois projetos
mutuamente exclusivos, escolher o de maior VPL.
Em relação a equação anterior, a própria concepção da projeção do fluxo de caixa
pode ou não levar em consideração parte do risco traduzido pela taxa de desconto.
Portanto, existem duas opções. A primeira é traçar o valor esperado do fluxo de caixa no
tempo através de todos os cenários, bons ou ruins. Desta forma, a taxa de desconto ajusta o
risco da seguinte maneira:
(4.2), onde:𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑜 𝐴𝑡𝑖𝑣𝑜 = 𝐸(𝐶𝐹
1)
(1+𝑟)1 + 𝐸(𝐶𝐹
2)
(1+𝑟)2 + 𝐸(𝐶𝐹
3)
(1+𝑟)3 +... + 𝐸(𝐶𝐹
𝑛)
(1+𝑟)𝑛
= Valor esperado do Fluxo de Caixa no período n;𝐸(𝐶𝐹𝑛)
taxa de desconto.𝑟 =
Outra abordagem seria ajustar o próprio fluxo de caixa pelo risco. Desta forma,
como cada parcela já estaria ajustada pelo seu próprio risco, seria necessário somente
ajustá-la pelo risco livre:
44
(4.3), onde:𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑜 𝐴𝑡𝑖𝑣𝑜 = 𝐸𝐶(𝐶𝐹
1)
(1+𝑟𝑙)1 +
𝐸𝐶(𝐶𝐹2)
(1+𝑟𝑙)2 +
𝐸𝐶(𝐶𝐹3)
(1+𝑟𝑙)3 +... +
𝐸𝐶(𝐶𝐹𝑛)
(1+𝑟𝑙)𝑛
Equivalente Certo do Fluxo de Caixa;𝐸𝐶(𝐶𝐹𝑛) =
taxa livre de risco.𝑟𝑙
=
A estimativa dos fluxos de caixa futuros também podem levar em conta ou não as
expectativas de inflação. Para variações nominais, pode-se ter um enfoque no crescimento
operacional e não necessariamente em preços. Neste caso, a taxa de desconto também deve
ser nominal, respeitando-se as implicações da escolha da moeda. No caso dos fluxos de
caixa serem reais, as taxas de desconto devem acompanhar e também serem reais.
4.1.2. Fluxo de caixa para o acionista
Dentre várias metodologias para se calcular o valor do ativo através do fluxo de
caixa descontado, cita-se a separação entre o enfoque que visa avaliar a empresa como um
todo daquela que visa apenas a parte do acionista. A última leva em consideração os fluxos
de caixa após as deduções de todas as despesas, juros e bônus fiscais, enquanto a primeira
leva em consideração o pagamento de juros. É importante ressaltar que tanto pela primeira
ótica, quanto pela segunda, ambos devem encontrar o mesmo valor.
O fluxo de caixa para o acionista se refere aos fluxos futuros derivados do ativo
total os quais o acionista terá direito sobre. Se estes são os fluxos de caixa que serão
avaliados, então a taxa de desconto que deverá ser usada é aquela que traduz o retorno do
investimento que os acionistas deveriam ter, dado o risco.
O custo de capital do patrimônio líquido ( representa a variância do ativo𝐾𝑝𝑙
atrelada ao patrimônio líquido. Para aqueles mais arriscados, o custo se torna maior, logo é
necessário um retorno maior. Pelo enfoque do fluxo de caixa do acionista, temos:
, (4.4)𝑉𝑃𝐿 = 𝑡=1
𝑡=𝑛
∑𝐹𝐶
𝑎
(1+𝐾𝑝𝑙
)𝑡
onde:
VPL = Valor presente líquido;
n = vida útil do ativo;
= Custo do Patrimônio Líquido;𝐾𝑝𝑙
FCa = Fluxo de caixa do acionista no período t.
45
Para empresas que apresentam pagamento de dividendos constante, o modelo de
crescimento de dividendos é mais utilizado. Neste caso, elas já apresentam crescimento
constante. O cálculo do custo médio ponderado de capital é feito da seguinte forma:
, (4.5), onde:𝐾𝑝𝑙
= 𝐷𝑃𝐴
1
𝑃0
+ 𝑔
= custo do patrimônio líquido;𝐾𝑝𝑙
DPA1 = dividendo por ação no ano 1;
Preço por ação atual;𝑃0
=
g = taxa de crescimento dos dividendos.
4.1.3. Fluxo de caixa para a empresa
Quando estima-se o valor da empresa como um todo, utiliza-se o cálculo do fluxo
de caixa total da empresa sendo descontada pelo custo médio ponderado de capital (CMPC
ou WACC - Weighted Average Cost of Capital). Este custo engloba as diferenças entre o
custo de capital de terceiros e o custo de capital próprio. Portanto, visto que a maioria das
empresas emite dívida e se financia de diferentes formas, este método visa estabelecer uma
média ponderada das fontes de financiamento.
, (4.6), onde:𝑉𝑃𝐿 = 𝑡=1
𝑡=𝑛
∑𝐹𝐶
𝑒
(1+𝑊𝐴𝐶𝐶)𝑡
FCe = Fluxo de caixa da empresa;
WACC = Custo médio ponderado de capital.
O WACC é uma forma de equilibrar as diferentes demandas pelo fluxo de caixa,
dívida e patrimônio líquido. Pode ser calculado da seguinte fórmula:
, (4.7), onde:𝑊𝐴𝐶𝐶 = 𝐾𝑝𝑙
( 𝐸𝐷+𝐸 ) + 𝑘𝑑 ( 𝐷
𝐷+𝐸 )
Custo médio ponderado de capital;𝑊𝐴𝐶𝐶 =
Custo do patrimônio líquido; 𝐾𝑝𝑙
=
Patrimônio líquido;𝐸 =
= Custo do capital de terceiros;𝑘𝑑
Dívida total.𝐷 =
46
4.1.4. Custo do Patrimônio Líquido
Tanto para a primeira forma, quanto para a segunda, é necessário encontrar o custo
do patrimônio líquido. Para tal, diversos modelos foram desenvolvidos. Um deles é o
chamado Capital Asset Pricing Model (CAPM). Este modelo de precificação de ativos é
calculado através de uma equação que demonstra a relação entre o valor do dinheiro (taxa
livre de risco), prêmio por risco de mercado, e o nível de risco sistemático. Foi
originalmente proposto por SHARPE [43] e LINTNER [44], seguindo a otimização de
média-variância de MARKOWITZ [45]. A teoria prevê que o retorno esperado de um
ativo acima da taxa de risco livre é proporcional ao risco não diversificado, que é a medida
de covariância do retorno de um ativo com o portfólio composto de todos os ativos
disponíveis no mercado. Sua utilização permite estimar o risco do investimento que é
adicionado a um portfólio de mercado diversificado.
, (4.8)𝐸(𝑅) = 𝑅𝑓 + β(𝐸(𝑅
𝑚) − 𝑅
𝑓)
(4.9), onde:β𝑖
=𝐶𝑜𝑣(𝑟
𝑖,𝑟
𝑚)
σ𝑚
2
= Retorno esperado para o patrimônio líquido;𝐸(𝑅)
Retorno do ativo livre de risco;𝑅𝑓
=
Índice beta do patrimônio líquido;β =
Retorno esperado sobre o índice de mercado. 𝑅𝑚
=
Outro modelo, derivado da Teoria de Precificação por Arbitragem, é o Arbitrage
Pricing Model (APM), que permite a inclusão de múltiplos fatores de risco de mercado
através de uma função linear para o cálculo do retorno esperado do ativo financeiro. Cada
fator é acompanhado de um para ampliar a sensibilidade. Se opõem ao CAPM trazendoβ
uma possível melhor calibragem, já que o modelo anterior assume que o risco e
rentabilidade do ativo está determinado na sua correlação com o mercado.
(4.9), onde:𝐸(𝑅) = 𝑅𝑓
+ Σβ𝑗(𝑅
𝑗− 𝑅
𝑓)
= Retorno esperado para o patrimônio líquido;𝐸(𝑅)
Retorno do ativo livre de risco;𝑅𝑓
=
47
Índice beta de cada ativo;β𝑗 =
Retorno esperado sobre cada ativo. 𝑅𝑗 =
O modelo de Multifatores se baseia na mesma estratégia do modelo anterior
(APM), porém se utiliza de fatores macroeconômicos, como taxa de juros e inflação.
,(4.10), onde:𝑅 = 𝑅𝑖 + 𝛽𝑖𝐹 + 𝜀𝑖
𝑅 = Retorno do ativo;
𝑅i = Parcela esperada do ativo;
𝛽i = Sensibilidade do ativo a um fator macro;
𝐹 = Variação inesperada do fator;
𝜀i = Variação inesperada de um fator micro ou da empresa.
Com cada vez mais dados disponíveis, foi possível refinar o modelo Proxy,
utilizado através de coeficientes de regressão. Neste modelo, por exemplo, pode-se optar
pelo valor de mercado total como uma proxy para o risco, visto que, analisando o mercado
a longo prazo, empresas menores tendem a dar retornos maiores do que empresas maiores,
portanto, tendem a ser mais arriscadas.
É possível utilizar também um modelo compósito, ou seja, um modelo que seja
calculado utilizando proporções de cada um dos modelos anteriores. Porém, observa-se
que há um input comum para todos os modelos anteriores, a taxa livre de risco.
4.1.5. Taxa Livre de Risco
A escolha da taxa de risco passa por alguns critérios. Primeiro, a entidade que
emite o título com o risco associado deve ter o mínimo possível de risco de default. Outro
critério é que não haja risco de reinvestimento. Dependendo do prazo que seja considerado
a taxa, o título pode ser menor, o que implicaria na necessidade de reaplicação ao final do
período com taxas desconhecidas de antemão. O prazo também deve ser considerado, pois
deve ser de acordo com a previsão dos fluxos de caixa. As taxas de risco em diferentes
prazos de tempo tendem a ser bastante diferentes.
Em uma análise inicial, pode-se levantar a ideia que os emissores que apresentam
as menores taxas de risco são os governos. No entanto, é importante ressaltar que nem
48
todos os títulos governamentais são livres de risco. Por exemplo, se a avaliação levar em
conta uma taxa de risco livre em euros, seria possível utilizar os títulos de diversos países,
com taxas variadas. A melhor escolha seria a daquele país com a menor taxa possível.
Para a escolha de uma taxa livre de risco utilizando reais como moeda, é possível
avaliar a utilização da taxa de títulos de 10 anos emitidos pelo Governo Brasileiro. No
entanto, avaliando o rating do país em questão, percebe-se que o mesmo, pelo menos nos
últimos 20 anos, não foi classificado pelas agências de risco com a melhor nota quanto à
possibilidade de default [46]. Neste contexto, uma proxy para se encontrar a taxa livre de
risco em reais, é a utilização da taxa do título governamental descontado de seu risco de
default, traduzido pelas taxas de CDS (Credit Default Swap).
(4.11) onde𝑅𝑓
= 𝑇𝑏𝑟
− 𝐶𝐷𝑆𝑏𝑟
Taxa livre de risco;𝑅𝑓
=
Taxa de título governamental;𝑇𝑏𝑟
=
Credit Default Swap Brasil.𝐶𝐷𝑆𝑏𝑟
=
Os títulos de CDS são instrumentos derivativos criados para prover uma forma de
seguro contra o risco de default de um outro título de dívida. O fluxo funciona como
abaixo, na figura 4.2.
Figura 4.2: Fluxo de funcionamento dos CDS's
Fonte: Elaborado pelo autores
49
O valor presente de todos os prêmios de pagamento do CDS devem ser iguais ao
valor presente esperado para que o valor presente líquido seja igual a zero para ambas as
partes do contrato. Segundo o modelo de HULL [47], o preço do CDS pode ser calculado
da seguinte forma:
, (4.12), onde:π = 1 − 0
𝑇
∫ 𝑞(𝑡)𝑑𝑡
probabilidade de risco neutro de não-default durante a duração do swap;π =
densidade de probabilidade no tempo t;𝑞(𝑡) =
data de maturação do CDS.𝑇 =
Se não houver default, o valor presente dos pagamentos é:
, (4.13), onde:ωµ(𝑇)
pagamento por ano total feito pelo contratante;ω =
o valor presente de pagamentos (calculado sob taxa de 1 unidadeµ(𝑇) =
monetária) entre o tempo zero e o tempo T.
Se houver default no tempo t, o valor presente dos pagamentos será:
, (4.14), onde:ω[µ(𝑡) + 𝑒(𝑡)]
Valor presente do pagamento acumulado no tempo t igual a t − t∗, onde t∗ é𝑒(𝑡) =
a data de pagamento imediatamente anterior ao tempo t. Desta forma, o valor esperado do
pagamento é:
, (4.15)ω0
𝑇
∫ 𝑞(𝑡)[µ(𝑡) + 𝑒(𝑡)]𝑑𝑡 + ωπµ(𝑡)
O valor presente dos pagamentos esperados do CDS é
, (4.16), onde:0
𝑇
∫[1 − 𝑅 − 𝐴(𝑡) 𝑅]𝑞(𝑡)𝑣(𝑡)𝑑𝑡
Juros acumulados da obrigação de referência no tempo t como um𝐴(𝑡) =
percentual do valor de face;
Taxa esperada de recuperação da obrigação de referência em um ambiente de𝑅 =
risco-neutro. Assume-se que seja independente do tempo de default e igual a taxa de
recuperação nos títulos usada para calcular q(t) e o valor do CDS para o comprador seja o
valor presente dos pagamentos esperados menos o valor presente dos pagamentos feitos
50
pelo comprador. O spread do CDS, s, é o valor de w que faz a expressão abaixo ser igual a
zero:
, (4.17), onde:𝑠 = 0
𝑇
∫[1−𝑅 − 𝐴(𝑡)𝑅]𝑞(𝑡)𝑣(𝑡)𝑑𝑡
0
𝑇
∫𝑞(𝑡)[µ(𝑡)+𝑒(𝑡)]𝑑𝑡 + πµ(𝑡)
Desta maneira, verifica-se o por que de utilizar o CDS.
Segundo STETTNER [48] risco é uma falha, um resultado não esperado, a
probabilidade de um desastre acontecer. Entretanto, os riscos podem ser reduzidos ou
gerenciados. Logo, pode ser modelado, medido e então minimizado, através de controle e
gerenciamento.
De um ponto de vista financeiro, STETTNER [48] prossegue afirmando que
podemos ter duas abordagens: para especuladores, é uma oportunidade para se criar
ganhos extras, para outro grupo o principal problema é eliminar o risco dos investimentos.
Consequentemente, existem investidores buscando riscos enquanto há investidores lutando
contra riscos através da introdução de instrumentos financeiros mais seguros.
