Embed Size (px)
Citation preview
UNIVERSIDADE CÂNDIDO MENDES
INSTITUTO A VEZ DO MESTRE
PÓS – GRADUAÇÃO “LATO SENSU”
ESTUDO DE VIABILIDADE ECONÔMICO – FINANCEIRA PARA
A EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO PRÉ – SAL
Por: Luciana Souza Silva
Orientador
Prof. Luis Cláudio Lopes Alves
Rio de Janeiro
2009
1
UNIVERSIDADE CÂNDIDO MENDES
INSTITUTO A VEZ DO MESTRE
PÓS – GRADUAÇÃO “LATO SENSU”
ESTUDO DE VIABILIDADE ECONÔMICO – FINANCEIRA PARA
A EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO PRÉ – SAL
Monografia apresentada ao Instituto A
Vez do Mestre – Universidade Cândido
Mendes como parte dos requisitos
para a obtenção do Grau de
Especialista em Finanças e Gestão
Corporativa.
Por: Luciana Souza Silva
2
AGRADECIMENTOS
Agradeço aos meus pais e ao meu
marido pelo apoio e paciência ao longo
dessa jornada.
3
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho ao meu avô,
Argemiro (in memorian), exemplo de
caráter e humildade.
4
RESUMO
As descobertas de petróleo na camada Pré – Sal no Brasil, fizeram
surgir inúmeras questões que hoje povoam discussões em diversos
meios. Sabe – se que os desafios envolvidos no desenvolvimento de seus
campos são de grandes proporções e, por conseguinte, os investimentos
para tal. Após a queda abrupta do preço do barril de petróleo no período
de um ano, oscilando de algo em torno dos US$ 145.00 aos US$ 35.00,
dúvidas surgiram quanto a viabilidade dos campos do Pré – Sal. Embora
as informações existentes hoje ainda sejam escassas para a realização do
estudo de viabilidade, procuramos neste trabalho estimar os custos de
exploração e produção e assim determinar a que preço do barril o Pré –
Sal apresenta – se viável.
5
METODOLOGIA
A metodologia empregada no desenvolvimento do presente
trabalho consiste na consulta a livros, jornais, revistas, relatórios
publicados por empresas do ramo petrolífero, web sites, leitura de artigos
de profissionais da área de economia, finanças e petróleo, além da coleta
de dados por meio de entrevistas realizadas com especialistas em
exploração e produção de petróleo a fim de obter o máximo de
informações relacionadas aos custos de desenvolvimento dos campos do
pré – sal.
6
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO 7
CAPÍTULO I
O PETRÓLEO 9
CAPÍTULO II
ANÁLISE DE INVESTIMENTOS 33
CAPÍTULO III
ESTUDO DE CASO 46
CONCLUSÃO 52
BIBLIOGRAFIA 53
ÍNDICE 54
7
INTRODUÇÃO
O petróleo é a principal fonte de energia do mundo, sendo inegável a
sua importância como estrutura ao desenvolvimento da atividade econômica
global.
A descoberta das reservas no pré-sal trouxe consigo grandes
expectativas no que se refere à retomada do crescimento do Brasil, ao fomento
de projetos sociais, ao aumento de seu parque industrial, ao desenvolvimento
tecnológico, à consolidação do petróleo brasileiro no cenário mundial.
Concomitantemente, questões relacionadas ao custo de
desenvolvimento da seção pré-sal também afloraram. Grandes são os
desafios. O emprego dos recursos técnicos, tecnológicos e logísticos
necessários à execução do projeto demanda investimentos elevados.
Ainda, nesse contexto, o mundo se depara com a queda abrupta da
cotação do barril do BRENT, variando de um pico de US$ 145.66 a um mínimo
de US$ 34.04.
Dentro desse cenário, surge a indagação: Até que patamar a queda
do preço do barril de petróleo ainda torna viável a exploração e produção
no pré-sal?
As reservas de óleo contidas na seção Pré-Sal apresentam,
indubitavelmente, grande importância econômica e estratégica para o Brasil.
Analistas estimam que toda a região, que se estende pela costa dos estados
do Espírito Santo a Santa Catarina, pode conter algo em torno de 100 bilhões
de barris.
Os desafios para extração do petróleo são imensos, pois está localizado
em águas ultraprofundas, abaixo da camada de sal, o que significam 7 km a
serem vencidos, entre lâmina d´água, rochas, camada de sal e reservatório.
Os montantes envolvidos em qualquer projeto que envolva Exploração e
Produção de Petróleo são conhecidamente de grandes proporções. Diferente
8
não é para o Pré – Sal. Ao contrário, grandes investimentos serão necessários
para que se proceda a extração do óleo e gás de seus reservatórios.
Assim, devido aos vultosos investimentos que serão demandados, às
oscilações da cotação do barril de petróleo, revela – se de fundamental
importância a realização de um estudo de viabilidade econômico – financeira,
procedendo – se a uma série de análises detalhadas do mercado, utilizando –
se de critérios auxiliares para a tomada de decisão, tais como o VPL, a TIR, o
PAYBACK, para então determinar se é viável a execução do projeto.
O presente trabalho tem como objetivo levantar os custos envolvidos
para a exploração e produção dos campos do Pré-Sal e realizar um estudo de
viabilidade econômica e financeira do desenvolvimento de seus campos em
função do preço do barril de petróleo.
Apresenta, ainda, como demais objetivos conceituar o petróleo,
abordando aspectos relacionados à sua composição química, formação e tipos
de óleos existentes; explicar a evolução da indústria do petróleo, no Brasil e no
mundo, destacando os choques do petróleo e ainda tratar de aspectos de
exploração e produção; apresentar informações sobre o pré – sal, sua
localização, formação e tamanho; explicar os desafios técnicos, tecnológicos e
logísticos envolvidos no desenvolvimento do pré – sal; conceituar estudo de
viabilidade econômico – financeira e descrever sua importância; definir os
diversos tipos de critérios e ferramentas utilizados em um estudo de viabilidade
econômico – financeiro e explicar a aplicabilidade de cada um deles; descrever
as etapas de Exploração e Produção envolvidas no desenvolvimento dos
campos de petróleo, analisando os custos de cada fase.
No primeiro capítulo, são abordados tópicos relacionados ao conceito,
origem e formação do petróleo, a evolução da indústria e, ainda, trata de
informações sobre o Pré – Sal, tais como localização, formação, tamanho e os
desafios envolvidos no desenvolvimento dos seus campos.
O capítulo segundo refere – se à conceituação e importância de um
estudo de viabilidade econômico – financeira para a tomada de decisão,
apontando alguns critérios e ferramentas utilizados no desenvolvimento do
estudo.
9
Por fim, no terceiro capítulo, será apresentado o estudo para o caso
proposto, com o detalhamento das etapas e custos envolvidos no
desenvolvimento dos campos do Pré – Sal.
10
CAPÍTULO I
O PETRÓLEO
O petróleo é um marco no desenvolvimento da humanidade, tendo
modificado de forma permanente a vida do homem. Uma das substâncias mais
cobiçadas do mundo, além de ser a principal fonte energética do planeta, é
matéria – prima para a produção de inúmeros compostos que dão origem a
produtos considerados imprescindíveis para as facilidades e comodidades da
vida moderna.
A indústria petrolífera provoca fascínio pela sua grandeza, pelas somas
elevadas de recursos financeiros que movimenta, pelo número de profissionais
que reúne, pelas diversas áreas de conhecimento envolvidas: engenharia,
geologia, direito, economia, administração. Tudo o que se relaciona ao petróleo
é grandioso.
Não há dúvidas da sua importância estratégica no cenário mundial. A
detenção de reservas e o domínio tecnológico para sua produção representam
hoje fator determinante para o desenvolvimento de países emergentes.
Sonia Shah, jornalista norte – americana, autora do livro Crude: The
Story of Oil, resume muito bem porque o petróleo dominou o mundo:
“Era uma vez uma sociedade que, para tornar a vida
mais confortável, utilizava principalmente árvores. Bebês
choravam em berços de madeira enquanto a casa era
aquecida pela queima de lenha. Hoje, o petróleo – e os
produtos e as máquinas que dele necessitam – penetraram
todos os aspectos da vida no planeta. Usa – se o ‘ouro
negro’ para colocar os carros em movimento, fazer os
aviões voar, aquecer e iluminar casas, esterilizar hospitais
e encher supermercados de frutas e legumes. Crianças
11
vêm ao mundo com a ajuda de mãos vestidas por luvas
sintéticas, são envolvidas em cobertores de poliéster e
levadas rapidamente para ambientes climatizados por
aquecedores a óleo. Praticamente tudo sobre a Terra é
transportado por máquinas movidas a petróleo, que se
locomovem sobre estradas pavimentadas com derivados
do mesmo. Os mais corriqueiros produtos do dia – a – dia
chegam – nos empacotados em embalagens plásticas
também provenientes de petróleo.”(SHAH,2007,P.241)
Assim, tendo em vista a magnitude do petróleo, a seguir serão
dedicados alguns tópicos ao estudo dessa fabulosa substância que
revolucionou o mundo.