4.1.6. Prêmio de risco de patrimônio líquido
O prêmio de risco de patrimônio líquido é o prêmio que investidores cobrariam por
investir em ativos mais arriscados. O prêmio pode ser visto como quanto um investidor
cobraria por investir em um ativo mais volátil em relação a um ativo menos arriscado ou
livre de risco. Pode-se estimar o prêmio de risco do patrimônio líquido através de duas
maneiras básicas: a primeira, através de uma visão para o risco histórico e a outra é uma
maneira dinâmica olhando para o futuro. [76]
, (4.18) onde:𝑃𝑝𝑙
= 𝑓(𝑟𝑎, 𝑟
𝑝𝑙)
Prêmio de risco;𝑃𝑝𝑙
=
Aversão ao risco;𝑟𝑎
=
risco médio em investimentos de equity.𝑟𝑝𝑙
=
Para os prêmios de risco calculados utilizando dados históricos, é preciso ressaltar
que as estimativas podem apresentar erro padrão significativo. Dados históricos podem ser
enviesados dado desempenho de mercados específicos em condições macro específicas,
51
que podem não se traduzir no futuro, pelo tamanho da amostra, pelas escolhas dos dados, e
também pela forma com que se calcula, como por exemplo a opção entre se utilizar médias
geométricas ou aritméticas. [76]
O cálculo do prêmio de risco com visão futura é feito através de um proxy com o
mercado de títulos de dívida. Analisando um título de dívida, é possível calcular o seu
rendimento até a maturidade através da seguinte equação:
(4.19), onde:𝑌𝑇𝑀 = 𝑛 𝑉𝐹𝑃𝐴 − 1
Yield to Maturity;𝑌𝑇𝑀 =
Valor de face;𝑉𝐹 =
Preço do Ativo.𝑃𝐴 =
No caso de pagamento de cupons, que variam de acordo com o tempo, assim como
o preço atual, é possível utilizar:
(4.20), onde:𝑃𝑟𝑒ç𝑜 𝑑𝑜 𝑡í𝑡𝑢𝑙𝑜 =1
𝑛
∑ 𝐶
𝑛
(1+𝑌𝑇𝑀)𝑛
(4.21)𝑃𝑟𝑒ç𝑜 𝑑𝑜 𝑡í𝑡𝑢𝑙𝑜 = (𝐶 × 1− 1
(1+𝑌𝑇𝑀)𝑛
𝑌𝑇𝑀 ) + (𝐹𝑉 × 1
(1+𝑌𝑇𝑀)𝑛 )
Cupom;𝐶 =
FV = Valor nominal.
Desta forma, pode se adaptar para o mercado acionário. A partir da escolha de um
índice, é possível calcular o retorno esperado deste índice, utilizando-se alguns dados
como premissa. O primeiro é o preço do índice em determinado tempo. O fluxo de caixa
pode se dar através de dividendos e de recompra de ações. A partir de projeções, é possível
estimar o crescimento de dividendos e recompras para os próximos anos. Dado o
crescimento e as estimativas de fluxo de caixa, é possível saber a taxa [76]
(4.22), onde:𝑃í𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒
=𝐹𝐶
1
(1+𝑟) +𝐹𝐶
2
(1+𝑟) +𝐹𝐶
3
(1+𝑟) +𝐹𝐶
4
(1+𝑟) +𝐹𝐶
1(1+𝑟
𝑓)
(𝑟−𝑟𝑓)(1+𝑟)𝑛
P = Preço do índice;í𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒
FC = Fluxo de caixa;
= taxa de desconto;𝑟
= taxa de risco livre.𝑟𝑓
52
Assume se que todas as empresas em um país são expostas da mesma forma ao
risco do país, assim:
(4.23), onde:𝐸(𝑟𝑒𝑡𝑢𝑟𝑛) = 𝑟𝑓
+ 𝐶𝑅𝑃 + β(𝑀𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒 𝐸𝑅𝑃)
CRP = Prêmio de risco adicional do país;
= Medida de risco sistemático;β
= Prêmio de risco de patrimônio de mercado maduro.𝑀𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒 𝐸𝑅𝑃
Assume que a exposição de uma empresa ao risco do país é similar a sua exposição
a outro risco de mercado:
(4.24)𝐸(𝑟𝑒𝑡𝑢𝑟𝑛) = 𝑟𝑓
+ β(𝑀𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒 𝐸𝑅𝑃 + 𝐶𝑅𝑃)
Trata o risco do país como um fator de risco separado e permite às empresas terem
diferentes exposições ao risco do país. Pode-se utilizar, por exemplo, a proporção de
receitas provenientes de vendas não-domésticas:
(4.25)𝐸(𝑟𝑒𝑡𝑢𝑟𝑛) = 𝑟𝑓
+ β(𝑀𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒 𝐸𝑅𝑃) + λ(𝐶𝑅𝑃)
(4.26) λ = %𝑟𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑜𝑚é𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎𝑓𝑖𝑟𝑚𝑎
/ %𝑟𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑜𝑚é𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎𝑚é𝑑𝑖𝑎 𝑓𝑖𝑟𝑚𝑎
Duas perspectivas, o risco do país baseado no local de incorporação da companhia.
Uma empresa em um país desenvolvido não assume o risco de países em desenvolvimento.
Outra perspectiva é utilizar uma média ponderada dos prêmios de risco os quais a empresa
faz negócios com os pesos baseados na receita ou lucro operacional. Caso ela seja exposta
a vários países, é possível ter uma média ponderada. [76]
4.1.7. Beta
Dado o prêmio de risco e a taxa livre de risco, já é possível avaliar o custo de
patrimônio líquido para uma empresa média. No entanto, é preciso entender o quão
arriscada é a empresa dentro de uma cesta de investimentos. Existem vários modelos para
se analisar o chamado beta, entre eles: CAPM, APM / Modelo de multifatores, média do
setor beta, modelo de variância de preço, baseado em custo de dívida, beta implícito /
custo de patrimônio líquido, proxy, compósito, razões de balanço patrimonial, beta de
lucros contábeis, volatilidade de lucros contábeis. [76]
53
É possível calcular o beta para o modelo CAPM através de uma regressão dos
retornos das ações contra o retorno do mercado:
(4.27)𝐸(𝑅) = 𝑅𝑓 + β(𝐸(𝑅
𝑚) − 𝑅
𝑓)
(4.28) = 𝑅𝑓(1 − β) + β(𝑅
𝑚)
(4.29), onde:𝐸(𝑅) = 𝑅𝑗
= 𝑎 + 𝑏𝑅𝑚
Retorno do ativo;𝑅𝑗
=
intercepto, mostra a performance do ativo durante o período da regressão;𝑎 =
inclinação da regressão, indica o quão o ativo é arriscado;𝑏 =
Retorno do mercado.𝑅𝑚
=
O R-quadrado da regressão provê uma estimativa da variância do ativo que pode
ser explicada pelo risco de mercado. É possível avaliar o R-quadrado como uma medida
econômica que indica que quando o valor for alto, a maior parte do risco é derivada de um
risco macroeconômico e o inverso, que o risco é proveniente da própria empresa. Para o
cálculo do retorno, costuma-se utilizar o log-retorno, ao contrário do retorno linear:
(4.30)𝑟𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎𝑟 = 𝑝𝑟𝑒ç𝑜
𝑡𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙−𝑝𝑟𝑒ç𝑜
𝑡𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙
𝑝𝑟𝑒ç𝑜𝑡𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙
(4.31)𝐿𝑜𝑔 𝑅𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 = 𝐿𝑛 𝑝𝑟𝑒ç𝑜
𝑡𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙
𝑝𝑟𝑒ç𝑜𝑡𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙
( )(4.32)β = 𝑐𝑜𝑣(𝑟𝑚, 𝑟𝑖)
𝑣𝑎𝑟 (𝑟𝑚)
A inclinação da curva corresponde ao beta da ação e mede o risco. Segundo
Damodaran, a metodologia proposta até o momento apresenta diversos problemas, como
erro-padrão alto, o fato de que reflete a empresa apenas no período de escolha da regressão
(ou seja, um olhar para o passado), e também leva em conta os aspectos financeiros,
principalmente a alavancagem no período, ao invés da alavancagem atual. A relevância da
ação dentro do índice de comparação é outro ponto a se pesar. [76]
Dependendo da natureza do produto ou serviço oferecido pela empresa, ceteris
paribus quanto mais discricionário o produto ou serviço (elasticidade), maior o beta.
Companhias cíclicas tendem a ter um beta maior que companhias não cíclicas. Empresas
de bens de luxo, por exemplo, devem ter um beta mais alto que as de bens básicos. [76]
54
O beta também traduz uma relação com a alavancagem operacional - custos fixos
como percentagem do total de custos, ceteris paribus, - quanto maior a proporção dos
custos fixos, maior o beta da empresa. Empresas com estrutura de custos rígida, por
exemplo, devido a altas necessidades de infraestrutura, devem ter betas maiores que
empresas com custos mais flexíveis. Neste mesmo sentido, empresas menores devem ter
betas maiores que empresas grandes. Do mesmo modo, empresas mais jovens devem ter
betas maiores que empresas mais maduras. [76]
4.1.8. Custo da dívida e do capital
Uma dívida é algo que foge ao planejamento ou está em atraso, fugindo do controle
contábil. Contas a pagar e crédito do fornecedor podem ser consideradas dívidas se os
custos com juros implícitos se tornarem explícitos. Fundos de pensão e obrigações com
planos de saúde se houver requisição legal que cubra o desfinanciamento com pagamentos
fixos no futuro.
Já o custo de dívida é a taxa com que se é possível conseguir financiamento de
longo prazo no momento atual, o que reflete não apenas o risco de default como também a
taxa de juros de mercado. É possível estimar o custo de dívida através dos ratings de
agência. Também é possível criar um rating sintético. Pode ser estimado através de
características financeiras da empresa. Na sua forma simplista, através do índice de
cobertura de juros.
(4.33) onde,𝐼𝐶𝐽 = 𝐸𝐵𝐼𝑇 / 𝐷𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑗𝑢𝑟𝑜𝑠
EBIT = Lucro antes dos juros e tributos.
DAMODARAN [76] fornece uma proxy entre o índice de cobertura de
determinada companhia e a estimativa de rating de títulos de dívida fornecidos pelas
agências. Desta maneira, é possível ter uma estimativa do default spread da empresa em
questão. O custo de dívida para a empresa antes de impostos é a soma da taxa de risco livre
e o default spread.
55
Default spread pode ser estimada do rating ou de um título emitido pela empresa
ou do CDS da empresa. Desta maneira, avalia-se que o custo da dívida é impactado pela
taxa livre de risco do país, que dependendo do país pode ser maior ou menor.
Rd = rf + Default spread (4.34), onde:
rf = taxa livre de risco.
Segundo DAMODARAN [76], ao calcular o custo de capital para uma empresa de
capital aberto, a regra geral para calcular pesos para dívida e patrimônio é usar pesos de
valor de mercado. Não porque o mercado esteja certo, mas porque é isso que custaria para
você comprar a empresa no mercado hoje, mesmo que você pense que o preço está errado.
Custo do capital = Ke [E/(D+ E)] + Kd(1-T)[D/(D+E)] (4.35), onde:
Ke = Custo do capital próprio;
Kd = Custo da dívida;
E = Patrimônio líquido;
D = Dívida;
T = Taxa de imposto da empresa.
4.1.9. Estimativas de fluxo de caixa
[64] É estimado o fluxo a partir do conceito de perpetuidade, também descontado a
uma taxa pré-determinada. Após descontados todos os custos, é possível auferir o lucro
operacional, onde ocorrerá a tributação:
(4.36), onde:𝐿𝐴𝐽𝐼𝑅𝑡
= 𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎𝑡
− 𝐶𝑔𝑛
− 𝐶𝑡𝑚
− 𝐶𝑜𝑟
− 𝐶𝑑𝑡
− 𝑑𝑡
t = ano do LAJIR;
= Receita;𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎𝑡
= Custos de gás natural;𝐶𝑔𝑛
= Custo transporte marítimo;𝐶𝑡𝑚
= Custos de operação da refinaria;𝐶𝑜𝑟
56
= Custos da operação de dutos e terminais;𝐶𝑑𝑡
= depreciação.𝑑𝑡
O Fluxo de Caixa Livre pode ser obtido através da reversão da depreciação e
subtração do investimento:
, (4.37) onde:𝐹𝐶𝐿𝑡
= 𝐿𝐴𝐽𝐼𝑅 * (1 − 𝑖𝑟) + 𝑑𝑡
− 𝐼𝑡
= alíquota de tributação;𝑖𝑟
t = ano do fluxo de caixa livre.
A partir do FCL é possível se calcular o VPL
(4.38), onde:𝑉𝑃𝐿 = 𝑡=1
𝑡=𝑛
∑𝐹𝐶
𝑒
(1+𝑊𝐴𝐶𝐶)𝑡
FC = Fluxo de caixa;
WACC = Custo médio ponderado do capital.
4.1.10. Estimativas de crescimento e valor terminal
A projeção do fluxo de caixa é composta por três diferentes fatores. O primeiro é a
duração do período de crescimento extraordinário da empresa, sendo esse um fator de
cálculo complexo, uma vez que há dificuldade em se identificar o momento onde as taxas
de crescimento alcançam o mesmo patamar da taxa de custo de capital. Em determinado
período, toda empresa alcançará um crescimento estável, uma vez que seu próprio
tamanho irá impedir um crescimento mais expressivo. Ainda um outro ponto citado é que
crescimentos expressivos com retornos altos, atrai novos concorrentes, pressionando o
novo crescimento [76]
O segundo fator são os fluxos de caixa durante o período de alto crescimento.
Apesar da base histórica não garantir uma previsão certeira para o crescimento futuro, de
certa forma conserva a consistência da avaliação [76]
57
E, por último, tem-se o cálculo do valor terminal. Este poderá ser abordado de três
formas: valor de liquidação, abordagem de múltiplos ou modelo de crescimento estável.
Desse modo, o valor presente líquido da perpetuidade é chamado de Valor Terminal ou
Valor Residual. [76]
(4.39), onde:𝑉𝑇 = 𝑡=1
𝑡=𝑛
∑𝐹𝐶
𝑔(1+𝑔)
(𝑟−𝑔)
FC = Fluxo de caixa livre;
g = taxa de crescimento;
r = taxa de desconto.
4.1.11. Limitações e ineficiências
O método de fluxo de caixa descontado pode apresentar algumas distorções, se não
for adaptado para: empresas em dificuldades financeiras, empresas cíclicas, empresas com
ativos não utilizados ou subutilizados, empresas que possuem patentes ou opções de
produtos, empresas em processo de reestruturação, empresas envolvidas em aquisições,
empresas de capital fechado. Também é ineficiente para empresas que não geram ainda
fluxo de caixa ou para ativos que respeitam também esta regra, como uma obra de arte ou
uma commodity como ouro, por exemplo.
Segundo GONÇALVES [53] apud CUNHA [54], as decisões gerenciais têm se
mostrado contraditórias com a teoria do método tradicional do FCD. Percebe-se que
intuitivamente a simplificação proposta pelo FCD pode não contemplar possibilidades
diferentes das que são relacionadas às decisões de investimento (investir, esperar ou
rejeitar). Na figura 4.3, é possível visualizar a evolução das metodologias de análise de
decisão de investimentos, onde são apontadas as principais evoluções de um modelo a
outro.
Figura 4.3: Evolução da Metodologia de Análise de Decisão de Investimentos
58
Fonte: [63]
BREALEY e MYERS [62] apontam algumas ineficiências do FCD, como por
exemplo: assume que a organização detém passivamente os seus ativos reais; a
comparação na maioria das vezes é realizada utilizando títulos públicos e de dívida como
referência, enquanto aspectos gerenciais levam em conta decisões; não aborda o desejo de
maximização de lucros do gestor e o FCD ignora as opções que existem nos ativos reais,
pois os gerentes competentes podem agir de modo a obter vantagens com essas opções. A
Teoria de Valuation Relativo discutida a seguir, com a utilização dos chamados Múltiplos
de Mercado, tenta encontrar um método de se ultrapassar algumas destas ineficiências.
4.2. Teoria de Valuation Relativo - Múltiplos
Outra forma tradicional para a valoração de empresas é a utilização de múltiplos,
realizando-se uma análise comparativa. Neste método, a valoração se dá através do estudo
de um ou mais indicadores-chave que são desenvolvidos com a utilização de fatores
normalizados divididos por uma medida comum. Desta forma, o objetivo é criar um
método comparativo de indicadores de empresas similares.
Os múltiplos habilitam uma forma de se comparar duas empresas distintas,
levando-se em consideração suas especificidades, como proporções de tamanho, por
exemplo. Analisando os diferentes estágios de maturidade, entre outros fatores, é possível
identificar se uma empresa deve ter um valor maior, menor ou igual a outra. Portanto, o
múltiplo deve ser criado a partir de uma razão entre um indicador que traduza o preço de
mercado e um direcionador de valor de empresa.
59
[61] Um múltiplo é consistente quando existe um modelo econômico que explique,
utilizando certas premissas, uma relação proporcional entre valor e direcionador. Por
exemplo, a relação entre dividendos seguintes e crescimento da empresa:
(4.40)𝑣𝑖, 𝑡𝑐𝑝 =
𝐸(𝑑𝑡+1
)
𝑟−𝑐 = 𝑚 · 𝐸[𝑑𝑡+1
]
(4.41) onde,𝑚 = 1(𝑟−𝑐)
valor do capital próprio (patrimônio líquido) da empresa no tempo ;𝑣𝑖, 𝑡𝑐𝑝 = 𝑖 𝑡
valor esperado do próximo dividendo (tempo );𝐸[𝑑𝑡+1
] = 𝑡 + 1
taxa de desconto;𝑟 =
taxa de crescimento;𝑐 =
múltiplo.𝑚 =
A análise por múltiplos depende de 4 etapas. A primeira é a escolha do
direcionador de valor e de sua base comparativa. A segunda se passa pela escolha do grupo
de empresas "pares", aquelas que formarão a base de comparação. A terceira se refere ao
agregamento dos múltiplos individuais de cada par em um único número, através de uma
medida estatística e sua tendência. O último passo é o cálculo do valor através da
multiplicação entre o número encontrado no passo três e o direcionador da empresa
analisada.
4.2.1. Escolha do direcionador de valor
Na primeira etapa, a escolha dos numeradores passa, conforme a Teoria do Fluxo
de Caixa Descontado, pela opção se o valuation será realizado para se encontrar o valor da
firma ou o valor do Patrimônio Líquido. Ressalta-se que esta escolha perpassa pela análise
da dívida líquida das empresas. A comparação de empresas com estruturas de capital8
diferentes podem levar a falsas comparações. Os múltiplos de Patrimônio Líquido são
avaliados com relação à capitalização ou valor de mercado da empresa, enquanto os
múltiplos de valores da firma estão relacionados ao valor total da empresa.
8 dívida líquida da empresa é o valor de mercado de suas dívidas menos caixa e equivalentes maisações preferenciais
60
A escolha dos direcionadores deve respeitar a escolha dos numeradores. Se o
numerador levar em conta a dívida líquida, o denominador também deve abordar a mesma
lógica. Segundo SCHREINER [61], o driver de valor pode ser categorizado em (1) fluxo
de competência, (2) valor contábil, (3) fluxo de caixa, (4) relacionado a conhecimento, e
(5) múltiplos de visão futuro. No quadro 4.1, são listados alguns exemplos de
categorização de múltiplos e no quadro 4.2, exemplos de critérios para avaliação desses
direcionadores.
61
Quadro 4.1: Categorização dos múltiplos
Múltiplos tradicionais
Múltiplos deFluxo decompetência
Múltiplosde Valorcontábil
Múltiplosde fluxode caixa
Outros múltiplos Múltiplos devisão futuro9
MúltiplosdePatrimônio Líquido
P/SA P/TA P/OCF P/(EBIT+P&D) P/SA1
P/LB P/IC P/D P/(EBIT+AIA) P/SA2
P/LAJIDA P/B P/(EBIT+KC) P/LAJIDA1
P/EBIT L/(EBIT+P&D) P/LAJIDA2
P/EBT L/(EBIT+AIA) P/EBIT1
P/L L/(EBIT+KC) P/EBIT2
P/EBT1
P/EBT2
P/L1
P/L2
Múltiplosda firma
VA/SA VA/TA VA/OCF VA/(EBIT+P&D) VA/SA1
VA/LB VA/IC VA/(EBIT+AIA) VA/SA2
VA/LAJIDA VA/(EBIT+KC) VA/LAJIDA1
VA/EBIT VA/LAJIDA2
VA/EBIT1
VA/EBIT2
Fonte: [61]
9 [47] Os múltiplos prospectivos são baseados nas previsões dos analistas de consenso médio paraos próximos dois anos (1 = um ano, 2 = dois anos) fornecidos por I / B / E / S. Os múltiplos mostrados nestaestrutura de categorização bidimensional são apenas uma seleção do universo de múltiplos possíveis. Noentanto, qualquer múltiplo pode ser classificado dentro desta estrutura
62
P = Preço da ação ou capitalização de mercado (stock) price / market
capitalization;
VA = Valor da empresa;
SA = Receita bruta ou vendas;
LB = Lucro bruto;
LAJIDA = Lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização;
EBIT = Lucro antes de juros e impostos;
EBT = Lucro antes de impostos;
L = Lucro ou lucro líquido disponível para acionistas;
TA = Ativos Totais;
IC = Capital investido;
B = book value of common equity;
OCF = Fluxo de Caixa Operacional;
D = Dividendos;
P&D = Gastos com Pesquisa e Desenvolvimento;
AIA = Amortização de ativos intangíveis;
KC = Custos de Conhecimento = P&D + AIA.
Segundo LUSTOSA [79], os chamados múltiplos convencionais têm no seu
denominador um direcionador de valor referente a dados históricos. Já os múltiplos cujo
direcionador de valor refere-se a uma previsão, denominam-se múltiplos de previsão.
Estes, por sua vez, apresentam complexidade maior, dado que dependem de estimativas
futuras do direcionador de valor para todas as empresas do grupo de pares.
63
Quadro 4.2: Critérios a serem avaliados na escolha dos múltiplos
Categoria Critérios Explicação
Múltiplos dePatrimônio
Líquidox
Múltiplos deEntidade
Consistência domúltiplo
Harmonia entre numerador e denominador domúltiplo
Estrutura de capital Análise sobre a similaridade das estruturas decapital das empresas escolhidas
RuídoAnalisado apenas no caso de utilização demúltiplos de entidade por conta da estimação dadívida líquida das empresas avaliadas
Múltiplos deindústriasespecíficas
Políticas deinvestimento de
capital e pagamentode dividendos
Análise dos dados para decisão sobre utilizaçãode informações provenientes do fluxo decompetências ou fluxo de caixa
Rentabilidade daindústria
Análise sobre a rentabilidade das empresas como objetivo de saber qual o melhor direcionadorde valor a ser utilizado
Composição dogrupo de pares
Análises necessárias caso o grupo de pares sejacomposto por empresas de diferentes países (ecom regras de tributação consequentementediferentes)
Conteúdo dosregistros contábeis
Análise sobre a utilização de informaçõesprovenientes do balanço patrimonial no caso deempresas de capital intensivo
Normasconservadoras de
contabilidade
Análise sobre a utilização de múltiplosalternativos relacionados ao nível deconhecimento das empresas para setores degrande conhecimento científico
Referência detempo dos
direcionadoresde valor
Incorporação deperspectivas futuras
Análise sobre a utilização de múltiplos históricosou múltiplos de previsão (baseados normalmenteem previsões de dois anos)
Fonte: [79]
64
4.2.2. Seleção de grupo de pares
Para a segunda etapa, a seleção de grupo de pares, será necessário definir um grupo
de empresas baseado em certas premissas. Trivialmente, devem atuar no mesmo setor, para
que tenham características operacionais e financeiras semelhantes. Para esta busca,
pode-se estabelecer os concorrentes da empresa analisada ou utilizar alguma classificação
já tradicional da indústria. Ressalta-se que este grupo selecionado deve ter características
mais próximas possíveis da companhia em questão. É discorrido [79] sobre fontes para se
encontrar empresas pares, como os sistemas de categorização de empresas como o da
Bm&F Bovespa, GICS (Global Industry Classification Standard) e o ICB (Industry
Classification Benchmark) do Grupo FTSE, provedor inglês de índices de mercado da
Bolsa de Valores de Londres.
Ressalta-se que o processo de seleção envolve sempre uma análise criteriosa para
excluir particularidades, e no caso da impossibilidade, tentar abranger um grupo maior de
empresas para que estas particularidades sejam minimizadas dentro do conjunto. Para
LUSTOSA [79], o tamanho ideal está entre quatro e oito empresas.
4.2.3. Criação de múltiplo sintético
Na terceira etapa, o objetivo é a criação de um múltiplo sintético através da
agregação dos múltiplos em um único número através de métodos estatísticos. Pode se
definir, então:
(4.42),𝑝𝑖,𝑡𝑐𝑝 = λ
𝑝, 𝑡
𝑐𝑝· 𝑥
𝑖,𝑡+ 𝑒
𝑖,𝑡
(4.43), onde:𝑝𝑖,𝑡𝑐𝑝 = λ
𝑝, 𝑡
𝑐𝑝· 𝑥
𝑖,𝑡− 𝑝
𝑖, 𝑡
𝑑𝑙𝑒
𝑖,𝑡
múltiplo criado do driver de valor das empresas pares;λ𝑝, 𝑡
𝑐𝑝=
erro do valuation.𝑒𝑖,𝑡
=
Para a estimação de , pode-se impor que:λ𝑝, 𝑡
𝑐𝑝
65
(4.44),𝐸[𝑒
𝑖,𝑡
𝑝𝑖,𝑡𝑐𝑝 ] = 0
Assim, pode-se utilizar a mediana como cálculo da tendência central. Assim, é
possível calcular a precisão da previsão calculando os erros:
(4.45),𝑒
𝑖,𝑡
𝑝𝑖,𝑡𝑐𝑝
||||
||||=
𝑝𝑖, 𝑡
𝑐𝑝−𝑝
𝑖,𝑡𝑐𝑝
𝑝𝑖,𝑡𝑐𝑝
||||
||||
Para se comparar a eficiência de diferentes múltiplos em termos de precisão,
SCHREINER [61] propõe examinar as medidas de dispersão para uma distribuição
agrupada de . As medidas chave de performance são a mediana do erro absoluto de𝑒
𝑖,𝑡
𝑝𝑖,𝑡𝑐𝑝
||||
||||
valuation e a fração do erro absoluto abaixo de 15% dos valores de mercado observados.
Desta maneira, [61] os resultados devem ser menos afetados por irregularidades, já que são
construídos sobre duas medidas chaves de performance. Para assegurar confiança, pode se
considerar indicadores de performance adicionais, como a média aritmética, o
desvio-padrão, quartis (0,25q e 0,75q), percentis (0,10q e 0,90q), e e a fração dos erros de
valuation absolutos menores que 25%. As características de alta precisão são, por um lado,
números pequenos para medidas de tendência central (mediana, média, quartis e percentis)
e o desvio padrão, e, por outro lado, números altos para as frações de erros absolutos de
valuation abaixo de 15% e 25 por cento, respectivamente. Qualquer indicador de
desempenho é primeiro calculado para cada ano. Em seguida, os números anuais são
agregados usando a média.
Segundo [79], pode-se utilizar a mediana ou média harmônica para o cálculo dos
múltiplos sintéticos do grupo de pares, já que a diferença de desempenho entre elas é
muito pequena, sendo então ambas muito apropriadas.
Dado um conjunto que respeite:𝐶
1. (4.46)𝑚𝑖
≤ 𝑚𝑖
2. (4.47)𝑚𝑖
≤ 𝑚𝑘
∧ 𝑚𝑘
≤ 𝑚𝑖
⇒ 𝑚𝑖= 𝑚
𝑘
3. (4.48)𝑚𝑖
≤ 𝑚𝑘
∧ 𝑚𝑘
≤ 𝑚𝑗
⇒ 𝑚𝑖
≤ 𝑚𝑗
Dado C := {𝑚𝑞, 𝑚
2, 𝑚
3... 𝑚
𝑖}
66
(4.49)𝑚𝑐
= 𝑚 𝑛+12
, 𝑠𝑒 𝑛 = 2𝑘 + 1
, sendo (4.50)𝑚𝑐
= 𝑚 𝑛+12
, 𝑠𝑒 𝑛 = 2𝑘 + 1
(4.51)𝑘 ∈ ℤ
Já para a média harmônica:
(4.52)𝑚𝑐
= 1
1𝑛 ·
𝑗=1
𝑛
∑ 1𝑚
𝑗
Concluindo com:
(4.53)𝑚𝑐𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙
=𝑚
𝑐𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎𝑛𝑎+𝑚
𝑐𝑚é𝑑𝑖𝑎 ℎ𝑎𝑟𝑚ô𝑛𝑖𝑐𝑎
2
4.2.4. Cálculo do valor da empresa
Por fim, tem-se o cálculo do valor da empresa, que poderá ser abordado de duas
formas: para avaliação do patrimônio líquido ou para o valor da mesma. [79]
Para o cálculo do patrimônio líquido a partir de um múltiplo sintético de PL:
𝑚̂𝑐,𝑡 𝑃𝐿 × 𝑥𝑖,𝑡 (4.54), onde:
xi = direcionador de valor da empresa i;
t = período.
Para o cálculo do valor do patrimônio líquido a partir de um múltiplo sintético da
entidade:
𝑝 ̂𝑖,𝑡 𝑃𝐿 = 𝑚̂𝑐,𝑡 𝑒𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 × 𝑥𝑖,𝑡 − 𝑝 ̂𝑖,𝑡 𝐷𝐿 (4.55), onde:
xi = direcionador de valor da empresa i;
t = período.