1.1 – Conceito, Origem e Formação do Petróleo
A palavra petróleo tem sua origem no latim petra (pedra) e oleum (óleo).
De acordo com THOMAS (2004), quando no estado líquido, corresponde a
uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água, possuindo cheiro
característico e cor que varia entre o negro e o castanho – claro.
Constitui – se, basicamente, de uma mistura de compostos químicos
orgânicos, chamados hidrocarbonetos. Seu estado físico é determinado pelo
tamanho das moléculas que contém, ou seja, em condições normais de
pressão e temperatura, um percentual elevado de moléculas pequenas
determina o estado físico gasoso, já moléculas maiores estão associadas ao
estado líquido. (THOMAS, 2004, P. 4)
O petróleo origina – se a partir do depósito de sedimentos e matéria
orgânica. Os sedimentos, produtos da erosão e da ação do tempo, escorregam
pela terra, são acomodados em poças, arrastados por córregos e por fim
12
chegam ao mar. SHAH (2007) explica o fluxo: os rios correm em direção ao
oceano, carregando areia e sedimentos; quando se aproximam, seu fluxo
desacelera, e os sedimentos suspensos começam a afundar. Assim, as
camadas de sedimentos vão, aos poucos, aumentando no solo marinho; as
mais profundas são enterradas progressivamente, transformando – se em
pedra devido à compressão provocada por pesos cada vez maiores.
No solo marinho, restos de plâncton e outros sedimentos se misturam
com os sedimentos oriundos dos rios, podendo cobri – lo com cerca de 0,1
milímetros de matéria orgânica por ano, que chega a alcançar uma espessura
de cerca de um quilômetro após dez milhões de anos. Sabe – se que a maior
parte da matéria orgânica que começa a afundar nunca atinge o fundo do mar,
pois é comida por peixes ou destruída por bactérias. Entretanto, em
determinados momentos e locais, os sedimentos orgânicos são preservados e
enterrados, possibilitando a sua transformação em petróleo, caso observadas
condições adequadas para sua formação. Essa lama é uma precursora do
petróleo, composta em boa parte por carbono. (SHAH, 2007, P. 15)
As carcaças de plâncton, que são ricas em hidrocarbonetos (fusão de
carbono com hidrogênio), juntam – se aos sedimentos no fundo do mar,
enterrando cada vez mais fundo as camadas no leito oceânico. Com o avanço
dos sedimentos quilômetros adentro no subterrâneo, a água armazenada é
expelida das matérias compactas. Como já mencionado, a maior parte da
matéria orgânica provém dos plânctons que, por sua vez, são formados por
hidrocarbonetos, repelentes de água, enriquecendo, assim, as camadas com
esses compostos. Tais camadas, ricas, portanto, em hidrocarbonetos, se
endurecem após milhões de anos, resultando em finas lâminas de uma rocha
com cor variando entre o marrom e o negro.
As camadas sedimentares, depois de enterradas em regiões bem
profundas, a pelo menos dois quilômetros abaixo da superfície, transformar –
se – ão em uma argila xistosa abundante em hidrocarbonetos, que, sob
pressões cada vez maiores devido à aproximação ao centro da terra, será
lentamente aquecida. Após milhares de anos, os hidrocarbonetos presentes
13
nas rochas são transformados. O calor quebra as moléculas maiores, fazendo
com que fiquem cada vez menores e, assim, os hidrocarbonetos tornam – se
mais leves, menos viscosos e muito mais voláteis, preenchendo a chamada
rocha fonte ou geradora. (SHAH, 2007, P. 17)
Conforme THOMAS (2004), as diferentes faixas de temperatura a que
são submetidas a matéria orgânica determinam estágios diversos de
transformação, e, conseqüentemente, a variedade dos produtos gerados, como
metano bioquímico, hidrocarbonetos líquidos, gás, grafite, gás carbônico (Fig.
1.1 e Fig. 1.2)
Figura 1.1 Esquema geral de evolução da matéria orgânica (TISSOT
e WELTE, 1984).
14
Figura 1.2 Transformação termoquímica da matéria orgânica e
geração do petróleo (THOMAS, 2004)
Portanto, segundo THOMAS (2004), pode – se dizer que o processo de
geração de petróleo, em resumo, é resultado da captação da energia solar, por
meio da fotossíntese, e a transformação da matéria orgânica com o auxílio do
fluxo de calor proveniente do interior da Terra.
A rocha geradora por si só, não é suficiente para que se verifique uma
acumulação de petróleo e, menos ainda, a formação de uma jazida. Para tal,
outras condições devem ser obrigatoriamente atendidas. Dessa forma, após o
processo de geração, ainda deve ocorrer a migração, a acumulação em uma
rocha reservatório, a existência de rocha selante e de armadilhas para conter a
migração.
De acordo com THOMAS (2004), o petróleo é expulso da rocha de onde
foi gerado, transitando por uma rocha porosa e permeável, até que seja
interceptado e contido por uma armadilha geológica. O petróleo migrado,
portanto, acumula – se em uma rocha denominada reservatório, que pode ter
qualquer origem ou natureza, devendo, contudo, apresentar espaços vazios
(porosidade) e interconectados (permeabilidade). A acumulação será garantida
15
pela existência de uma barreira que possa impedir que o petróleo migrado se
perca, chamada de rocha selante, caracterizada por sua baixa permeabilidade
e plasticidade (Fig 1.3).
Figura 1.3 Rochas geradoras, reservatórios e selantes (THOMAS,
2004)
Por fim, a jazida será formada quando, além dos requisitos já explicados,
ocorrer a formação de trapas ou armadilhas (Fig. 1.4), isto é, elementos
arquitetônicos que se tornam abrigos para a contenção de fluidos.
Figura 1.4 Tipos de formações de trapas ou armadilhas
(http://cpgf.ufpa.br, acesso em 11/07/2009)
16
1.2 – A Indústria do Petróleo
O petróleo já era conhecido pelos povos da Antigüidade. Entretanto, sua
utilização era bem diferente da destinação que hoje lhe é dada. Chegou a ser
utilizado como vedação à prova de água em casas e embarcações, como
material bélico e até como símbolo sagrado, tendo o seu uso sido limitado e
considerado quase que inútil e inadequado , pois era muito combustível.
Por volta de 1850, nos Estados Unidos da América, o petróleo passou a
ser retirado na Pensilvânia e empregado como remédio para conter uma série
de doenças que assolava o país.
Marco do início da exploração comercial do petróleo data de 1859,
quando, em Tittusville, Pensilvânia, o famoso Coronel Drake, ex – maquinista,
perfurou um poço de 21 metros de profundidade, valendo – se de um sistema
de percussão movido a vapor e descobriu – se que a destilação do óleo gerava
querosene, empregado na iluminação. (THOMAS, 2004)
Contudo, deve – se ressaltar que, nessa época, século XIX, o único
derivado do petróleo considerado útil era justamente o querosene, que passou
a ser produzido ao máximo pelas refinarias norte – americanas, uma vez que
substituía, com uma boa margem de lucro, o querosene obtido a partir do
carvão e o óleo de baleia, produtos amplamente utilizados para iluminar as
noites. (SHAH, 2007)
Outro nome de destaque na história da indústria do petróleo é John D.
Rockefeller, empreendedor de Nova York que construiu fortuna no mercado de
querosene. Fez com que seus negócios se tornassem altamente lucrativos por
meio da expansão de seu império petrolífero e dominação dos mercados. Para
tal, criava empresas de fachada visando à desvalorização de seus
concorrentes, forçando – os a abandonar seus empreendimentos.
17
Segundo YERGIN (2008), a descoberta da lâmpada incandescente por
Thomas Edison em 1879, abriu espaço para a energia elétrica, e fez a
demanda por querosene diminuir drasticamente, obrigando os barões do
petróleo, que ainda nadavam em óleo, a encontrar um novo mercado. O
advento do automóvel, a construção de estradas de asfalto, criou um novo e
sedento mercado para a indústria do petróleo. A invenção dos motores a
gasolina e a diesel, derivados até então desprezados, renderam lucros
expressivos à atividade petrolífera.
Em 1909, o império de Rockefeller foi desmontado, com a aplicação de
uma lei antitruste chamada Sherman Antitrust Act, de 1890. A batalha judicial
que durou quase 10 anos desmembrou a Standard Oil em diversas
companhias para que se descaracterizasse o monopólio. Suas subsidiárias,
contudo, conseguiram se reerguer, transformando – se em companhias
gigantes. (SHAH, 2007).