No entanto, o cálculo do múltiplo sintético não elimina possíveis diferenças entre
as empresas comparáveis e a avaliada, visto que as empresas comparáveis não serão
idênticas à empresa avaliada e, por este motivo, devem ser feitos ajustes procurando
aumentar a confiabilidade do valuation. [79]
67
Assim, sugere-se a análise dos indicadores financeiros e vantagens estratégicas que
podem eventualmente explicar oscilações no crescimento, na rentabilidade e no risco das
empresas comparáveis e da empresa-alvo. Por fim, sugere-se a inclusão de um fator de
ajuste, de forma a absorver diferenças da empresa em questão, esse fator deverá estar entre
0,7 e 1,3. [79]
4.2.5. Limitações e ineficiências
As maiores críticas relacionadas à metodologia, segundo [79], estão ligadas à
simplicidade, pois o múltiplo é baseado em uma série de informações que, combinadas,
irão compor um indicador. Dessa forma, é difícil estimar o efeito de cada uma dessas
variáveis componentes, podendo levar a conclusões errôneas. Também estão relacionadas
à estatística, pois o múltiplo representa uma fotografia de um determinado período da
empresa, ocultando a dinamicidade e a evolução da mesma no tempo. E, por fim, à
dificuldade de comparação, já que existem diversas causas para que múltiplos sejam
diferentes entre si, entre eles, a diferença de políticas de contabilidade, por exemplo,
fazendo com que eles não sejam de fato comparáveis. A Teoria de Valuation Relativo
discutida a seguir, com a utilização dos chamados Múltiplos de Mercado, tenta encontrar
um método de se ultrapassar algumas destas ineficiências.
4.3. Teoria de Opções Reais
4.3.1. Flexibilidades Gerenciais e Incertezas
O tradicional FCD faz suposições implícitas a respeito de um cenário esperado de
fluxo de caixa assumindo que a gerência assiste passivamente o desenrolar destes fluxos
futuros. No entanto, levando-se em consideração interações competitivas e incertezas, é
passível de se assumir que, em posse de novas informações, haja flexibilidade por parte da
gerência para assumir novas posições. [64]
A flexibilidade gerencial como resposta para alterações no mercado permite
expandir o valor do investimento melhorando o potencial de "upside" e minimizando os
riscos de "downside". Desta forma, é possível explicar a integração da flexibilidade
gerencial para o VPL da seguinte forma:
68
, (4.56) onde:𝑉𝑃𝐿𝑒𝑥𝑝𝑎𝑛𝑑𝑖𝑑𝑜
= 𝑉𝑃𝐿𝑒𝑠𝑡á𝑡𝑖𝑐𝑜(𝑓𝑙𝑢𝑥𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜)
+ 𝑉𝑂𝐹𝐺
VPLexpandido = Valor da soma do VPL estático ao Valor das opções derivadas das
flexibilidades gerenciais;
VPLestático = Valor Presente Líquido, equivalente, ao método tradicional conhecido;
VOFG = Valor das opções derivadas das flexibilidades gerenciais, isto é, prêmio referente
à opção proporcionada pelas flexibilidades gerenciais.
Para a valoração das refinarias escolhemos a teoria de opções reais devido às
diversas incertezas citadas acima e também flexibilidades gerenciais, sendo essas decisões
que podem mudar o curso que se está pelo futuro incerto.
As incertezas econômicas ou de mercado no setor de refino se dão pelos preços das
commodities (derivados e petróleo bruto) e variáveis macroeconômicas (principalmente
PIB e câmbio). Em suma, as principais flexibilidades gerenciais são parar, esperar,
continuar ou melhorar.
O valor do investimento pode ser visto por uma ótica de uma coleção de opções
reais, sendo lastreado pelo valor bruto de um projeto através dos seus fluxos de caixa
operacionais. Estas opções podem ocorrer naturalmente ou podem ser planejadas, com
custos atrelados. No quadro 4.3, tem-se algumas características comuns de uma decisão de
investimentos.
69
Quadro 4.3: Principais características de uma decisão de investimento
Categoria Descrição Importante em
Opção deadiar
Gestão pode esperar (x anos), para identificarse os preços de output justificam a operação
Indústrias de extração de recursos naturais,desenvolvimento imobiliário, agricultura,produtos de papel
Opção deconstruir
Cada informação desfavorável pode criar aopção de abandono em um estágiointermediário. Cada estágio pode ser vistocomo uma opção no valor do estágio seguinte
Indústrias intensivas em pesquisa edesenvolvimento, projetos de capital intensivode longo desenvolvimento, start-up ventures
Opção dealterar escalaoperacional
Dependendo das condições de mercado, podeser favorável escalar a produção ou atémesmo pausar por certo período de tempo
Operações de minério, indústrias cíclicas deconstrução, vestuário, bens de consumo
Opção deabandono
Se as condições de mercado caíremseveramente, a gestão poderá abandonarpermanentemente as operações atuais eperceber o valor de revenda de equipamentosde capital e outros ativos
Indústrias de capital intensivo, comocompanhias aéreas e ferroviárias; instituiçõesfinanceiras; introdução de novos produtos emmercados incertos
Opção detroca (ex.inputs eoutputs)
Se os preços ou demanda mudarem, a gestãopode mudar o mix de saída. Alternativamente,os mesmos outputs podem ser produzidosusando diferentes inputs.
Mudanças de output: qualquer bem procuradoem pequenos lotes ou sujeito a demandavolátil, por exemplo, eletrônicos de consumo,brinquedos, papel, componentes de máquinas,automóveisMudanças de input:todas as instalações dependentes dematéria-prima, por exemplo, petróleo; energiaelétrica, química; troca de cultural;abastecimento.
Opção decrescimento
Um investimento em fase inicial (como porexemplo, P&D, arrendamento em terras nãodesenvolvidas ou reservas de petróleo,aquisição estratégica, rede deinformações/infraestrutura) é umpré-requisito ou link em uma rede de projetosinter-relacionados, abrindo oportunidades decrescimento futuro (como por exemplo, novageração de produto ou processo, reservas depetróleo, acesso a um novo mercado,reforçando core capabilities).
Toda indústria estratégica ou baseada eminfraestrutura. Especialmente tecnologias,P&D, ou indústrias com múltiplas gerações deprodutos ou aplicativos (como por exemplo,computadores, farmacêuticos); operaçõesmultinacionais, aquisições estratégicas.
Opção deinteraçõesmúltiplas
Projetos de vida real normalmente envolvemuma coleção de opções, ambas combinadascom potencial de aumento como proteção. Ovalor das opções combinadas podem diferirda soma dos valores, separados das opções,por como interagem.Podem também interagir com opçõesfinanceiras flexíveis.
Projetos de vida real na maioria das indústriasdiscutidas acima.
Fonte: Elaborado pelos autores [64]
70
[63] Dada a hipótese de um investimento específico de valor I e valor presente das
receitas de V, onde I seja igual a V, temos:
, (4.57)𝑉𝑃𝐿 = 𝑉 − 𝐼 = 0
[63] Assumimos então, que V contém incerteza atrelada, via uma decisão gerencial
que pode ser tomada em d dias. Desta forma, pode-se definir que:
, (4.58)𝑉𝑎𝑝ó𝑠 𝑑𝑒𝑐𝑖𝑠ã𝑜
= 𝑉𝑚𝑎𝑖𝑜𝑟
> 𝑉, (𝑃1)
, (4.59) onde:𝑉𝑎𝑝ó𝑠 𝑑𝑒𝑐𝑖𝑠ã𝑜
= 𝑉𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟
< 𝑉, (𝑃2
= 1 − 𝑃1)
P = Probabilidade do fato ocorrer.
[63] Neste caso, pelo método do FCD, VPL pode ser calculado da seguinte forma:
(4.60)𝑉𝑃𝐿 = 𝐸(𝑉) − 𝐼 = 𝑉𝑚𝑎𝑖𝑜𝑟
* (𝑃1) + 𝑉
𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟* (𝑃
2) − 𝐼
[63] Porém, este resultado pode não ser fidedigno, já que pode ser possível exercer
ou não a opção de investir, dado o valor de V:
(4.61)𝑉𝑃𝐿 = 𝐸(𝑉) − 𝐼 = 𝑉𝑚𝑎𝑖𝑜𝑟
* (𝑃1) − 𝐼 > 𝐼
(4.62)𝑉𝑃𝐿 = 𝐸(𝑉) − 𝐼 = 𝑉𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟
* (𝑃1) − 𝐼 < 𝐼
Desta forma, via Teoria de Opções Reais, temos:
(4.63)𝑂𝑅 = 𝑃1
* 𝑚á𝑥(𝑉 = 𝑉𝑚𝑎𝑖𝑜𝑟
; 0) + 𝑃2
* 𝑚á𝑥(𝑉 = 𝑉𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟
; 0)
(4.64)𝑂𝑅 = 𝑃1
* 𝑉𝑚𝑎𝑖𝑜𝑟
+ 𝑃2
* 0
[63] Desta forma, é possível avaliar que o investimento terá valor presente positivo.
A função máx(VPL;0) é uma função estritamente convexa da variável aleatória V. A partir
71
destas análises de algumas das principais teorias de valuation, a aplicação no estudo de
caso das refinarias se torna mais compreensível. Dadas as restrições colocadas no Capítulo
1, o próximo Capítulo utilizará algumas das abordagens anteriores para se verificar o
potencial de geração de caixa das refinarias hoje ativas.
72
5. Estudo de caso - Aplicação de Teorias De Valuation as Refinarias Petrobras
5.1. Aplicação da Teoria De Fluxo de caixa descontado
Neste item, será abordado a aplicação da Teoria de Fluxo de Caixa Descontado ao
caso específico das refinarias da Petrobras, a partir da utilização de algumas premissas.
Será elaborada uma análise sobre os demonstrativos financeiros reportados da Petrobras,
abrindo espaço para a correlação entre a visão total da empresa e seu sistema de refinarias.
Por fim, será apresentado o valor final segundo a teoria.
5.1.1. Composição Acionária
Para agregarmos valor ao valuation proposto, iremos partir da análise da estrutura
geral do capital da empresa Petrobras. O capital social da Petrobras, na tabela 5.1,
controladora do parque de Refino objeto de estudo deste trabalho, é formado por
13.044.496.930 ações, subdividas entre 7.442.454.142 ordinárias e 5.602.042.788
preferenciais (ano 2019).
Teorias de Governança Corporativa discutem a relevância e os possíveis riscos aos
stakeholders da estrutura acionária de uma empresa. A Teoria do Acionista,
conceitualmente proposta por [55], discorre que o dever do administrador é garantir os
melhores interesses aos acionistas. No entanto, é comum verificar o chamado problema de
agência. A presença de acionistas controladores e não controladores permite que existam
conflitos de interesse entre as partes.
73
Tabela 5.1 - Composição acionária 2019Capital Social 31/12/2019 %
Ações Ordinárias 7.442.454.142 100%
União Federal 3.740.470.811 50,3%
BNDESPar 11.700.392 0,2%
BNDES 734.202.699 9,9%
CAIXA ECONÔMICA FEDERAL 0 0,0%
Fundo de Participação Social - FPS 6.000.000 0,1%
Fundo Soberano - FFIE 0 0,0%
ADR Nível 3 1.449.938.990 19,5%
FMP - FGTS Petrobras 167.820.609 2,3%
Estrangeiros (Resolução nº 2.689 C.M.N) 945.761.240 12,7%
Demais pessoas físicas e jurídicas (1) 386.559.401 5,2%
Ações Preferenciais 5.602.042.788 100%
União Federal 0 0,0%
BNDESPar 905.692.996 16,2%
BNDES 161.596.958 2,9%
CAIXA ECONÔMICA FEDERAL 0 0,0%
Fundo de Participação Social - FPS 0 0,0%
Fundo Soberano - FFIE 0 0,0%
ADR Nível 3 645.070.098 11,5%
Estrangeiros (Resolução nº 2.689 C.M.N) 1.967.853.311 35,1%
Demais pessoas físicas e jurídicas (1) 1.921.829.425 34,3%
Capital Social 13.044.496.930 100%
União Federal 3.740.470.811 28,7%
BNDESPar 917.393.388 7,0%
BNDES 895.799.657 6,9%
CAIXA ECONÔMICA FEDERAL 0 0,0%
Fundo de Participação Social - FPS 6.000.000 0,0%
Fundo Soberano - FFIE 0 0,0%
ADR (Ações ON e PN) 2.095.009.088 16,1%FMP - FGTS Petrobras 180.314.089 1,4%
Estrangeiros (Resolução nº 2.689 C.M.N) 2.913.614.551 22,3%Demais pessoas físicas e jurídicas (1) 2.295.895.346 17,6%
Fonte: [65]
74
As ações da Petrobras são divididas em ordinárias e preferenciais. As primeiras são
aquelas negociadas na B3 como PETR3. Já as preferenciais são aquelas negociadas como10
PETR4. Conforme tabela acima, a União Federal controla 28,7% do capital social da
Petrobras. Outras empresas, como BNDESPar e BNDES são majoritariamente controladas
pela União Federal e também apresentam participação no capital social, totalizando 42,6%.
Porém, devido à diferenciação de classe entre os ativos, a União acaba por ter a maioria do
capital votante da empresa. Abaixo, no gráfico 5.1, é possível observar o prêmio pago
pelas ações que garantem o controle da empresa.
Gráfico 5.1 - Spread preços PN-ON contra média nos últimos 10 anos.
Fonte: Elaborada pelos autores
Desta forma, a Petrobras se caracteriza por ser uma sociedade de economia mista,
ou seja, é uma empresa que apresenta uma mescla de capital público e privado. Assim,
podem haver divergências quanto à finalidade da empresa, apresentando riscos para o
10B3 é a bolsa de valores oficial do Brasil, sediada na cidade de São Paulo.
75
investidor minoritário. Alguns destes riscos serão discutidos a seguir, como também os
riscos micro e macroeconômicos.
5.1.2. Características micro e macroeconômicas
A existência do governo - no caso, principal acionista da Petrobras - é discutida por
GIAMBIAGI [58] como uma forma de corrigir e complementar o sistema de mercado.
Segundo a Teoria do Bem-Estar Social , existem diversas falhas de mercado, dentro de11
um contexto de preferências em um mercado competitivo, que impossibilitam existir uma
alocação de recursos que aumente o grau de satisfação de um indivíduo sem que isso
impacte seu correlato [58]. Observa-se, no entanto, que existe um ótimo de Pareto12
alcançado quando estas falhas não ocorrem.
A existência de bens públicos, a existência de monopólios naturais, as
externalidades, os mercados incompletos, as falhas de informação, a ocorrência de
desemprego e inflação, são exemplos de algumas falhas de mercado passíveis de correção
por um ente intermediador ou regulador. Governos, portanto, são necessários para regular
o funcionamento da sociedade. Neste sentido, parte do risco associado a uma empresa
estatal passa-se pela avaliação do aproveitamento de sua estrutura e função produtiva para
garantir outras funções além daquelas de seu objeto fim, como por exemplo, a utilização
de sua capacidade produtiva como complemento de sua política fiscal através da
intervenção no curso de índices inflacionários.
A análise de refinarias no Brasil, por serem utilizadas em vários momentos da
história como instrumentos de política pública, torna relevante a análise da formação de
preços de seus insumos e produtos finais. Desta forma, é importante analisar a incerteza
associada ao câmbio, já que os preços de petróleo e derivados são formados em um
contexto global [36]. A relevância dos grandes players no mercado de commodities com
suas respectivas taxas de produção e grande volume de exportações pode pressionar os
preços mundiais para baixo. Podemos ver exemplos não só na produção de petróleo com
Arábia Saudita. Nestes casos, estes países podem ser considerados formadores de preço ou
12 O princípio de Pareto afirma que, para muitos eventos, aproximadamente 80% dos efeitos vêm de20% das causas.
11 O “Estado de Bem-estar Social” (do inglês, Welfare State), é uma perspectiva de Estado para ocampo social e econômico, na qual a distribuição de renda para a população, bem como a prestação deserviços públicos básicos, é vista como uma forma de combate às desigualdades sociais.
76
têm poder de mercado. Essa situação está relacionada a taxas de exportação ótimas, a
formação de cartéis entre países exportadores e esquemas de estabilização de preços.
[56] Em um caso de uma grande depreciação da moeda do país produtor
dominante, é possível considerar que os custos não aumentam proporcionalmente. Se
tratando de uma depreciação real, os produtores domésticos da mercadoria têm um
incentivo para expandir mais a produção e exportar. No entanto, a expansão das
exportações deprime o preço mundial.
Abaixo, no gráfico 5.2, é possível observar a relação entre o retorno total das
commodities globais e a relação entre o Dólar e o Real. O índice Refinitiv /
CoreCommodity CRB Index é destinado a prover uma representação fiel de um
investimento diversificado em commodities através de uma metodologia transparente.
Gráfico 5.2 - CRB Excess Return versus câmbio Dólar x Real.
Fonte: elaborada pelos autores [80]
Conforme explicitado no Capítulo 3, durante décadas foi concedido à Petrobras o
monopólio das atividades de refino. Em relação a estrutura de mercado, apesar de
atualmente não deter o monopólio de fato, sua participação no setor ainda é extremamente
relevante. Em um setor com uma dinâmica de monopólio [57] e considerando um mercado
77
com produto homogêneo, como é o caso das commodities produzidas pelo setor de refino,
podemos definir a produção total de k empresas, como:
(5.1), onde:𝑄 = 𝑘
∑ 𝑞𝑖
resultado da produção;𝑄 =
resultado da produção da empresa .𝑞𝑖 = 𝑖
O monopólio natural ocorre quando o custo total de produção de uma única firma é
menor do que a soma dos custos de produção de diversas firmas, dado que a função de
custo seja idêntica, conforme abaixo:
(5.2), onde:𝐶(𝑄, 𝑤) < 𝐶(𝑞1, 𝑤
1) + 𝐶(𝑞
2, 𝑤
2) + 𝐶(𝑞
3, 𝑤
3)... + 𝐶(𝑞
𝑘, 𝑤
𝑘)
função custo dado produção :𝐶(𝑄) = 𝑄
vetor de preços de matéria prima.𝑤 =
Assumindo uma simplificação que a função custo da empresa seja da forma:𝑖
(5.3), onde:𝐶𝑖
= 𝐹 + 𝑣𝑞𝑖
custo de produção da empresa ;𝐶𝑖 = 𝑖
parte do custo invariável pela quantidade de unidades produzidas;𝐹 =
custo variável para cada produto produzido.𝑣 =
78
Gráfico 5.3 - Relação preço, demanda e função custo
Fonte: [81]
Em um contexto de um único produto, a economia de escala que se estende para
todo Q é o suficiente para definir um monopólio natural. Para determinados níveis, a
economia de escala pode não ser viável. As relações entre preço, custo, quantidade e
demanda podem ser observadas nos gráficos 5.3 e 5.4.
Gráfico 5.4 - Relação Preço, custo e quantidade
Fonte: [81]
79
As economias de escala na indústria do refino são predominantemente geométricas.
À medida que a demanda cresceu, o número de refinarias diminuiu devido à expansão de
muitas refinarias. Segundo GIRARD [82] isso acontece por causa da construção dos
tanques, onde seus custos crescem de acordo com a área da superfície enquanto a
capacidade cresce em volume. Conforme o autor, pode-se partir do mesmo pressuposto
para os equipamentos utilizados.
[59] Pode-se categorizar diversos tipos de monopólio baseando-se na dimensão da
barreira de entrada de outros competidores ao negócio. Setores de capital intensivo e com
economias de escala bem definidas, normalmente apresentam uma barreira de entrada
grande. O monopólio natural é apenas um dos diversos tipos de monopólio. Existem
também aqueles que são garantidos por algum terceiro, como o governo, como foi o caso
da Petrobras. Como resultado da alteração de entendimento, seja pelo fator tempo, política
pública, privatização ou apenas para introduzir possivelmente mais eficiência no mercado,
pode-se surgir um processo de desmonopolização.
É importante atentar-se aos riscos de o valor de uma firma explorando um mercado
de "concessão" ser afetado por um evento aleatório de encerramento de contrato através de
desmonopolização. Entende-se também, que no mercado de refino, por ser capital
intensivo, existe um alto risco de concentração privada em certas regiões, causando um
novo tipo de monopólio. Dados todos estes riscos, o próximo subitem busca definir as
principais premissas para a concepção do modelo de valuation proposto: petróleo e
câmbio.
5.1.3. Premissas
5.1.3.1. Petróleo
Para a elaboração do modelo baseado na teoria de fluxo de caixa descontado, serão
estabelecidas algumas variáveis chave que permitirão as estimativas do fluxo de caixa
futuro da empresa. O horizonte de previsões definido pelo modelo proposto será de 5 anos,
com granularidade trimestral.
O principal insumo das refinarias é o petróleo, que conforme explicado
anteriormente, é cotado de diversas formas. Os principais índices de preços usados como
benchmark da indústria são o Brent e o WTI. A Petrobras utiliza como benchmark de suas
operações o preço do Petróleo Brent [78]. Desta maneira, foram extraídas as cotações
80
médias trimestrais passadas em Dólar Americano por Barril, conforme o extraído abaixo,
tabela 5.2
Tabela 5.2 - Preço Brent 2017-2019
DriversMacro 1Q17 2Q17 3Q17 4Q17 1Q18 2Q18 3Q18 4Q18 1Q19 2Q19 3Q19 4Q19
Brent(US$/bbl) 55 51 52 61 67 75 76 69 64 68 62 62
Fonte: elaborada pelos autores
Para os preços futuros, foi utilizado um modelo conservador simples apenas
reajustando os preços em dólar por uma estimativa da inflação média americana para os
próximos anos. Desta maneira, assume-se que o preço se manterá em uma média histórica
dos últimos anos, entre 60 e 75 dólares. Abaixo, na tabela 5.3 e 5.4, estão os números.
Tabela 5.3 -Inflação 2016-2019
Drivers Macro 2016 2017 2018 2019
Inflation Rate (%) 1,26% 2,13% 2,44% 1,81%
Fonte: elaborada pelos autores [77]
Tabela 5.4 - Estimativas Preço Brent 2020-2025
Drivers Macro 1Q20 2Q20 3Q20 4Q20 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Brent (US$/bbl) 64 69 62 63 65 66 67 68 70 71
Fonte: elaborada pelos autores
5.1.3.2. Câmbio
Da mesma forma do item anterior, para as previsões foi utilizado um modelo
conservador simples apenas reajustando os preços em dólar por uma estimativa da inflação
média americana para os próximos anos, indicados nas tabelas 5.5 e 5.6
81
Tabela 5.5 - Taxa de câmbio 2017-2019
Drivers Macro 1Q17 2Q17 3Q17 4Q17 1Q18 2Q18 3Q18 4Q18 1Q19 2Q19 3Q19 4Q19
Tx câmbio final(BRL/USD) 3,17 3,31 3,17 3,31 3,32 3,86 4,19 3,87 3,90 3,83 4,16 4,03
Tx câmbio médio(BRL/USD) 3,15 3,22 3,16 3,25 3,24 3,61 3,96 3,81 3,77 3,93 3,97 4,12
Fonte: Elaborada pelos autores.
Tabela 5.6 - Estimativas taxas de câmbio 2020-2025
Drivers Macro 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Tx câmbio final(BRL/USD) 4,11 4,19 4,28 4,36 4,45 4,54
Tx câmbio médio(BRL/USD) 4,07 4,15 4,24 4,32 4,41 4,49
Fonte: Elaborada pelos autores.
Os valores reportados pela Petrobras são em dólar e em real. Devido à exposição da
receita em relação ao câmbio, os valores do balanço serão convertidos para real com base
na cotação comercial de fim de período. Enquanto, os valores caixa serão convertidos
utilizando-se a média.
Segundo a Petrobras, publicado nas suas demonstrações financeiras de 2019, a
principal moeda funcional é o real. No entanto, a moeda de apresentação é o dólar, pois
facilita a comparação com outras companhias do setor de óleo e gás. Ainda citam, que os
resultados são convertidos para dólar usando a taxa de conversão média do período. Dado
o estabelecimento dessas premissas, o próximo subitem tratará da análise dos
demonstrativos financeiros apresentados pela Petrobras. Esta análise trará os principais
itens a serem levados em consideração para a estimação dos fluxos de caixa futuros.
5.1.4. Análise dos Demonstrativos
Com a redução da participação do capital social da BR Distribuidora, que ocorreu
em 25 de julho de 2019, os valores referentes à distribuidora de combustível deixaram de
ser consolidados no resultado da Petrobras. Referente ao ano de 2019, a Petrobras divulgou
82
o seguinte Demonstrativo Consolidado de Resultado da Empresa, em dólares. Este
demonstrativo - quadro 5.1 - engloba todas as áreas de operação da empresa:
Quadro 5.1- Demonstrativo consolidado de resultado da empresa
Fonte: [40]
A linha de receita de vendas corresponde a receita líquida obtida na venda de
produtos no período indicado. A empresa também fornece a seguinte quebra por produto -
quadro 5.2 -, onde é possível avaliar o subtotal com a venda de derivados. Pode-se supor
que a maior parte é proveniente do setor de refino. Porém, devido a eliminação de
83
intersegmentos, não se é possível estimar com precisão, através desta tabela, a divisão por
segmentos na linha de receita.
Tabela 5.2 - Venda de derivados (US$ milhões)
Fonte: [40]
Dada as informações disponíveis, a linha de receita líquida poderia ser estimada a
partir de uma análise entre o volume de vendas de derivados - quadro 5.3 -, e a receita. É
possível estimar desta forma o preço de venda cobrado por cada produto. A Petrobras
também fornece o preço de venda agregado de seus derivados. Desta maneira,
utilizando-se os dados da tabela abaixo e excluindo-se os valores relativos às vendas de
“Álcoois, nitrogenados renováveis, e outros” e gás natural, é possível encontrar uma proxy
para a receita do setor de refino.
84
Quadro 5.3 - Volume de derivados (Mbpd)
Fonte: [40]
A partir dos dados de preços médios ponderados semanais praticados pelos
produtores e importadores de derivados de petróleo disponibilizados pela ANP - quadro
5.4 -, é possível estimar o preço de venda de alguns produtos, como a gasolina, o óleo
diesel, o querosene de aviação e o óleo combustível com recortes a nível de regiões
brasileiras. Visto que a maior parte da venda nacional é realizada pela empresa, é possível
então estimar os preços de vendas destes produtos praticados pela empresa e
consequentemente sua receita trimestral.
85
Quadro 5.4 - Preços médios ponderados semanais praticados pelos produtores e
importadores de derivados
Início Fim Norte NordesteCentro-
Oeste Sul Sudeste Brasil
Asfalto Diluído dePetróleo de CuraMédia 30 (R$/kg) 02/12/19 08/12/19 4,002 4,012 *** 3,997 3,986 4,001
Cimento Asfáltico dePetróleo 30 45(R$/kg) 02/12/19 08/12/19 *** *** *** *** 2,514 2,514
Cimento Asfáltico dePetróleo 50 70(R$/kg) 02/12/19 08/12/19 2,387 2,398 *** 2,636 2,547 2,531
Gás Liquefeito dePetróleo - GLP (R$/kg) 02/12/19 08/12/19 2,176 2,210 *** 2,226 2,194 2,201
Gás Liquefeito dePetróleo - GLP (R$/kg) 02/12/19 08/12/19 2,166 2,211 *** 2,223 2,194 2,201
Gás Liquefeito dePetróleo - GLP (R$/kg) 02/12/19 08/12/19 2,168 2,211 *** 2,223 2,194 2,201
Gasolina A Comum(R$/litro) 02/12/19 08/12/19 2,706 2,740 2,942 2,789 2,873 2,825
Gasolina A Premium(R$/litro) 02/12/19 08/12/19 *** *** *** 3,790 *** 3,790
Nafta Petroquímica(R$/kg) 02/12/19 08/12/19 *** 2,393 *** *** 2,404
2,400
Óleo Combustível A1(R$/kg) 02/12/19 08/12/19 1,977 2,196 *** 2,216 2,357 2,110
Óleo Combustível B1(R$/kg) 02/12/19 08/12/19 *** *** *** 2,090 *** 2,090
Óleo Combustível B2(R$/kg) 02/12/19 08/12/19 *** 1,904 *** *** *** 1,904
Óleo Diesel MarítimoDMA-MGO (R$/litro) 02/12/19 08/12/19 2,379 2,565 *** 2,632 2,670 2,588
Óleo Diesel S-10(R$/litro) 02/12/19 08/12/19 2,559 2,523 2,728 2,602 2,667 2,612
Óleo Diesel S-500(R$/litro) 02/12/19 08/12/19 2,500 2,515 2,706 2,556 2,626 2,581
Óleo Diesel¹ (R$/litro) 02/12/19 08/12/19 2,526 2,519 2,713 2,572 2,646 2,595
Querosene de Aviação- QAV (R$/litro) 02/12/19 08/12/19 2,258 2,244 *** 2,351 2,295 2,289
Fonte:ANP
86
Na visão do resultado consolidado por área de negócio, é possível avaliar as fatias
de vendas provenientes por área de negócios, separadas em vendas para terceiros ou
vendas entre as próprias áreas da empresa (intersegmentos). O segmento de refino - quadro
5.5 - apresentou vendas na ordem de 58 bilhões de dólares para terceiros em 2019, o que
envolve a venda de derivados para outras distribuidoras do mercado. Desta maneira,
quando disponível, o modelo se baseará com os dados definidos pela Área de Refino da
Petrobras. Quando indisponível, será levado em conta um estimador, que será definido
caso a caso.