Após o desenvolvimento de um novo método de perfuração de poços
nos EUA em 1900, o processo rotativo de perfuração, que representou um
marco importante na história do petróleo, mais poços foram perfurados e o
aperfeiçoamento da técnica possibilitou a perfuração de poços cada vez mais
profundos.
A crescente busca pelo petróleo levou a importantes descobertas de
reservas nos EUA, Venezuela, Trinidad, Argentina, Borneu e Oriente Médio. Os
Estados Unidos detinham a hegemonia da produção até 1945, acompanhado
de países como Venezuela, México, Rússia, Irã e Iraque. Entretanto, finda a
Segunda Guerra Mundial, o novo quadro geopolítico e econômico que se
delineou também incluiu a indústria do petróleo. Assim, embora os EUA ainda
na década de 50 ainda figurassem como detentores de metade da produção
mundial, um novo pólo produtor começa a se firmar no hemisfério oriental.
Deve – se destacar que essa década foi marcada também por uma forte
atividade exploratória, com intensificação das incursões marítimas, culminando
com o surgimento de novas técnicas exploratórias. (THOMAS, 2004)
18
Seguindo a linha do tempo, pode – se dizer que a década de 60,
conforme THOMAS (2004), foi marcada pelo registro da abundância de
petróleo disponível no mundo. O consumo sem limites foi favorecido pelo
excesso de produção de óleo, em conjunto com os preços baixos praticados
pelo mercado. Oriente Médio e União Soviética revelam grande sucesso
exploratório, com expressivas reservas de óleo e gás respectivamente.
A exploração das jazidas do Oriente Médio por companhias petrolíferas
ocidentais, que buscavam sempre a maximização do lucro, culminou na
fundação da OPEP (Organização dos Países Exportadores de Petróleo), que
expulsou tais companhias do território de seus países membros, assumindo as
jazidas e declarando que o petróleo seria extraído por empresas estatais, a
uma taxa determinada pelo governo. (SHAH, 2007)
Elevações drásticas nos preços do petróleo assinalam a década de 70.
Com isso, as grandes descobertas realizadas no Mar do Norte e no México
passam a ser economicamente viáveis. As grandes reservas dos EUA
demonstram – se esgotadas, cabendo a eles o aprimoramento de técnicas para
localização de reservas de menor porte. Verificam – se nessa época grandes
avanços tecnológicos no que se refere aos dispositivos de aquisição,
processamento e interpretação de dados sísmicos, e nos processos de
recuperação de petróleo de jazidas já conhecidas. (THOMAS, 2004)
Em 1973, 55 milhões de barris de petróleo eram produzidos por dia,
sendo metade oriundo do Oriente Médio. Todo esse petróleo era integralmente
consumido pelo mundo industrializado. Nesse mesmo ano, Egito e Síria
atacaram Israel na tentativa de reconquistar os territórios da Península do
Sinai, Faixa de Gaza, Cisjordânia e Colinas de Golã, perdidos em 1967. Os
EUA imediatamente reagiram, enviando ajuda a Israel. A OPEP, então, decidiu
se impor e tomar uma atitude. Seus membros reduziram a produção e
embargaram o envio de petróleo aos EUA e Holanda. Em seis meses, o preço
do barril saiu de US$ 3.00 para US$ 12.00, dada à sua escassez. O efeito nas
economias dependentes do petróleo foi severo e duradouro. Os preços ao
consumidor dobraram, as taxas de desemprego cresceram, assim como os
19
índices inflacionários. Esse evento ficou conhecido como o Primeiro Choque do
Petróleo, que seria seguido pelo Segundo Choque em 1979, quando
fundamentalistas islâmicos depuseram o Xá do Irã. O então presente
americano Carter anunciou a “Doutrina Carter”, que seria uma espécie de
tolerância zero por parte dos EUA a qualquer ato hostil que pudesse
interromper o fluxo de petróleo do Golfo Pérsico, utilizando – se dos meios que
fossem necessários para contê – los. (SHAH, 2007)
A ira da Doutrina Carter atingiu o Iraque em agosto de 1990, quando
tentou anexar o Kuwait, país rico em reservas de petróleo. A resposta dos EUA
veio de forma devastadora, com a imposição de sanções e bombardeios
aéreos.
No campo tecnológico, os avanços ocorridos nas décadas de 80 e 90
possibilitaram a redução dos custos de exploração e produção, favorecendo a
indústria petrolífera. Para se ter uma idéia, as reservas mundiais provadas em
1996 eram 60% maiores que em 1980, sendo que os custos de prospecção e
produção foram reduzidos em 60% no mesmo período. (THOMAS, 2004)
O petróleo se consolidou como principal fonte energética do mundo e foi
além. O advento da petroquímica permitiu a produção de centenas de novos
compostos, tais como plásticos, borrachas, tintas, corantes, solventes,
detergentes, explosivos, produtos farmacêuticos, cosméticos, passando a ser
um elemento imprescindível na vida moderna.
1.2.1 – No Brasil
A história do petróleo no Brasil tem seu início no ano de 1858 com a
concessão a José de Barros Pimentel do direito de extrair betume de terrenos
situados nas margens do rio Marau, Bahia, por meio do decreto nº 2.266,
assinado pelo Marquês de Olinda. (PETROBRAS, 2009)
20
As primeiras pesquisas relacionadas ao petróleo ocorreram no ano de
1891, em Alagoas. Contudo, o primeiro poço perfurado no Brasil com fins de
prospectar petróleo data de 1897, no município de Bofete, São Paulo.
Em 1938, toda a atividade petrolífera no Brasil, passou, por lei, a ser
obrigatoriamente realizada por brasileiros, criando – se o Conselho Nacional do
Petróleo (CNP), com fins de avaliar os pedidos de pesquisa e lavra de jazidas
de petróleo.
A descoberta de petróleo em Lobato, Bahia, no ano de 1939, com a
perfuração do poço DNPM – 163 iniciada em 29 de julho do ano anterior, ainda
que não fosse considerada economicamente viável, foi um marco na história
nacional, incentivando novas pesquisas do CNP na região do Recôncavo
Baiano. (THOMAS, 2004)
Assim, em 1941, foi descoberto o primeiro campo comercial em
Candeias, Bahia. Foram os primeiros passos da indústria nacional do petróleo.
Após as descobertas na Bahia, as perfurações prosseguiram em
pequena escala, até que em 1953 o governo Vargas sancionou a lei nº 2004
que instituiu o monopólio estatal de pesquisa e lavra, refino e transporte do
petróleo e seus derivados, criando a Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS. O
monopólio foi ampliado em 1963, passando a englobar as atividades de
importação e exportação de petróleo e seus derivados.
As descobertas de petróleo no Brasil, pela Petrobrás, se estendem pelos
estados do Amazonas, Pará, Maranhão, Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas,
Sergipe, Bahia, Espírito Santo, Rio de Janeiro, Paraná, São Paulo e Santa
Catarina. (THOMAS, 2004)
A decisão de explorar petróleo no mar foi um marco na história da
empresa. A prospecção offshore iniciou em 1968, com a descoberta do campo
de Guaricema, em Sergipe. Contudo, foi em Campos, litoral fluminense, que a
Petrobrás descobriu a bacia que se tornou a maior produtora de petróleo do
país. (PETROBRAS, 2009)
21
Devido ao desenvolvimento de tecnologia para exploração em águas
profundas e ultraprofundas pela Petrobrás, o Brasil encontra – se entre os
poucos países que detêm o domínio de todo o ciclo de perfuração submarina
em campos que se localizam a mais de dois mil metros de profundidade.
(PETROBRAS, 2009)
Figura 1.5 Gráfico com os recordes, ano após ano, obtidos pela
Petrobras em lâmina d´água de poço em produção (PETROBRAS, 2009)
No ano de 1997, durante o governo do presidente Fernando Henrique
Cardoso, foi sancionada a lei nº 9478, que pôs fim ao monopólio da Petrobrás,
permitindo o ingresso de outras empresas para competir em todos os ramos da
atividade petrolífera. Criou – se também, em 1998, a Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), autarquia federal vinculada ao
Ministério das Minas e Energia, órgão regulador das atividades que integram a
indústria do petróleo e gás natural e a dos biocombustíveis no Brasil.
22
O ano de 2006 marca o alcance da auto – suficiência sustentável pelo
Brasil na produção de petróleo. A Petrobrás chega à marca de dois milhões de
barris por dia, com início das operações do FPSO (Floating Production Storage
Offloading) P-50, no campo de Albacora Leste, norte da Bacia de Campos.
1.3 – Exploração e Produção
A fase de exploração é o ponto de partida para a busca de petróleo.
Nessa etapa são realizados estudos preliminares com a finalidade de se
localizar uma jazida. Assim, para que se possa identificar o petróleo nos poros
das rochas, para que então seja definida a melhor forma de extraí – lo das
profundidades da terra ou do mar, duas ciências são utilizadas, a Geologia e a
Geofísica. Os estudos de superfície promovidos pela geologia possibilitam um
exame detalhado das camadas de rocha onde seja possível encontrar
acumulação de petróleo. Já a geofísica, valendo – se do emprego de
determinados princípios físicos, realiza uma radiografia do subsolo.
A sísmica consiste em um dos métodos mais utilizados pela geofísica.
Ela consiste em verdadeiros terremotos artificiais, provocados, em geral, por
meio de explosivos, que originam ondas que se chocam contra a crosta
terrestre e retornam à superfície, sendo detectadas por instrumentos que
registram determinadas informações sobre o subsolo.
Uma vez obtidas tais informações, os pesquisadores confeccionam um
painel de conhecimentos referentes à espessura, profundidade e
comportamento das rochas sedimentares, local em que se armazenam petróleo
e gás. Embora nessa fase ainda não se possa afirmar seguramente sobre a
existência de petróleo no subsolo, os conhecimentos apurados conduzem a
uma definição sobre o melhor ponto para se perfurar o solo.
23
A segunda etapa consiste na perfuração, que se dá nos locais
previamente definidos pelas pesquisas geológicas e geofísicas, em que se
perfura um poço pioneiro mediante o uso de uma sonda. Ocorrendo a
comprovação de existência de petróleo, outros poços serão perfurados para
que a extensão da jazida possa ser avaliada. Tal informação é que determinará
a viabilidade comercial ou não de se produzir o petróleo descoberto.
Determinada a viabilidade, outros poços serão perfurados, formando um
campo de petróleo – poço de desenvolvimento. Sabendo – se que a vida útil de
um campo gira em torno dos 30 anos, procura – se fazer a extração de forma
racional para que não ocorra a redução desse período. As estatísticas mostram
que apenas 20% dos poços exploratórios perfurados apresentam índice de
sucesso.
As sondas utilizadas na perfuração de poços de petróleo classificam –
se de acordo com seu emprego – terrestres ou marítimas.
Ocorrendo perfuração em terra (onshore), a sonda possui brocas que
giram para romper a rocha, trazendo até a superfície o material extraído do
subsolo. Todas são muito semelhantes, variando apenas o meio de transporte
empregado para se atingir o local a ser perfurado.
A perfuração marítima (offshore) segue os mesmos padrões da terrestre,
entretanto, as sondas marítimas se diferem entre si por se adequarem às
diferentes profundidades em que atuam, podendo ser instaladas em
plataformas fixas, móveis ou navios.
As plataformas fixas são fixadas em campos localizados em lâminas
d’água de até 200 metros. Apresentam como vantagem o fato serem
completamente estáveis mesmo nas piores condições de mar. Podem ser de
aço ou de concreto, sendo sua instalação feita com estacas cravadas no solo
marinho. São projetadas para receberem todos os equipamentos de
perfuração, estocagem de material, alojamento de pessoal e demais
instalações que se façam necessárias.
24
As plataformas móveis podem ser dos seguintes tipos: auto – eleváveis,
semi – submersíveis ou de pernas atirantadas. As auto – eleváveis consistem
em plataformas marítimas com três ou mais pernas de tamanho variável, que
acionadas mecânica ou hidraulicamente, movimentam – se para baixo até
atingirem o fundo do mar, podem ser posicionadas em locais com diferentes
profundidades, em lâminas d’água entre 5 e 130 metros – na região situada
entre a praia e o início dos abismos oceânicos. O conjunto é formado por uma
balsa de casco largo e chato, retangular ou triangular, que suporta as pernas.
São transportadas até o local de perfuração dos poços exploratórios por
rebocadores ou propulsão própria.
As plataformas semi – submersíveis são flutuantes, constituídas de uma
estrutura de um ou mais conveses. Seu apoio é realizado por flutuadores
submersos que sofrem movimentação em virtude da ação das ondas, ventos e
correntezas. Ficam situadas na superfície marítima para que sofra menos
impacto das condições impostas pelo mar. O posicionamento da unidade pode
ser feito por dois sistemas: o de ancoragem ou o de posicionamento dinâmico.
O sistema de ancoragem é composto de 8 a 12 âncoras e cabos/correntes
fixados no fundo do mar, que atuam como molas produzindo esforços capazes
de restaurar a posição do flutuante quando modificada pela ação das ondas,
ventos ou correntezas. Já no sistema de posicionamento dinâmico, não há
ligação física da plataforma com o fundo do mar, com exceção a dos
equipamentos de perfuração. Sua atuação é por meio de sensores acústicos
que determinam a deriva, e então propulsores no casco acionados por
computador são capazes de restaurar a posição da plataforma. A profundidade
de operação das plataformas que utilizam o sistema de ancoragem é limitada,
enquanto as que apresentam o posicionamento dinâmico podem atuar em
águas com cerca de 500 metros de profundidade.
As plataformas de pernas atirantadas são muito semelhantes às semi –
submersíveis, diferenciando destas pelo seu sistema de ancoragem no fundo
do mar. Nesse caso a ancoragem se dá por meio de estruturas tubulares, com
tendões fixos no fundo do mar por estacas que são mantidos esticados pelo
25
excesso de flutuação da plataforma. Tal sistema confere uma maior
estabilidade, diminuindo consideravelmente os movimentos da plataforma,
fazendo com que as operações de perfuração e produção sejam semelhantes
àquelas executadas em plataformas fixas.
Tem – se também os navios sonda, que são navios projetados para
explorar poços submarinos localizados em águas muito profundas. Assim como
as plataformas semi – submersíveis, tais navios são equipados com sistemas
de posicionamento dinâmico. Suas vantagens em relação aos outros tipos de
plataforma referem – se à sua grande capacidade de estocagem, perfuração de
poços em qualquer profundidade e a operação sem a necessidade de barcos
de apoio ou de serviços.
Por fim, existem as plataformas do tipo FPSO (Floating, Production,
Storage and Offloading), que são navios capazes de processar e armazenar
petróleo, provendo a transferência do petróleo e/ ou gás natural. A planta de
processo para separar e tratar os fluidos é instalada no convés do navio. Uma
vez separado da água e do gás, o óleo é armazenado em tanques do próprio
navio para transferência posterior a um navio aliviador.
Figura 1.6 Tipos de Plataformas (PETROBRAS, 2009)
26
A terceira etapa, consistente na extração do petróleo, só começa após a
avaliação da extensão da jazida. Sendo definida a viabilidade da extração,
introduz – se nos poços perfurados uma tubulação de aço da superfície até o
fundo, denominada revestimento. O espaço existente entre as rochas
perfuradas e a coluna de revestimento é preenchido com cimento para impedir
a comunicação entre as varias zonas porosas que foram atravessadas pelo
poço. O próximo passo é descer pela tubulação de aço uma ferramenta
chamada canhão, que tem por objetivo perfurar o revestimento e o cimento,
permitindo uma comunicação entre a jazida e o interior do poço. A extração dos
fluidos que migram da rocha geradora é feita por meio de uma coluna de
produção, isto é, uma tubulação de menor diâmetro inserida no revestimento. O
controle vazão desses fluidos é feito pela árvore de natal, equipamento
constituído por um conjunto de válvulas instalado na superfície do poço.
Nos processos naturais de extração do óleo (surgência), este chega à
superfície de maneira espontânea, devido à pressão interna de gases. Em
casos nos quais a pressão interna é reduzida, processos mecânicos são
utilizados para suprir a pressão dos gases no reservatório, promovendo uma
elevação artificial da pressão interna. O objetivo dos processos de elevação
artificial é a maximização do petróleo a ser extraído.
Quando os processos naturais e nem os artificiais são suficientes para a
extração de óleo dos poços, utiliza – se a recuperação secundária, que
também tem por objetivo maximizar o volume de petróleo a ser produzido das
jazidas. As técnicas tradicionais de recuperação secundária são a injeção de
água ou gás e as mais sofisticadas consistem na injeção de gás carbônico e de
polímeros.
Assim, dos campos de produção situados tanto na terra quanto no mar,
o petróleo e o gás seguem para o campo de armazenamento, extensa área em
que se encontram instalados tanques interligados por tubulações, onde ficam
estocados.
27
1.4 – O Pré – Sal
A divulgação das descobertas de petróleo na camada pré – sal é
assunto recente, o que dificulta a existência de bibliografia para dar suporte ao
tema. Assim, todas as informações relacionadas ao pré – sal são provenientes,
até então, de opiniões de especialistas, de divulgações da Petrobrás, de
entrevistas concedidas a jornais e revistas, de alguns estudos divulgados, além
materiais fornecidos por professores da área de petróleo e gás. Portanto, são
dados que ainda não estão consolidados em livros, sendo obtidos de fontes
bem variadas.