87
Quadro 5.5 - Vendas por área de negócios
Fonte: [40]
Após a linha de receita de vendas, é aberto o custo dos produtos e serviços
vendidos - quadro 5.6. Refere-se aos custos de matérias primas, produtos para revenda,
materiais e serviços contratados para se obter e estocar os produtos que serão
posteriormente vendidos. Também é incluído os gastos de mão de obra direta aplicada aos
produtos vendidos e os gastos gerais na fabricação, como por exemplo aluguel, energia e
depreciações. São subtraídos os custos de gás natural e transporte marítimo, os custos de
operação da refinaria e os custos associados à operação de dutos e terminais. É importante
ressaltar que o câmbio deve ser levado em consideração.
88
Quadro 5.6 - Custo dos produtos e serviços vendidos
Fonte: [40]
A soma do custo do produto vendido com a receita líquida nos informa o lucro
bruto. São, então, deduzidas as despesas de vendas, gerais e administrativas, os custos
exploratórios para extração de petróleo e gás (referente a área de exploração e produção),
custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico, tributárias, impairments, e outras
receitas e despesas operacionais líquidas - Quadros 5.7, 5.8 e 5.9. Em relação aos custos
com pesquisa e desenvolvimento tecnológico, percebe-se que por ser uma atividade já
consolidada e tradicional, não há muita necessidade de pesquisas para inovação.
Quadro 5.7 - Despesas de Vendas
Fonte: [40]
89
Quadro 5.8 - Despesas de Gerais e Administrativas
Fonte: [40]
\
Quadro 5.9 - Outras receitas (despesas) operacionais líquidas
Fonte: [40]
Para se avaliar o fluxo de caixa do setor de refino, as estimativas partiram da
análise do lucro antes do resultado financeiro, participações e impostos, que é calculado
pela empresa conforme mostrado acima. O EBIT da área de refino foi calculado através da
diferença entre o lucro bruto, caixa e as despesas, depreciações e amortizações. Desta
forma, é possível avaliar a geração de caixa da empresa excluindo efeitos contábeis.
90
Tabela 5.7 - Projeção lucro bruto caixa
1Q19 2Q19 3Q19 4Q19 1Q20 2Q20 3Q20 4Q20
Lucro bruto caixa(estimado) 2.020 1.944 2.166 1.432
Lucro bruto caixa(atual) 1.855 2.148 1.878 2.537
(-) Despesas (1.168) (1.764) (1.588) (2.314) (1.079) (1.204) (1.280) (1.284)
(-) Depreciação eAmortização (624) (599) (644) (591) (355) (358) (379) (358)
EBIT 63 (215) (354) (368) 586 382 507 (211)
Fonte: Elaborado pelos autores
A estimativa do lucro bruto caixa - Tabela 5.7 - foi realizada através da análise da
capacidade de produção nominal por dia do total de refinarias, ajustada pelo fator de
utilização, multiplicada pela estimativa do lucro bruto caixa por barril de produção. Por
haver sazonalidade na venda de derivados, a estimativa foi feita pelo ajuste dos fatores de
utilização ano anterior multiplicados pelo fator conservador de crescimento do PIB
brasileiro (taxa estimada constante de 2,3%) - Tabela 5.8.
Tabela 5.8 - Projeção da taxa de utilização
2020 2021 2022 2023 2024 2025
Taxa de utilização (%) 79% 80% 82% 84% 86% 88%
Fonte: Elaborado pelos autores
O lucro bruto caixa em dólares por barril foi estimado através de uma média
ponderada entre importações e exportações. Hoje, a medida mais comum para a medição
da capacidade são barris/dia ou barrel/day, que corresponde aproximadamente a 158 litros.
(5.4), onde:𝑃𝐷
* (1 − %𝐸) + 𝑃𝑒
* %𝐸 − 𝐶 − 𝐶𝐷
* %𝐼 − 𝐶𝐼
* (1 − %𝐼)
= Preço de realização no mercado doméstico;𝑃𝐷
Proporção de venda do mercado interno;%𝐼 =
= Proporção de Exportação de derivados em relação a produção total;%𝐸
91
= Preço de realização no mercado externo;𝑃𝑒
= Custo de Refino;𝐶
= Custo do Petróleo Doméstico;𝐶𝐷
= Custo do Petróleo Importado.𝐶𝐼
O preço de realização no mercado doméstico estimado foi calculado através da
análise do Crack Spread doméstico, que é a diferença entre o preço de realização no
mercado doméstico e a cotação de mercado do barril Brent. A estimativa do Crack Spread
foi feita a partir de uma média móvel dos últimos 4 trimestres, já que este dado operacional
tem mais tendência em acompanhar a própria eficiência da empresa do que algum outro
aspecto macroeconômico externo - Tabela 5.9.
Tabela 5.9 - Capacidade de refino e Crack Spread doméstico
1Q19 2Q19 3Q19 4Q19 1Q20 2Q20 3Q20 4Q20
Capacidade de Refino(kbd) 2.176 2.176 2.176 2.176 2.176 2.176 2.176 2.176
Taxa de utilização (%) 75% 76% 80% 76% 77% 78% 82% 78%
Produção nasRefinarias (kbd) 1.632 1.654 1.741 1.654 1.670 1.692 1.781 1.692
Óleo doméstico (%) 92% 89% 90% 92% 92% 89% 90% 92%
Preço de realizaçãodoméstica ($/boe) 73,7 78,4 73,0 74,8 74,9 79,8 73,6 74,1
Crack SpreadDoméstico ($/boe) 9,9 10,0 10,9 12,4 10,8 11,0 11,3 11,4
Fonte: Elaborado pelos autores
A proporção de exportação de derivados em relação à produção total foi calculada
a partir dos dados históricos já disponibilizados pela Petrobrás e pela média móvel dos
últimos 4 trimestres. O preço de realização no mercado externo histórico foi calculado a
partir de dados fornecidos pela ANP de exportação e receita de derivados. Pela relevância
da Petrobrás no mercado, assumiu-se que estes valores correspondem a uma boa proxy.
92
Desta maneira, da mesma forma que foi calculado o Crack Spread para o mercado
doméstico, ao subtrair o preço de realização da cotação do Brent, é possível estimar o
spread de exportação. Portanto, o preço de realização no mercado externo estimado foi
calculado a partir do Crack Spread de exportação estimado a partir de uma média móvel
de 4 trimestres e somado ao valor do Brent estimado.
Em relação aos custos de refino histórico foi fornecido pela própria companhia e
reajustado para período futuros através da variação do câmbio. O custo do petróleo
doméstico histórico foi calculado como uma média em relação a dois períodos do preço de
realização do petróleo bruto produzido pela Petrobras e informado pela mesma. O custo do
petróleo importado histórico foi calculado da mesma forma, porém com relação a cotação
do Brent.
Com o valor do lucro bruto caixa estimado, foram-se calculadas as estimativas para
despesas e depreciações e amortizações. As despesas foram estimadas como uma
proporção entre as despesas em dólar por barril e a produção diária das refinarias. As
despesas em dólar por barril histórico foram calculadas como uma diferença entre o lucro
bruto caixa e o EBITDA. As estimativas das despesas foram realizadas a partir da média
móvel de 4 trimestres ajustadas pela variação do IPCA estimada também a partir da média
móvel em relação ao indicador. A depreciação foi estimada com relação ao custo de refino
estimado e taxa de produção estimada do parque de refino.
Desta forma, foi possível encontrar o EBIT estimado para os anos de 2020 até 2025
(perpetuidade). Levando-se em consideração a capacidade instalada de cada refinaria,
chega-se aos seguintes dados, na tabela 5.10.
93
Tabela 5.10 - EBIT 2020-2025
2020 2021 2022 2023 2024
2025 -Perpetuidade
EBIT 4.556 20.394 21.645 22.959 24.404 25.783
REFAP 776 3.472 3.685 3.909 4.155 4.390
RELAM 589 2.635 2.797 2.967 3.154 3.332
REPAR 447 2.000 2.122 2.251 2.393 2.528
RNEST 471 2.108 2.238 2.373 2.523 2.665
REGAP 376 1.682 1.785 1.893 2.012 2.126
REMAN 389 1.740 1.847 1.959 2.082 2.200
SIX 318 1.422 1.510 1.601 1.702 1.798
LUBNOR 293 1.313 1.394 1.479 1.572 1.661
REPLAN 86 385 408 433 461 487
REDUC 99 443 471 499 531 561
REVAP 15 67 71 75 80 85
RPBC 10 47 50 53 56 59
RECAP 71 318 337 358 380 402
IPIRANGA 138 619 657 697 741 783
RPCC 292 1.305 1.385 1.469 1.562 1.650
COMPERJ - - - - - -
PASADENA 187 837 888 942 1.001 1.058
Fonte: Elaborado pelos autores
Com os dados acima, é possível avaliar a geração de caixa do setor de refino. A
partir do próximo ítem inicia-se o cálculo para se avaliar a taxa de desconto que será usada
para se trazer o valor do fluxo de caixa para o momento presente.
5.1.5. Estimação do beta
Após as estimativas e cálculos anteriores para se chegar ao fluxo de caixa, é
necessário estimar a taxa de desconto para se encontrar o Valor Presente Líquido. Será
utilizado o modelo CAPM (Capital Asset Price Model).
Neste modelo, além da taxa de referência, também é adicionado um prêmio de
risco ponderado pela medida de volatilidade do ativo em questão em relação ao mercadoβ
94
em geral. Foram realizadas diversas estimativas em busca do valor que melhor se
aproximasse do conceito da constante.
Primeiro, foi calculado os log-retornos das ações da Petrobras e Ibovespa, em
valores nominais, utilizando-as como variável dependente e independente,
respectivamente. Através da fórmula citada no capítulo 4, foi calculado o para cada dia,β
utilizando-se os valores dos pregões (até o fechamento, ex-after-market) dos últimos 5
anos como referência (30 de dezembro de 2019 até 06 de março de 2015). Para refinar o
valor, foi também calculado o através da média ponderada entre os ativos e o número deβ
ações com base na composição acionária da companhia contra o Ibovespa. Alguns valores
relevantes são mostrados no quadro 5.10 abaixo.
Quadro 5.10: Valores utilizados para a estimação do beta
Medida Valor
Média 1,569
Desvio-Padrão 0,120 (7,6%)
Total da Amostra 1192
Erro Padrão 0,045
Intervalo de confiança (95%) [1,481;1,657]
Fonte: Elaborada pelos autores
Como exposto no item 5.1.2, a Petrobras é fortemente impactada pelo cenário
político. Traçando o gráfico (gráfico 5.5), é possível atrelar alguns desses impactos ao
cálculo do , portanto ao risco da ação. Março de 2016 se refere ao impacto das ações daβ
Operação Lava-Jato a determinados políticos ligados ao governo, inclusive ao
ex-presidente Lula [68]. Outro fato importante foi a greve dos caminhoneiros [69]. Em
outubro de 2018, também podemos verificar a influência das eleições.
95
Gráfico 5.5: Estimativa diária para 5 anos entre 2015-2019β
Fonte: Elaborada pelos autores
Analisando a equação abaixo obtida pela regressão, pode-se perceber que o
coeficiente a, tal que b a<Rf(1-b) demonstra que a ação performou pior do que o esperado
- Gráfico 5.6.
Gráfico 5.6: Análise de regressão Petrobrasβ
Fonte: Elaborada pelos autores
96
Através do quadro 5.11, é possível avaliar alguns resultados importantes com
relação a regressão realizada.
Quadro 5.11: Estatística de regressão Petrobrasβ
Fonte: Elaborada pelos autores
Para análise do beta encontrado, é necessário levar em consideração certas
características da empresa estudada. No momento de análise (final do ano de 2019), a
empresa encontra-se com uma das maiores dívidas mundiais dentro do setor de óleo e gás.
Infelizmente, devido a natureza monopolística do setor de refino, optou-se por não
trabalhar com o bottom-up beta, já que não há outras empresas brasileiras relevantes no
setor de refino para que se houvesse um cálculo satisfatório do beta que trouxesse um
menor erro-padrão. Optou-se, então, por utilizar o final da série histórica (31 de dezembro
de 2019) com valor de 1,604, já que reflete os acontecimentos mais recentes com relação à
empresa e também pertence ao intervalo de confiança. Com este valor, é possível
prosseguir no próximo ítem com o cálculo da Taxa Livre de Risco, para que seja possível
estimar o custo total do patrimônio líquido.
5.1.5.1. Estimação da Taxa Livre de Risco
Para a estimação da taxa livre de risco, um dos critérios utilizados é que a entidade
que emita o título tenha o menor risco de default associado. Dentro deste quesito, optou-se
97
por utilizar as taxas emitidas por títulos do governo brasileiro. Existem dois conceitos
utilizados para se analisar o perfil da dívida brasileira, a Dívida Líquida do Setor Público
(DLSP) e a Dívida Bruta do Governo Geral (DBGG).
As estatísticas referentes à primeira foram computadas desde os anos 80, enquanto
a DBGG começou a ganhar relevância apenas no final dos anos 90. Devido a mecanismos
de endividamento que não eram corretamente traduzidos pela DLSP utilizados com mais
intensidade pelos governos recentes (2010 em diante), a DBGG passou a ser o conceito
mais utilizado. [70].
Atualmente, a DLSP é calculada a partir dos dados do governo federal (União e
INSS), governos regionais, empresas estatais não dependentes e não financeiras (exclusive
Petrobras e Grupo Eletrobrás) e Banco Central. A DBGG engloba os governos federal,
estadual e municipal, sem estatais e sem Banco Central e também não desconta os ativos
dos governos. À DLSP há essa dedução, inclusive as reservas internacionais geridas pelo
Banco Central e os créditos do Tesouro Nacional junto ao BNDES. Portanto, também há
um impacto cambial na diferença entre os dois conceitos. O quadro 5.12 apresenta um
perfil da DBGG no segundo mês de 2018.
98
Quadro 5.12: Componentes da Dívida Pública do Governo Central (Fev/18)
R$ milhões participação (%)
Governo Central 4.683.599 94,5
Mobiliária interna 3.409.785 68,8
Compromissadas 1.147.384 23,1
Bancária 9.258 0,2
Externa 117.171 2,4
Governo Estadual 237.005 4,8
Bancária 137.383 2,8
Externa 99.622 2,0
Governo Municipal 36.616 0,7
Bancária 25.710 0,5
Externa 10.906 0,2
Fonte: Elaborado pelos autores [83]
Pela tabela acima, é possível perceber a representatividade da dívida pública
federal. A maior parte desse passivo se concentra em dois itens: a dívida mobiliária
interna, que correspondia a 49,4% do PIB em outubro de 2019 (R$3,5 trilhões), e as
operações compromissadas do Banco Central. [71] O primeiro item supre a necessidade de
financiamento e refinanciamento do governo central e o segundo resulta do controle da
liquidez da economia, embora, ao ter alcançado a atual dimensão, acabou por assumir
também caráter de endividamento público. No gráfico 5.7 é possível perceber a trajetória
destes indicadores e componentes desde de dezembro de 2006.