De acordo com o jornal a Folha de São Paulo (2008), a camada pré – sal
consiste em uma faixa que se estende ao longo de 800 km entre os estados de
Santa Catarina e do Espírito Santo, abaixo do leito do mar, englobando três
bacias sedimentares (Santos, Campos e Espírito Santo). O petróleo encontado
nessa região lcaliza – se a profundidades que superam os 7 mil metros, abaixo
de uma extensa camada de sal que,conforme explicam os geólogos, tem a
propriedade de conservar a qualidade do petróleo.(Fig 1.7 e 1.8)
Figura 1.7 – Descobetas da Camada Pré – Sal, (FOLHA DE
SÃO PAULO, 2008)
28
Figura 1.8 Esquema do Pré – Sal (PETROBRAS, 2009)
Diversos campos e poços já foram descobertos na área do pré – sal,
dentre os quais Guará, Bem – te – Vi, Carioca, Júpiter, Iara e Tupi, o mais
importante deles.
Geologistas da Petrobras em entrevista á revista Bloomberg Markets
(2009), explicam que o óleo encontrado abaixo do sal é proveniente de um lago
de 130 milhões de anos de idade. Este lago formou – se quando África e
América do Sul, então partes de um supercontinente chamado Gondwana,
lentamente se separaram, enviando o lago e sua rica camada de sedimentos
orgânicos para o fundo do que hoje é o Oceano Atlântico. Tais sedimentos
foram gradualmente cobertos com o sal marítimo. Pressão, calor, tempo e o
movimento das placas tectônicas transformaram os sedimentos em óleo.
29
Mello (2009), estima que toda a região do Pré – Sal pode conter por
volta de 100 bilhões de barris de óleo. A confirmação desses números, pode
conduzir o Brasil à posição de quanto maior produtor mundial de petróleo,
perdendo apenas para Arábia Saudita, Rússia e EUA. Hoje, de acordo com o
ranking elaborado pela British Petroleum (BP), o país ocupa a 13ª posição.
Para se extrair o óleo do Pré – Sal, conforme Bloomberg (2009),
toneladas de equipamentos precisam ser levados ao fundo do mar, onde a
pressão da água é tal que amassaria um navio afundado como se fosse uma
lata derefrigerante. Ainda, o óleo a uma temperatura de 38ºC ao atingir os
dutos que se encontram meio a água extremamente fria no fundo do mar, pode
produzir parafina, o que poderia provocar seu entupimento.
Assim, a instabilidade da camada de sal torna a perfuração horizontal,
na qual possibilita que se atinja diferentes partes de um depósito de óleo a
partir de um único ponto, muito difícil. A utilização da perfuração vertical além
de elevar os custos, não permite a maximização da extração de óleo
(Bloomberg, 2009).
Outro desafio que se apresenta refere – se à logística. O transpoorte de
equipamentos e pessoas para as plataformas marítimas merece especial
atenção, pois os helicópteros não são capazes de cobrir ida e volta, por
exemplo, os 340 km de distância entre Tupi e outros pontos sem ficar sem
combustível. A solução apontada por Guilherme Estrella, diretor de Exploração
e Produção da Petrobras, é a construção de armazéns flutuantes e helipontos
entre a costa e as plataformas.
A Petrobras em seu Relatório Anual (2008) explica alguns dos desafios
da seção pré – sal das bacias sedimentares do Sudeste e Sul que estende-se,
de forma heterogênea, do sul da Bacia de Santos ao norte da Bacia de
Campos, numa área de aproximadamente 800 km de comprimento por 200 km
de largura, em águas profundas e ultraprofundas.
30
O Polo Pré-Sal da Bacia de Santos é composto pelas áreas
remanescentes dos blocos BM-S-8, BM-S-9, BM-S-10, BM-S-11, BM-S-21, BM-
S-22 e BM-S-24. Esse polo se localiza a cerca de 300 km da costa do estado
do Rio de Janeiro e em torno de 350 km da costa do estado de São Paulo, em
lâminas d’água ultraprofundas que variam de 1.900 a 2.400 metros.
Com exceção do bloco BM-S-24 (Júpiter), todos os demais possuem
planos de avaliação aprovados pela ANP. Esses planos prevêem a perfuração
de 22 poços de avaliação na área nos próximos cinco anos, juntamente com a
execução de sete testes de longa duração (TLD).
Ainda no pré – sal da Bacia de Santos, onde a Petrobras possui cerca
de 60% dos interesses econômicos, a expectativa é que a produção de
petróleo atinja a marca de 1 milhão de bpd em 2017, apenas 12 anos após a
descoberta de Parati no bloco BM-S-10, em 2005.
As descobertas na seção pré – sal ao norte da Bacia de Campos
(Parque das Baleias), onde a Petrobras detém a totalidade dos interesses
econômicos, confirmam o potencial de toda a extensão da seção pré – sal nas
bacias do Sul e Sudeste do Brasil.
Em função da magnitude e do impacto nos diversos negócios da
companhia, o polo pré-sal da Bacia de Santos exigirá que a concepção das
estratégias de desenvolvimento, assim como o planejamento e execução dos
projetos sejam conduzidos de forma integrada, envolvendo as diversas áreas
da companhia.
Para coordenar essa complexa rede de competências, a Petrobras criou,
em 2008, uma gerência executiva na área de Exploração e Produção dedicada
ao planejamento e à definição da estratégia de desenvolvimento dessa nova
fronteira exploratória. Também foi elaborado o Plano Diretor de
Desenvolvimento Integrado do Polo Pré-Sal (Plansal), para potencializar os
benefícios de uma visão integrada e de planejamento de longo prazo.
31
O principal objetivo do Plansal é identificar e priorizar o conjunto de
estratégias a serem implementadas nas áreas impactadas, considerando o
estágio inicial de conhecimento das características das acumulações de
petróleo recém descobertas e as condições da indústria do petróleo no Brasil.
Principalmente nos aspectos regulatórios, mercadológicos e de suprimento de
recursos críticos.
Entre as oportunidades geradas pelo desenvolvimento da camada pré -
sal destacam-se:
• Criação de conhecimentos, programas tecnológicos e parcerias com
universidades e institutos de pesquisas, fortalecendo a integração com a
comunidade técnica brasileira e internacional;
• Ampliação das oportunidades de emprego, com formação de mão de
obra especializada;
• Novas soluções de unidades, sistemas e pólos de produção
(equipamentos e logística);
• Desenvolvimento da indústria de base e expansão das empresas de
engenharia, indústria naval e correlatas, e grandes equipamentos.
Ainda, conforme o Relatório Anual da Perobras (2008), o sucesso da
atividade exploratória na seção pré-sal das bacias sedimentares brasileiras do
Sul e Sudeste marcou o ano de 2008.
Na Bacia de Santos, em agosto, a companhia descobriu significativa
acumulação de óleo leve e gás natural, com volume recuperável estimado
entre 3 e 4 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) na área conhecida como
Iara (bloco original BM-S-11). Essa descoberta decorreu da perfuração do poço
1-RJS-656, a cerca de 230 km do litoral da cidade do Rio de Janeiro, em
lâmina d’água de 2.230 metros. A nova área soma-se à de Tupi, descoberta em
2006 no mesmo bloco, com volume recuperável estimado entre 5 e 8 bilhões
de boe, conforme anunciado em novembro de 2007. A Petrobras detém 65%
32
dessa concessão e está associada, na área, à BG Group e à Galp Energia, que
participam com 25% e 10%, respectivamente.
Ainda na Bacia de Santos, a companhia identificou a presença de
petróleo leve (28º API) na área conhecida como Guará, na seção pré-sal. A
jazida se localiza no bloco BM-S-9, operado pela Petrobras (45%), em parceria
com BG Group (30%) e Repsol YPF (25%). Na mesma bacia, a companhia
anunciou, em 2008, a descoberta de gás natural e condensado na área de
Júpiter, localizada no bloco BM-S-24, operado pela Petrobras (80%) em
parceria com a Galp Energia (20%). Além disso, o consórcio formado pela
Petrobras (66%), Shell (20%) e Galp Energia (14%) comprovou a presença de
petróleo em reservatórios do pré-sal, no bloco BMS-8 (Bem-te-Vi), em águas
ultraprofundas na Bacia de Santos.
No litoral do Espírito Santo, ao norte da Bacia de Campos, foram feitas
duas descobertas importantes na seção pré-sal do Parque das Baleias, nos
campos de Baleia Azul e Baleia Franca, com volume recuperável total estimado
entre 1,5 e 2 bilhões de boe (30º API). O volume total de óleo estimado na área
do Parque das Baleias, incluindo os reservatórios acima e abaixo da camada
de sal, chega a aproximadamente 3,5 bilhões de boe.
Em setembro, com o início do teste de longa duração do poço 1-ESS-
103A, interligado à plataforma P-34, no campo de Jubarte, no norte da Bacia
de Campos, a companhia começou a produzir na seção pré-sal do litoral do
Espírito Santo.
33
CAPÍTULO II
ANÁLISE DE INVESTIMENTOS
A análise de investimentos consiste na coleta de dados e aplicação de
técnicas de engenharia econômica, levando – se em consideração taxas de
desconto, prazos e valores previstos em um fluxo de caixa.
De acordo com KASSAI (2005), os investimentos são necessários e
saudáveis, entretanto, devem apresentar um nível de retorno satisfatório para
que não se comprometa a própria existência da empresa.
Assim, antes de se tomar a decisão de investir, deve – se recorrer aos
cálculos financeiros, às teorias de finanças, às técnicas de análise de
viabilidade econômica de projetos.
A missão de qualquer empresa deve ser a busca da eficácia
empresarial, ou seja, produção voltada para geração de um lucro condizente
com o retorno mínimo exigido pelos investidores, aliando, portanto, no curto
prazo produção, eficiência e satisfação e no longo prazo adaptabilidade e
desenvolvimento.
2.1 Viabilidade Econômico – Financeira
A viabilidade de qualquer empreendimento começa sempre pelo aspecto
econômico. Em meio a várias oportunidades de investimento existe a
possibilidade de se identificar a mais atraente, permitindo uma escolha mais
acertada, ou seja, aquele projeto que trará maior lucro com alguma garantia de
sua realização. Quando a decisão de investir é baseada apenas na análise
34
comparativa das entradas e saídas de recursos, resultando em um lucro, tem –
se uma análise de viabilidade econômica.
A análise de viabilidade financeira, por sua vez, leva em consideração a
disponibilização de recursos, com o fim de se obter um equilíbrio entre
entradas e saídas, ou seja, considera o fluxo de caixa.
Um estudo de viabilidade econômico – financeira, portanto, é realizado
de forma a caracterizar um empreendimento que proporcione lucro aos
investidores ao final do negócio, sendo capaz de proporcionar um fluxo de
caixa positivo.
Projeto de investimento, segundo KASSAI (2005), consiste em um
conjunto de informações de natureza quantitativa e qualitativa que permite
estimar um cenário com base em uma alternativa escolhida. Apesar de não
existir padrão rigoroso da estrutura do projeto, é ideal que estejam presentes
informações como mercado, localização, processo de produção, aspectos
técnicos, administrativos e legais, meio ambiente, fontes de recursos, etc.
Na análise de projetos, deve – se ter uma definição prévia de alguns
parâmetros mínimos de comparação, tais como, a Taxa Mínima de
Atratividade, o Período Mínimo de Atratividade. Por Taxa Mínima de
Atratividade (TMA), entende – se a taxa mínima a ser alcançada em
determinado projeto. Ela é também utilizada para descontar os fluxos de caixa
quando se usa o método do Valor Presente Líquido (VPL) e é parâmetro de
comparação para a TIR – Taxa Interna de Retorno. Deve levar em
consideração não apenas taxas de remuneração do capital, mas também a
taxa para remunerar o risco envolvido na execução do projeto. O Período
Mínimo de Atratividade é entendido como o prazo mínimo ou ideal para que um
projeto retorne o seu investimento. (KASSAI, 2005)
As técnicas mais usuais para o exercício da análise econômica e
financeira são a TIR – Taxa Interna de Retorno, o VPL – Valor Presente
Líquido, o PAYBACK – período de retorno de um investimento, e o IL – Índice
35
de Lucratividade, partindo de um Fluxo de Caixa Descontado. A seguir, serão
tratados os conceitos dessas técnicas.
2.1.1 – Fluxo de Caixa
Fluxo de caixa pode ser entendido, segundo GITMAN (2007), como o
fluxo de entradas (resultados) ou saídas (investimentos) de dinheiro de
determinado projeto.
Para KASSAI (2005), o dimensionamento dos métodos quantitativos
aplicados com base em fluxos operacionais líquidos de caixa é considerado
como o aspecto mais importante da decisão. Segundo o autor, a
representatividade dos resultados de um investimento é bastante dependente
do rigor e confiabilidade com que os fluxos de caixa são estimados.
Na montagem do fluxo de caixa, aqueles valores que não representam
efetivamente entradas ou saídas de caixa devem ser desprezados. A decisão
de se avaliar projetos de investimento com base nos resultados de caixa, e não
no lucro econômico, justifica – se pela existência de uma necessidade
econômica, que revela a efetiva capacidade da empresa em remunerar o
capital aplicado e reinvestir os benefícios gerados. (KASSAI, 2005) Em outras
palavras, conforme GITMAN (2007), os fluxos de caixa são usados, pois são
eles que afetam diretamente a capacidade de pagamento de contas e de
compra de ativos da empresa.
No que se refere à capacidade aquisitiva da moeda, os fluxos de caixa
das alternativas de investimento, segundo KASSAI (2005), podem apresentar –
se expressos sob diferentes formas:
Fluxos de Caixa Nominais: são expressos em valores correntes da
época da sua realização.
36
Fluxos de Caixa Constantes: os valores são apresentados no mesmo
padrão monetário, ou seja, estão referenciados em moeda de mesma
capacidade aquisitiva.
Fluxos de Caixa Descontados: os valores encontram – se todos
descontados para a data presente por meio de uma taxa de desconto definida
para o investimento.
O fluxo de caixa descontado se difere do fluxo de caixa descontado
tendo em vista o ajuste a valor presente ser feito não apenas por uma taxa de
inflação, mas também pela taxa de atratividade que contém outras parcelas,
como juros reais, risco, etc.
A taxa a ser utilizada para descontar os fluxos de caixa de um projeto de
investimento refere – se à taxa mínima de rentabilidade exigida do projeto,
também chamada de TMA (Taxa Mínima de Atratividade). A TMA representa o
custo de oportunidade do capital investido ou simplesmente uma taxa definida
pela empresa em função de sua política de investimentos. A taxa de desconto
tem por finalidade tornar os valores dos fluxos de caixa equivalentes aos
valores presentes. (GALESNE, 1999)
Conforme GITMAN (2007), os fluxos de caixa podem, ainda, ser
classificados como convencionais e não convencionais. Uma série de fluxos de
caixa convencionais é composta por um desembolso inicial seguido somente
por uma série de entradas. Já uma série não convencional de fluxos de caixa é
aquela que um gasto inicial é seguido por uma série de entradas e saídas.
Assim, uma vez dimensionado o fluxo de caixa do projeto, com o
envolvimento de todos os valores econômicos, as ferramentas disponíveis de
analise de investimentos podem ser aplicadas.
37
2.1.2 – Valor Presente Líquido (VPL)
Para GITMAN (2007), os administradores financeiros e investidores
sempre se deparam com oportunidades de investimentos que podem lhes
proporcionar taxas de retorno positivas quando da aplicação de seus recursos.
Dessa forma, a distribuição das entradas e saídas em um fluxo de caixa ao
longo do tempo, apresentam importantes conseqüências econômicas, que se
relacionam ao valor do dinheiro no tempo. Com isso, tem - se a importância de
se determinar quanto vale hoje uma determinada quantia que será recebida no
futuro.
O valor presente mede os fluxos de caixa no início da vida de um
projeto, representando a quantia hoje, isto é, conforme GITMAN (2007), "é o
mesmo que o dinheiro na mão agora".
O Valor Presente Líquido (VPL), segundo KASSAI (2005), representa
uma das técnicas sofisticadas mais utilizadas na avaliação de propostas de
investimentos de capital. De acordo com o autor, ele demonstra a riqueza em
valores monetários do investimento apurada pela diferença entre o valor
presente das entradas e o valor das saídas em determinado fluxo de caixa, a
uma determinada taxa de desconto, chamada também de retorno exigido,
custo de capital ou custo de oportunidade, que conforme GITMAN (2007), é o
retorno mínimo que deve ser obtido em um projeto para que o valor de
mercado da empresa fique inalterado.
Portanto, um investimento será atraente quando o resultado do VPL for
um valor igual ou maior do que zero. Projetos que apresentem VPL menor que
zero não são considerados viáveis ou atraentes.
O conceito de VPL é extremamente útil nos cálculos que envolvem
operações com valores em moeda de poder aquisitivo diferentes, tendo uma
afinidade muito grande com o princípio contábil do denominador comum
monetário. (KASSAI, 2005)
38
Uma vez levantadas as informações das entradas e saídas do
investimento, o primeiro passo, portanto, é organizar os dados e elaborar um
fluxo de caixa. Calculando o VPL desse fluxo, pode - se analisar a sua
viabilidade, lembrando de descontar os valores pela Taxa Mínima de
Atratividade (TMA).
O VPL, conforme KASSAI (2005), consiste em um dos melhores
métodos para se analisar projetos de investimentos, sendo apontado como
principal ferramenta, não somente porque trabalha com o fluxo de caixa
descontado e pela sua consistência matemática, mas também porque
apresenta um resultado em espécie, o que revela a riqueza absoluta do
investimento. A identificação da taxa de desconto a ser utilizada, que em
muitas vezes é obtida de forma complexa ou subjetiva, revela - se como uma
dificuldade na utilização dessa ferramenta.