99
Gráfico 5.7: Indicadores e componentes de Dívida Pública (%PIB)
Fonte: [71]
A Dívida Pública Federal pode ser particularizada das seguintes maneiras:
(5.5)𝐷𝑃𝐹 = 𝐷𝑃𝑀𝐹𝑖
+ 𝐷𝑃𝐹𝑒
(5.6)𝐷𝑃𝑀𝐹𝑖
= 𝐷𝑃𝑀𝐹𝑖,𝑚
+ 𝐷𝑃𝑀𝐹𝑖,𝐵𝐶𝐵
(5.7)𝐷𝑃𝐹𝑒
= 𝐷𝑃𝑀𝑒
+ 𝐷𝑃𝐶𝑒
, (5.8) onde:𝐷𝑃𝐹𝑚
= 𝐷𝑃𝑀𝐹𝑖,𝑚
+ 𝐷𝑃𝐹𝑒
Dívida Pública Federal;𝐷𝑃𝐹 =
Dívida Pública Mobiliária Federal Interna;𝐷𝑃𝑀𝐹𝑖
=
= Dívida Pública Federal Externa;𝐷𝑃𝐹𝑒
Dívida Pública Mobiliária Federal em Mercado;𝐷𝑃𝑀𝐹𝑖,𝑚
=
Dívida Pública Mobiliária Federal em Banco Central;𝐷𝑃𝑀𝐹𝑖,𝐵𝐶𝐵
=
Dívida Pública Mobiliária Externa;𝐷𝑃𝑀𝑒
=
Dívida Pública Contratual Externa;𝐷𝑃𝐶𝑒
=
Dívida Pública Federal em Mercado.𝐷𝑃𝐹𝑚
=
100
Seguindo a análise, antes de encontrar a taxa que será utilizada como referência
para a taxa livre de risco, é necessário entender que, como o valuation envolve previsões
futuras, não se pode trabalhar com o estoque da dívida (dívidas contraídas em datas
passadas), e sim com os custos de emissão dos títulos de duração relevante.
Gráfico 5.8: Custo Médio x Custo Emissão (%)
Fonte: [71]
Para o cálculo da taxa livre de risco, será utilizado o componente de maior liquidez
da dívida pública brasileira. Na tabela 5.11, é possível perceber que a LFT (Letra
Financeira do Tesouro) é o título com maior percentual dentro do estoque da DPMFi.
101
Tabela 5.11: Custo Médio x Custo Emissão (%)
Dez/18 Nov/19 Dez/19
DPF 3.877,06 4.205,42 4.248,91 100%
DPMFi 3.728,86 4.033,91 4.083,23 100% 100%
LFT 1.370,38 1.646,60 1.648,89 40,38% 38,81%
LTN 872,51 832,91 855,03 20,94% 20,12%
NTN-B 962,39 984,74 1.002,20 24,54% 23,59%
NTN-C 80,21 84,47 86,84 2,13% 2,04%
NTN-F 397,09 444,34 449,98 11,02% 10,59%
Dívida Securitizada 5,06 2,377 3,74 0,09% 0,09%
TDA 1,44 1,17 1,12 0,03% 0,03%
Demais 39,77 35,91 35,44 0,87% 0,83%
DPFe13 148,20 171,51 165,68 100,00% 3,90%
Dívida Mobiliária 133,81 156,24 150,37 90,76% 3,54%
Global USD 118,48 140,79 134,96 81,46% 3,18%
Euro 4,53 4,73 4,62 2,79% 0,11%
Global BRL 10,80 10,70 10,79 6,51% 0,25%
Dívida Contratual 14,39 15,27 15,31 9,24% 0,36%
Organismos Multilaterais 3,68 3,61 3,46 2,09% 0,08%
Credores Privados / Ag. Gov. 10,71 11,66 11,85 7,15% 0,28%
Fonte: [71]
Este título tem como finalidade acompanhar a SELIC Meta. É atualizada
diariamente pela taxa Selic Over do dia anterior. Portanto, a taxa utilizada como proxy para
a taxa livre de risco que seja mais adequada seria a Taxa Selic. Porém, a mesma é utilizada
como parâmetro de curto prazo. Desta forma, como proxy da taxa Selic, optou-se por
13 Valores da DPFe convertidos de todas as moedas US$ e, posteriormente, de US$ para R$ com acotação do último mês
102
utilizar a Taxa DI futura a mercado referente ao último dia do ano de 2019. O horizonte
definido para a avaliação da empresa foi de 5 anos - indicado no gráfico 5.9.
Gráfico 5.9 - Spread Taxa Selic x Taxa DI Pré Over (bps)
Fonte:Elaborado pelos autores [72]
Seguindo os critérios propostos, a taxa encontrada foi de 6,19% (31 de dezembro
de 2019). O valor do CDS era de 0,99%.
(5.9)𝑅𝑓
= 𝑇𝑏𝑟
− 𝐶𝐷𝑆𝑏𝑟
(5.10)5, 2% = 6, 19% − 0, 99%
Portanto, a taxa livre de risco foi calculada através de uma taxa de referência,
baseada na soma do título CDS (Credit Default Swap) brasileiro de 5 anos e a taxa DI de 5
anos a mercado. A soma destes dois títulos equivale a taxa livre de risco de
aproximadamente 5,2%, que, junto ao prêmio de risco, conforme o próximo item, nos
informará o custo do Patrimônio Líquido.
103
5.1.6. Estimação do Prêmio de risco
Para a estimação do prêmio de risco, será estimado o retorno futuro do Índice
Bovespa. Este índice começou em a ser contabilizado em 1968 [73] e reúne as maiores
empresas listadas na B3, servindo como referência para o mercado de capitais.
[74] O objetivo do Ibovespa é ser o indicador do desempenho médio das cotações
dos ativos de maior negociabilidade e representatividade do mercado de ações brasileiro.
Desta maneira, corresponde a aproximadamente 80% do número de negócios e volume
financeiro do mercado de capitais, sendo formado pelos dados de cerca de 80 empresas.
Sua composição é revisada de quatro em quatro meses.
O Ibovespa é um Índice de Retorno Total, ou seja, ele leva em consideração
também as distribuições de proventos. Portanto, são incorporados no cálculo os
dividendos, juros sobre capital próprio (JCP), recebimento de ativos diferentes daqueles
originalmente possuídos, direitos de subscrição, ativos a título de bonificação ou
desdobramentos, entre outros. Para os recebimentos em dinheiro, após o encerramento do
último pregão “com-direito”, o mesmo é distribuído em todos os demais ativos integrantes
da carteira, na proporção de suas respectivas participações.
[75] Para se calcular o índice Bovespa são utilizados apenas os ativos disponíveis
para negociação, ou seja, o free float das empresas. Segundo a Instrução 480 da CVM
(Comissão de Valores Mobiliários), as empresas devem informar esses dados no
Formulário de Referência.
(5.10), onde:𝑃𝑒𝑥
=𝑃
𝑐+(𝑆×𝑍)−𝐷−𝐽−𝑅𝑒𝑛𝑑−𝑉
𝑒𝑡
1+𝐵+𝑆
preço ex-teórico;𝑃𝑒𝑥
=
último preço com direito ao provento;𝑃𝑐
=
percentual de subscrição, em número índice;𝑆 =
valor de emissão da ação a ser subscrita, em moeda corrente;𝑍 =
valor recebido a título de dividendo, em moeda corrente;𝐷 =
juros sobre capital próprio, em moeda corrente, líquidos de imposto;𝐽 =
rendimentos, em moeda corrente, líquidos de imposto;𝑅𝑒𝑛𝑑 =
104
valor econômico teórico resultante do recebimento de provento em outro𝑉𝑒𝑡
=
tipo/ativo;
percentual de bonificação (ou desdobramento), em número-índice.𝐵 =
A carteira vigente em 31 de dezembro era formada por 70 ativos. Devido a
dificuldade em se encontrar uma fonte de dados que fosse possível extrair de forma
simples o valor do índice referente a proventos e recompra de ações, optou-se por fazer
uma aproximação. Através do histórico de distribuição de dividendos, JCP,
desdobramentos de ações e outros eventos, foi possível calcular uma média ponderada em
valores financeiros. Alguns desses eventos seguem listados na tabela 5.12.
Tabela 5.12: Eventos corporativos de ativos pertencentes ao Ibovespa em 2019
Ticker Nome da Ação Proventos Código ISINDeliberadoem
Negócioscom até
% / Fator deGrupamento
EQTL3 EQUATORIAL DESDOBRAMENTO BREQTLACNOR0 27/11/2019 27/11/2019 400
IRBR3 IRBBRASIL RE DESDOBRAMENTO BRIRBRACNOR4 19/09/2019 25/09/2019 200
RENT3 LOCALIZA BONIFICACAO BRRENTACNOR4 12/12/2019 20/12/2019 5
LREN3LOJASRENNER BONIFICACAO BRLRENACNOR1 30/04/2019 30/04/2019 10
MGLU3
MAGAZLUIZA DESDOBRAMENTO BRMGLUACNOR2 31/07/2019 5/8/2019 700
NATU3 NATURA INCORPORACAO BRNATUACNOR6 16/12/2019 17/12/2019 100
NATU3 NATURA BONIFICACAO BRNATUACNOR6 17/09/2019 17/09/2019 100
UGPA3 ULTRAPAR DESDOBRAMENTO BRUGPAACNOR8 10/04/2019 17/04/2019 100
O valor financeiro referente a distribuição destes proventos foi calculada
proporcionalmente ao número índice levando-se em consideração a fórmula de apuração
do índice abaixo. Não foram incluídas as recompras de ações.
(5.11), onde:Í𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒(𝑡)
= 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑑𝑎𝑐𝑎𝑟𝑡𝑒𝑖𝑟𝑎𝑅𝑒𝑑𝑢𝑡𝑜𝑟 = 𝑖=1
𝑛
∑ (𝑃𝑖𝑡×𝑄𝑖
𝑡)
α
Í𝒏𝒅𝒊𝒄𝒆(𝒕) = valor do índice no instante t;
𝒏 = número total de ativos integrantes da carteira teórica do índice;
105
𝑷𝒊𝒕 = último preço do ativo i no instante t;
𝑸𝒊𝒕 = quantidade do ativo i na carteira teórica no instante t;
= redutor utilizado para adequar o valor total da carteira ao valor de divulgaçãoα
do índice.
Desta maneira, chegou-se a 3.866 pontos do índice, referentes à distribuição destes
proventos. Aplicando-se a taxa livre de risco como fator de crescimento destes proventos,
encontra-se a seguinte estimativa de fluxo de caixa para uma aplicação no Ibovespa em
31/12/2019 na figura 5.1.
Figura 5.1 : Estimativa de fluxo de caixa para Ibovespa em 2019
Fonte: Elaborada pelos autores
Desta forma, a percepção de mercado para o prêmio de risco no final de 2019 pode
ser calculada resolvendo-se a equação abaixo:
(5.12), onde115. 645, 34 = 4.105,69
(1+𝑟)1 + 4.439,98
(1+𝑟)2 + 4.597,93
(1+𝑟)3 + 4.848,52
(1+𝑟)4 + 5.100,64·(1,052)
(𝑟−0,052)·(1+𝑟)5
.𝑟 = 8, 7%
Com este dado e com a taxa livre de risco calculada anteriormente, será possível
realizar a estimação do custo do Patrimônio Líquido, conforme o próximo subitem
106
5.1.7. Estimação do Custo do Patrimônio Líquido
O custo do patrimônio líquido foi calculado pela equação 4.9 descrita no item
4.1.4, utilizando os dados dos itens anteriores.
Tabela 5.13: Dados utilizados
Cálculo custo de capital
Taxa livre de risco Brasil (Rf) 5,20%
DI Over 5 anos 6,19%
CDS Brasil 0,99%
Risco de mercado (Rm) 8,70%
Equity risk premium (Rm-Rf) 3,50%
Beta 1,604
Beta desalavancado N.A.
Custo do patrimônio Líquido 10,81%
Fonte: Elaborada pelos autores
O custo do patrimônio líquido obtido foi igual a 10,81%, na tabela 5.13. O próximo
item tratará da estimação do custo da dívida, outro fator importante para se determinar a
taxa de desconto.
5.1.8. Estimação do Custo da Dívida
Para a estimação do custo da dívida, foram verificadas as taxas que a Petrobras
oferece nas emissões de títulos de financiamento. Devido ao tamanho da empresa, sua
inserção global e liquidez, e também como forma de diversificação e proteção cambial, ela
opta por emitir títulos em diversas moedas, conforme a tabela 5.14.
107
Tabela 5.14: Títulos de dívida Petrobras
Vencimento ematé 1ano
1 a 2anos
2 a 3anos
3 a 4anos
3 a 4anos
5 anos emdiante Total
Valorjusto
Financiamentos emDólares (US$): 14.155 12.721 11.195 23.549 26.234 106.710 194.564 230.114
Indexados a taxasflutuantes 11.065 6.975 8.684 17.953 20.060 15.508 80.245
Indexados a taxasfixas 3.090 5.746 2.511 5.596 6.174 91.202 114.319
Tx média dos financ. 5,30% 5,40% 5,50% 5,50% 5,60% 6,60% 6,20%
Financiamentos emReais (R$) 3.109 2.463 6.144 7.188 8.122 15.317 42.343 51.522
Indexados a taxasflutuantes 1.364 1.510 4.882 6.333 6.280 6.751 27.120
Indexados a taxasfixas 1.745 953 1.262 855 1.842 8.566 15.223
Tx média dos financ. 3,80% 4,20% 4,50% 4,30% 3,80% 2,80% 3,70%
Financiamentos emEuro (Eur) 553 818 1.565 1.655 54 5.682 10.327 13.777
Indexados a taxasfixas 553 818 1.565 1.655 54 5.682 10.327
Tx média dos financ. 4,70% 4,70% 4,80% 4,60% 4,60% 4,60% 4,70%
Financiamentos emLibras 192 7.552 7.744 9.627
Indexados a taxasfixas 192 7.552 7.744
Tx média dos financ. 6,20% 6,30% 6,30%
FinanciamentosOutras Moedas 4 4 4
Indexados a taxasfixas 4 4
Tx média dos financ. 10,10% 10,10%
Total em 31 dedezembro 2019 18.013 16.002 18.904 32.392 34.410 135.261 254.982 305.044
Tx média dos financ. 5,10% 5,20% 5,30% 5,30% 5,30% 6,30% 5,90%
Total em 31 dedezembro 2018 14.207 15.193 27.170 39.978 46.305 183.308 326.161 332.956
Tx média dos financ. 5,50% 5,90% 5,90% 5,80% 5,80% 6,40% 6,10%
Fonte: Elaborada pelos autores
108
Através da tabela acima, é possível perceber que a dívida total da Petrobras em
2019 era igual a 254 bilhões de reais. Uma fatia de 53% deste valor corresponde a dívidas
de longo prazo, com 5 anos ou mais de vencimento para frente. A taxa média informada
pela empresa para estas dívidas é de 6,3%. Esta foi a taxa utilizada como custo médio da
dívida da empresa. Com esta taxa e com o custo do Patrimônio Líquido calculado, se é
possível determinar a taxa de desconto e a estimação do valor final pelo Fluxo de caixa
descontado, conforme o próximo subitem.