2.1.3 – Taxa Interna de Retorno (TIR)
A Taxa Interna de Retorno (TIR) é considerada por KASSAI (2005) como
uma das formas mais sofisticadas de se avaliar projetos de investimentos de
capital.
Ela representa a taxa de desconto que iguala, em um mesmo momento,
os fluxos de entrada com os de saída de caixa, igualando o VPL de uma
oportunidade de investimento a zero. (BREALEY, 1981)
Para GITMAN (2007), a TIR é "a taxa composta do retorno anual que a
empresa obteria se concretizasse o projeto e recebesse as entradas de caixa
previstas."
Calcular a TIR manualmente não é tarefa fácil, pois trata - se de função
polinomial de grandeza maior que dois. Um valor aproximado poderia ser
obtido por meio de uma técnica baseada na tentativa e erro. A melhor maneira
39
de se calcular a TIR, portanto, é com a utilização de calculadoras financeiras
ou de planilhas eletrônicas.
A TIR, como critério da tomada de decisão, é utilizada para se
determinar a aceitação ou rejeição do projeto. Assim, quando a TIR se
apresentar maior do que o custo de capital, o projeto deve ser aceito, caso
contrário, este deverá ser rejeitado. Tais critérios, portanto, podem assegurar à
empresa a obtenção de pelo menos o retorno exigido. (GITMAN, 2007)
Apesar da facilidade de entendimento da TIR como uma taxa, sua
interpretação requer alguns cuidados que não devem ser desprezados,
conforme orienta KASSAI (2005): ao se calcular a TIR de um investimento,
pressupõe – se que todos os valores caminham no tempo pela própria TIR, isto
é, os fluxos de caixa negativos (investimentos) seriam financiados pela TIR e
os fluxos de caixa positivos (lucros) também seriam reinvestidos pela TIR.
Neste caso, quando a TIR apurada é muito diferente das taxas de mercado,
sua interpretação não é verdadeira. Outro ponto a ser observado refere – se a
projetos representados por fluxos de caixa não convencionais, ou seja, em que
há várias inversões de sinais entre fluxos de caixa positivos e negativos,
podendo ocorrer as seguintes situações: mais de uma TIR pode ser
apresentada (positivas e/ ou negativas); pode ter uma única TIR, igual a um
projeto convencional; ou inexistir uma solução.
Assim, GITMAN (2007) analisa a aplicabilidade da TIR e do VPL sob os
pontos de vista teórico e prático. Em bases teóricas, o VPL é o melhor enfoque
a ser adotado, principalmente porque seu uso supõe que as entradas
intermediárias de caixa geradas por um determinado investimento são
reinvestidas ao custo de capital da empresa. Já o uso da TIR supõe que o
reinvestimento ocorre à elevada taxa especificada por ela. Dessa forma, como
o custo de capital tende a ser uma estimativa razoável da taxa à qual a
empresa poderia efetivamente reaplicar entradas intermediária, o uso do VPL,
devido a sua taxa de reinvestimento mais conservadora e realista, é
teoricamente preferível.
40
Ainda de acordo com GITMAN (2007), sob o ponto de vista prático,
evidências apontam que apesar da superioridade teórica do VPL, os
administradores financeiros demonstram preferência pela TIR. Tal escolha
deve – se ao fato de que, em geral, os executivos tendem a preferir as taxas de
retorno aos retornos monetários, porque consideram o VPL menos intuitivo por
não medir os benefícios em relação ao montante aplicado.
2.1.4 – Índice de Lucratividade (IL)
Outro indicador de aceitação ou rejeição de projetos, segundo KASSAI
(2005), é o Índice de Lucratividade (IL). Ele é a relação entre o valor presente
dos fluxos de caixa positivos (entradas) e o valor presente dos fluxos de caixa
negativos (saídas), em que a taxa de desconto utilizada é a Taxa de
Atratividade do Projeto (TMA). O índice reflete o retorno apurado para cada $
1,00 investido em moeda atualizada pela taxa de atratividade.
Pela análise desse índice, um determinado projeto de investimento será
considerado atraente quando o valor da relação tiver por resultado uma
grandeza maior ou igual a 1,00.
2.1.5 – Retorno do Investimento (Payback)
Os períodos de payback também são indicadores usualmente utilizados
na análise de investimentos e podem ser compreendidos como o período para
se recuperar determinado investimento realizado, consistindo na identificação
do prazo em que o montante do dispêndio de capital efetuado será recuperado
por meio dos fluxos de caixa gerados pelo investimento, ou seja, trata – se do
tempo necessário para que a empresa recupere seu investimento inicial em um
projeto, calculado com suas entradas e saídas. Pode ser explicado ainda, como
o período em que os valores dos investimentos (fluxos negativos) se anulam
com os respectivos valores de caixa (fluxos positivos). (KASSAI, 2005)
41
Quando se utiliza o período de payback na tomada de decisões de
aceitação ou rejeição de determinado projeto, será aceito aquele que tiver um
período de payback menor do que o período máximo aceitável de recuperação
do investimento, por conseguinte, será rejeitado aquele projeto em que o
período de payback for maior. (GITMAN, 2007)
A determinação da duração do período máximo aceitável de
recuperação do investimento é feita pela empresa, sendo um valor fixado
subjetivamente, baseado em fatores relacionados ao tipo de projeto, ao risco
oferecido.
Existem algumas versões de payback, dentre elas a mais conhecida
chamada de original, até outras mais sofisticadas como o payback descontado
e o payback descontado total.
O payback original, ou prazo de recuperação do capital, de acordo com
KASSAI (2005), é obtido a partir da soma dos valores dos fluxos de caixa
negativos com os valores dos fluxos de caixa positivos, até o momento em que
a soma resulta em zero. Pode – se dizer que essa versão configura mais uma
medida de risco do que propriamente de retorno de investimento, sinalizando
um menor grau de risco aquele investimento que apresenta menor payback.
Esse método, entretanto, não leva em consideração o valor do dinheiro
no tempo, pois não é baseado em valores descontados, convivendo, ainda,
com outras duas inconsistências, pois não considera a magnitude dos fluxos de
caixa e sua distribuição nos períodos que antecedem o payback, e nem os
fluxos de caixa que ocorrem após o período de payback.
A análise do payback original deve ser feita por meio da comparação
com o período máximo definido como parâmetro de atratividade. Uma vez
excedido o limite estipulado, o investimento apresenta indicações de rejeição.
Embora seja considerado um método não exato, é uma ferramenta útil
para complementar a análise de risco dos projetos. (KASSAI, 2005)
42
Tendo em vista as críticas ao método original, por não considerar o valor
do dinheiro no tempo, o payback pode ser determinado por meio de um fluxo
de caixa descontado. Trata – se do payback descontado, bastando descontar
seus valores pela Taxa Mínima de Atratividade e verificar o prazo de
recuperação do investimento. Apesar de o payback original ser mais
conhecido, o payback descontado é mais refinado, proporcionando uma análise
mais elaborada, embora ainda mantenha falhas da versão original no que se
refere à distribuição dos fluxos de valores, assim como daqueles que ocorrem
após o período de recuperação.
Assim, enquanto o payback descontado corrige e trabalha com os
valores descontados, o payback total, ou duration do projeto, além de trabalhar
com os fluxos de caixa descontados pela TMA, também considera os fluxos
existentes após os prazos apurados anteriormente. O cálculo, ensina KASSAI
(2005), consiste na comparação (razão) do montante dos fluxos de caixa
negativos (investimentos) com os positivos (lucros) e na multiplicação dessa
razão pelo número total de períodos do projeto. A interpretação dessa versão
de payback difere do modelo original, uma vez que não exprime exatamente o
período de recuperação do projeto, mas sim um prazo de equilíbrio ao longo de
todo o período do projeto.
2.2 - Análise de Riscos
A decisão de investir é uma decisão relacionada à otimização do lucro, e
por conseguinte, ao retorno que o investimento possa proporcionar.
Os dados e informações empregados em análises de investimentos,
muitas vezes, são provenientes de valores estimados. Dessa forma, por mais
que tais dados possam ser as melhores projeções possíveis, não se pode ter a
certeza absoluta de ocorrência dos números esperados. A todo momento,
43
portanto, previsões são feitas em relação ao futuro, em relação aos resultados
que determinados atos decisórios podem acarretar.
O processo decisório, por sua vez, deve partir de informações
existentes, podendo admitir certas hipóteses e, assim, por meio de algum
método de previsão, elaborar informações sobre o futuro. Algumas vezes, as
previsões são realizadas com a obediência a parâmetros e critérios seguros;
outras vezes, acontecem de maneira assistemática ou subjetiva. Dessa forma,
de acordo com SECURATO (1993), além dos critérios científicos utilizados na
tomada de decisão, aspectos como a experiência e o julgamento são de
fundamental importância.