5.1.9. Estimação do valor final pelo Fluxo de caixa descontado
Analisando a relação entre os dados históricos de imposto de renda (contribuição
social) e o lucro antes do resultado financeiro da companhia, observa-se que foi pago uma
proporção entre 33% e 36%. Desta maneira, optou-se por descontar do EBIT um
percentual de 34% para pagamento de impostos. Para o cálculo do fluxo de caixa, também
foram subtraídos os valores referentes aos investimentos (CAPEX), através de uma
estimativa utilizando-se uma média dos últimos 4 períodos - tabela 5.15.
109
Tabela 5.15: CAPEX e Fluxo de Caixa
2020 2021 2022 2023 2024 2025
(-) Capex (6.410) (6.538) (6.669) (6.803) (6.939) (7.077)
REFAP (1.091) (1.113) (1.135) (1.158) (1.181) (1.205)
RELAM (828) (845) (862) (879) (897) (915)
REPAR (629) (641) (654) (667) (680) (694)
REGAP (529) (539) (550) (561) (572) (584)
REMAN (547) (558) (569) (580) (592) (604)
SIX (447) (456) (465) (474) (484) (494)
REPLAN (121) (123) (126) (128) (131) (134)
REDUC (139) (142) (145) (148) (151) (154)
REVAP (21) (21) (22) (22) (23) (23)
RPBC (15) (15) (15) (16) (16) (16)
RECAP (100) (102) (104) (106) (108) (110)
IPIRANGA (195) (198) (202) (207) (211) (215)
RPCC (410) (418) (427) (435) (444) (453)
COMPERJ - - - - - -
PASADENA (263) (268) (274) (279) (285) (290)
Fluxo de Caixa 2.800 13.257 14.079 14.943 15.893 16.799
Fator de desconto 1,00 0,93 0,87 0,81 0,75 0,70
Fluxo de Caixa descontado 2.800 12.334 12.187 12.033 11.907 36.268
VP no ano 87.528 84.728 72.395 60.208 48.175 36.268
Valor Presente (USD bi) 21,5
R$/ação 6,71
Fonte: Elaborada pelos autores
O Valor Presente Líquido de 87 bilhões de reais foi calculado da seguinte maneira:
𝑁𝑂𝑃𝐿𝐴𝑇 = 𝐸𝐵𝐼𝑇 − 𝑖𝑚𝑝𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠
𝐹𝑙𝑢𝑥𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 = 𝑁𝑂𝑃𝐿𝐴𝑇 + 𝐷𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 − 𝐶𝑎𝑝𝑒𝑥
𝐹𝑙𝑢𝑥𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑜𝑛𝑡𝑎𝑑𝑜 = 𝐹𝑙𝑢𝑥𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 * 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑜𝑛𝑡𝑜
110
5.1.10. Análise de sensibilidade
5.1.10.1. Fator de utilização
Para a aplicação da teoria de opções reais, com opção de se alterar escalas, se
escolheu sensibilizar o fator de utilização das refinarias e a taxa de câmbio, visto cenários
possíveis, como, risco político e fiscal que atuam sob o dólar e o fator da demanda
implicando na taxa de utilização das refinarias. O fator de utilização será sensibilizado
para os valores de 60%, 70% e 80% com todo o resto mantido constante. Os valores foram
escolhidos com objetivo de apresentar resultados com valores superiores e inferiores ao
apresentado no caso base, exposto no item anterior - os valores se encontram na tabela
5.16.
Tabela 5.16: Impacto do fator de utilização no valuation de acordo com a taxa de câmbio
Fator de utilização/ US$
60% 70% 80%
3 R$ 37,0 bilhões R$ 50,8 bilhões R$ 64,7 bilhões
4 R$ 51,1 bilhões R$ 69,9 bilhões R$ 88,6 bilhões
5 R$ 65,26 bilhões R$ 88,9 bilhões R$ 112,6 bilhões
Fonte: Elaborado pelos autores
5.1.10.2. Crack Spread
Outro fator sensibilizado foi o crack spread, como mostrado na tabela 5.17.
Tabela 5.17: Impacto do fator de utilização no valuation de acordo com a taxa de câmbio
Crack spread/ US$
8 10 12 14
3 R$ 58,2 bilhões R$ 61,4 bilhões R$ 63,6 bilhões R$ 65,7 bilhões
4 R$ 81,3 bilhões R$ 84,2 bilhões R$ 87,1 bilhões R$ 90,0 bilhões
5 R$ 103,5 bilhões R$ 107,1 bilhões R$ 110,7 bilhões R$ 114,3 bilhões
Fonte: Elaborado pelos autores
111
Tabela 5.18: Cálculo do valor esperado
Dólar 3 4 5
Probabilidade 20% 50% 30%
Valuation R$ 64,7 bilhões R$ 88,6 bilhões R$ 112,6 bilhões
Fonte: Elaborado pelos autores
Desta forma, o valor esperado será de R$ 91,02 bilhões, uma vez que corresponde a
20% * 64,7 + 50% * 88,6 + 30% * 112,6. Com estas informações será possível sofisticar
um modelo simplificado de aplicação da Teoria de Opções Reais no próximo item.
5.2. Aplicação da Teoria De Opções Reais
5.2.1. Árvore de decisões
Pelo ponto de vista de um investidor que queira adquirir o parque de refino
proposto, é necessário elencar algumas decisões gerenciais que se podem fazer necessárias
no transcorrer das atividades. Algumas delas incluem, por exemplo: a possibilidade de se
realizar ou adiar um investimento tanto de manutenção, quanto de expansão, que
consequentemente influiriam no nível de paradas técnicas de produção; a opção de se
abandonar o projeto; de se investir gradualmente; a opção de parada temporária; e a opção
de troca de entrada ou saída de matéria-prima.
A seguir, será apresentada, como exercício, uma árvore binomial simples com
relação a postergação de investimentos.
5.2.2. Opção de Postergação de Investimentos
A possibilidade de se postergar um investimento é análoga a uma opção de compra:
é um direito, mas não uma obrigação de adquirir o ativo. Após a decisão ser feita, a opção
não existirá mais. Na maioria dos casos, o investimento inicial pode ser conhecido, mas o
fluxo de caixa decorrente é sujeito a incertezas. A opção de se postergar o investimento ou
a compra de uma refinaria é análoga, tendo casos vantajosos tanto para quem assume o
112
papel de vendedor, quanto para o seu par, o comprador. A árvore binomial se encontra na
tabela 5.19.
Tabela 5.19: Árvore binomial com valores futuros
2020 2021 2022 2023 2024
228
179
141 132
111 104
88 82 76
64 60
47 44
35
26
Fonte: Elaborado pelos autores
Para cada cenário projetado, pode-se avaliar qual a melhor decisão, investir ou não
investir. A primeira opção se traduz em um Valor Presente Líquido positivo, enquanto o
segundo terá um Valor Presente Líquido nulo. Após a escolha da melhor decisão, o Valor
Presente Líquido será descontado até a data presente. No cenário abaixo, a cada dois anos,
há a opção de se investir, ou postergar o investimento para o ano seguinte. A cada ano, os
valores de fluxo de caixa foram ajustados com base em uma sensibilidade de variação da
cotação do dólar, utilizando-se uma probabilidade de 60% para o cenário otimista e 40%
para o cenário pessimista - Figura 5.2.
113
Gráfico 5.2: Árvore de decisões (valor futuro)
Fonte: Elaborado pelos autores
Levando-se em conta as probabilidades listadas acima e os valores futuros, o valor
descontado para a opção de postergação do investimento seria de cerca de R$79 bilhões.
Desta forma, a opção de postergação, no cenário proposto, seria economicamente pior para
a visão dos investidores.
114
6. Conclusão
Após o estudo detalhado dos processos e estrutura das principais refinarias do
parque de refino brasileiro, foi possível perceber a dinamicidade do setor e a quantidade de
variáveis que envolvem esta atividade. Chega-se à conclusão de que se é uma atividade
extremamente complexa do ponto de vista técnico e logístico, como também, além de
influir em temas macroeconômicos, também sofre fortemente a influência de fatores
externos.
A questão central com relação à opção de se desinvestir pelo olhar da empresa
detentora atualmente das refinarias estudadas parte principalmente pelo estudo detalhado
de qual valor justo a receber em dado momento. Dentre as variáveis estimadas, no capítulo
anterior, foi possível entender que o valor justo para a venda do conjunto de refinarias
proposto seria na ordem de R$88 bilhões.
No entanto, o valor justo pode ser ajustado e refinado ao se sofisticar os modelos
propostos. A hipótese inicial de que a metodologia utilizada baseando-se na Teoria de
Opções Reais faria com que o modelo se aproxime de situações reais foi justificada, no
entanto, a análise discreta pode ainda ser aperfeiçoada optando-se por uma análise
contínua. As estimativas das variáveis também podem ser refinadas tendo uma avaliação
mais profunda estatisticamente.
Para aumentar a geração de valor para o acionista, a otimização da carteira de
refinarias da Petrobrás pode ser vista como benéfica a partir do momento em que o valor
de venda seja maior do que o valor gerado pelo fluxo de caixa da atividade. Pela ótica do
comprador, a análise de investimento de uma refinaria de petróleo precisa levar em
consideração as principais incertezas e flexibilidades associadas ao projeto, como fatores
micro e macroeconômicos, além do risco de interferência política.
Conforme exposto, a dinâmica de mercado do setor de óleo e gás apresenta
diversas particularidades. O crack spread, o fator de utilização (que influi nas taxas de
importação de derivados) e o dólar, são algumas das principais incertezas do fluxo de caixa
de uma refinaria. Conforme exposto no capítulo anterior, uma variação no crack spread de
$4/boe, pode significar uma perda de R$10 bilhões no valor de mercado. Na ótica
115
governamental, vale salientar que esta depreciação pode compensar o relativo uso social da
empresa para, por exemplo, controle de inflação.
Com relação ao prosseguimento do estudo, a análise detalhada das particularidades
de cada refinaria, principalmente em relação às bonificações e prejuízos com relação às
diferentes localizações, pode-se tornar um bom ponto de partida para próximas pesquisas.
Sabendo que cada poço de petróleo contém um tipo de petróleo diferente e com certo
desconto ou prêmio em relação ao preço internacional, é possível estimar o histórico do
spread dos preços dos insumos de cada refinaria em relação ao benchmark internacional.
Em geral, o petróleo explorado na costa brasileira tem um baixo grau API, ou seja,
é muito denso e viscoso, e nossas refinarias, planejadas em função de um óleo mais leve,
têm dificuldades de processar este óleo bruto. O processamento é realizado normalmente
através de um blending com óleos nacionais e importados, objetivando a produção máxima
de derivados de maior valor de mercado.
Em relação ao contexto global, a capacidade de refino do mundo vem aumentando
enquanto o número de refinarias diminui cada vez mais. Esse processo aconteceu não só
pelas novas tecnologias que introduziram métodos mais eficiente de refino, mas também à
expansão das refinarias existentes.
Por fim, este presente trabalho tem o intuito de contribuir dissertando de forma
didática sobre os aspectos relevantes para se valorar o setor de refino. Pretende-se ser um
guia que discute conceitos simples e os aprofunde até onde seja necessário, para que seja
passível de entendimento de forma clara e permita a construção de um modelo de
valoração.
7.
116
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124
APÊNDICE A - LIMITAÇÕES E DELIMITAÇÕES
Como limitações, o objeto de estudo será as refinarias que integram o corpo da
Petrobras e serão considerados apenas os dados até 31 de dezembro de 2019. Ressalta-se
que impactos macroeconômicos relacionados a Pandemia de COVID-19, doença
respiratória aguda causada pelo coronavírus da síndrome respiratória aguda grave 2
(SARS-CoV-2) que eclodiu inicialmente em Dezembro de 2019, não serão levados em
consideração.
Não serão considerados, a nível de atividades, os processos de unidades auxiliares
de refino. A avaliação foi realizada pelo ponto de vista do parque agregado e não refinaria
a refinaria, o que incluiria a quebra de sinergias que já são captadas atualmente pela
Petrobras. Os preços e volumes, em sua maior parte, foram considerados também de forma
agregada, não se levando em consideração as diferenças de, principalmente: custos e
eficiências logísticos de cada região; e diferenças em preços e qualidades de insumos.
125
APÊNDICE B - UNIDADES DE TRATAMENTO POR REFINARIA
Unidades de processamento RLAM
Unidades de Destilação Atmosférica Unidade de Desoleificação a Propano
Unidades de Destilação Atmosférica e a Vácuo Unidade de Desparafinação / Desoleificação a MIBC
Unidade de Destilação à Vácuo (Fábrica de Asfaltos) Unidade de Hidrotratamento de Parafinas
Unidade de Craqueamento Catalítico Fluido Unidade de Geração de Hidrogênio
Unidade de Craqueamento Catalítico de Resíduo Unidade de Percolação de Parafina com Bauxita
Unidade de Desasfaltação a Propano Unidade Entabletadora de Parafinas
Unidade de Fracionamento de Naftas Unidade de Normais Parafinas
Unidades de Fracionamento de LGN Unidade de Hidrogenação de N-Parafinas
Unidade de Extração de Aromáticos a Fenol Unidade de Recuperação de Enxofre
Unidade de Solidificação e Carregamento de Enxofre
126
Unidades de Tratamento REDUC
Destilação Atmosférica e a Vácuo para Combustíveis Unidade de Processamento de Gás Natural 2(Turbo-Expansão)
Unidade de Reforma Catalítica Unidade de Hidrotratamento de QAV e Diesel
Unidade de Desasfaltação a Propano Unidade de Hidrotratamento de Diesel
Unidade de Craqueamento Catalítico Fluido Unidade de Tratamento de Águas Ácidas
Unidade de Tratamento Bender de QAV Unidade de Tratamento com Dietanolamina
Unidade de Recuperação e Tratamento de GLP Unidade de Propano Grau Polímero (Separação dePropeno)
Destilação Atmosférica e a Vácuo para Lubrificantes Unidade de Metil Tércio Butil Éter (MTBE)
Unidade de Desaromatização a Furfural Unidade de Recuperação de Enxofre
Unidade de Desparafinação a MIBC Unidade de Fracionamento de Líquido de Gás Natural(UFL-I)
Unidade de Hidrotratamento de Óleos Básicos Unidade de Remoção de CO2 do Etano (UMEA-I)
Unidade de Geração de Hidrogênio Unidade de Coqueamento Retardado
Unidade de Desoleificação a MIBC Unidade de Tratamento de Águas Ácidas
Unidade de Hidrotratamento de Parafinas Unidade de Tratamento com Dietanolamina
Destilação Atmosférica e a Vácuo para Lubrificantes Unidade de Hidrotratamento de Nafta
Recebimento de GN Unidade de Tratamento de Águas Ácidas
Unidade de Pré-Fracionamento de Nafta Estação de Tratamento de Despejos Industriais (ETDI)
Unidade de Processamento de Gás Natural 1 (AbsorçãoRefrigerada)
127