Todo projeto de investimento convive com condições de risco e
incerteza. Risco, conforme KASSAI (2005), está relacionado ao conhecimento
de todas as ocorrências possíveis, ou estados futuros, de uma determinada
variável, que encontram – se sujeitas a uma distribuição de probabilidade,
também conhecida, ou que possa ser calculada.
A incerteza, por sua vez, ocorre quando a distribuição de probabilidade
não pode ser avaliada, envolvendo, de forma geral, situações de ocorrência
não repetitivas ou pouco comuns na prática, em que não se pode determinar
suas probabilidades.
Algumas medidas preliminares podem ser adotadas a fim de promover a
diminuição de riscos dos projetos. O uso de avaliações quantitativas pode
amenizar a dificuldade de uma decisão ou escolha, podendo ser baseada em
modelos e técnicas sofisticadas ou em simples cálculos que possam esclarecer
e confortar a tomada de decisões. Ainda, a utilização de estimativas
cuidadosas, dotadas de prudência e conservadorismo, facilita a elaboração de
projeções confiáveis. Analisar, além da situação esperada, cenários de
otimismo e pessimismo, permite a visualização dos extremos do projeto e, com
isso, uma melhor percepção dos riscos envolvidos. (KASSAI, 2005)
44
Além de avaliações quantitativas, o processo de decisão e avaliação de
risco também envolve critérios qualitativos. WOILER (1989), relaciona algumas
dessas técnicas, que podem ser utilizadas para complementar a análise
quantitativa, são elas: pesquisa de mercado, técnica DELPHI, painel de
especialistas, redação de cenários, analogia histórica, análise de impacto
cruzado.
A pesquisa de mercado consiste em levantamentos feitos por meio de
questionários ou entrevistas, com a posterior interpretação dos dados
coletados de forma a indicar os fatores mais relevantes que exercem influência
na preferência do consumidor.
A técnica Delphi tem por objetivo a obtenção de um consenso por parte
de um grupo de especialistas, sem ocorrer, contudo, interação pessoal entre
eles. Essa técnica tem sido empregada com elevado nível de sucesso em
projeção tecnológica, com Ênfase na possibilidade de ocorrência de um evento
e sua respectiva data.
O painel de especialistas tem objetivo semelhante à técnica Delphi, isto
é, a obtenção de um consenso entre especialistas, que com o trabalho em
conjunto têm a possibilidade de chegar a uma melhor projeção. A diferença
entre as técnicas reside no fato de que a comunicação, neste caso, é feita de
forma direta e pessoal.
A dramatização de cenários é uma técnica consistente no
estabelecimento de uma seqüência lógica de eventos, que mostra o
desenvolvimento de um processo, a inter – relação entre os muitos fatores
envolvidos e até onde o processo pode chegar. Sua grande contribuição é
fazer com que os participantes da técnica pensem em aspectos não rotineiros
do meio ambiente, dramatizando fatores mais relevantes. Ainda, permite o
exame da dinâmica de certas situações que poderiam vir a ser ignoradas.
A técnica de analogias históricas consiste na realização de uma análise
comparativa de uma nova situação com outra similar já conhecida, com o
45
objetivo de quantificar o grau de semelhança existente entre elas e determinar
em que medida o padrão básico seria alterado pela falta de semelhança com
uma nova situação.
Por fim, a técnica de análise de impactos cruzados que procura
determinar, de modo sistemático, o possível impacto que determinado evento
possa provocar sobre todos os outro eventos com os quais ele se relaciona.
Para tal, procede – se, inicialmente, a uma análise dos eventos que possam
ocorrer. A seguir, é feito o exame da interdependência desses eventos, para
que se detecte eventuais inconsistências.
46
CAPÍTULO III
ESTUDO DE CASO
O Estudo de Viabilidade Econômico – Financeira dos campos do Pré –
Sal faz com que algumas questões venham à tona e que algumas premissas
sejam firmadas.
As indagações que se apresentam referem – se ao custo do
desenvolvimento dos campos, às estratégias de desenvolvimento, ao preço do
barril que garanta a sua viabilidade.
Assim, para a relaização do estudo, algumas premissas devem ser
assumidas. O estudo terá por base os campos da área pré – sal da Bacia de
Santos (Fig. 3.1), e será assumida uma reserva de 50 bilhões de boe, com uma
vazão de 20 mil boed no pico de produção por poço (Fig. 3.2). Ainda, estima –
se um custo de US$600 bilhões para desenvolvimento do cluster em questão.
Figura 3.1 Campos do Pré – Sal (UBS, 2008)
47
Figura 3.2 Vazão por poço de teste no Pré – Sal (PETROBRAS,
2009)
O custo de desenvolvimento dos campos é influenciado pelos pontos a
seguir detalhados no fluxograma:
48
Portanto, o presente estudo traz as seguintes estimativas em seu
cenário base para a determinação do custo de desenvolvimento do módulo:
De acordo com o Banco UBS, tem – se o detalhamento dos custos
indicativos de desenvolvimento:
49
A seguir, o custo por barril desenvolvido, em cenários alternativos, sendo
o cenário base US$12.7:
O desenvolvimento de TUPI, com o preço do barril de petróleo a
US$60.00, apresenta a seguinte informação de Caixa Investido X Caixa
Acumulado:
50
51
52
CONCLUSÃO
Muitas questões acerca de todos os desafios para desenvolvimento dos
campos do Pré – Sal ainda continunam sem respostas definitivas.
Ainda não se tem informações completas sobre a sua escala e as suas
características, restando, portanto, muitos dados desconhecidos.
A estratégia de desenvolvimento adotada foi o desenvolvimento por
módulos, em que o custo de um módulo foi estimado com base em premissas.
Assim, o custo de desenvolvimento do Pré – Sal, é algo em torno de
US$600 bilhões e o seu retorno é uma função de variáveis desconhecidas, pois
os custos de equipamentos podem ser bem maiores, assim como a vazão por
poço pode ser bem pior do que as estimadas.
Ao assumirmos uma vazão de 20 mil boed, concluímos que o Pré – Sal
é viável mesmo com o barril de petróleo a preços baixos. Já uma vazão de 10
mil boed apresenta retorno insuficiente quando o preço do barril for inferior a
US$ 100.00, e, mesmo com a retirada dos royaties e participações especiais, a
TIR seria de 9% com o barril a US$50.00.
53
BIBLIOGRAFIA
ASSAF NETO, A. Mercado Financeiro. 6ª ed. São Paulo: Atlas, 2005.
BREALEY, R. A. & MYERS, S. C. Principles of Corporate Finance. 4ª ed.
McGraw-Hill, 1991.
COSTA, P. H. S. & ATTIE, E. V. Análise de Projetos de Investimentos. Rio de
Janeiro: Editora Fundação Getúlio Vargas, 1990.
GALESNE, Alain, FENSTERSEIFER, Jaime E, LAMB, Roberto. Decisões de
Investimento da Empresa. São Paulo: Atlas, 1999.
GITMAN, Lawrence J. Princípios de Administração Financeira. 10ª ed. São
Paulo: Pearson, 2007.
KASSAI, José Roberto, SANTOS, Ariovaldo, ASSAF NETO, Alexandre.
Retorno de Investimento. 3ª ed. São Paulo: Atlas, 2005.
MARIM, W. C. Análises de Alternativas de Investimento. São Paulo: Atlas,
1980.
MATIAS, Rogério. Cálculo Financeiro – Teoria e Prática. 2ª ed. Lisboa,
Portugal: Escolar Editora, 2007.
THOMAS, E. J. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. São Paulo:
Interciência, 2001.
54
UNGER, T. Princípios de Gestão Econômica da Empresa. São Paulo:
MacGraw-Hill do Brasil, 1976.
REVISTA BLOOMBERG MARKETS. Pennsylvania; Brown Printing Co. Maio,
2009. Mensal.
www.petrobras.com.br. Petróleo Brasileiro S. A., acessado em 15/06/2009.
www.bp.com. British Petroleum, acessado em 20/06/2009.
www.anp.gov.br. Agência Nacional do Petróleo, acessado em 10/07/2009.
55
ÍNDICE
INTRODUÇÃO 7
CAPÍTULO I 10
O PETRÓLEO 10
1.1– Conceito, Origem e Formação do Petróleo 11
1.2 – A Indústria do Petróleo 16
1.2.1 – No Brasil 19
1.3 – Exploração e Produção 22
1.4 – O Pré – Sal 27
CAPÍTULO II 33
ANÁLISE DE INVESTIMENTOS 33
2.1 Viabilidade Econômico – Financeira 33
2.1.1 – Fluxo de Caixa 35
2.1.2 – Valor Presente Líquido (VPL) 37
2.1.3 – Taxa Interna de Retorno (TIR) 38
2.1.4 – Índice de Lucratividade (IL) 40
2.1.5 – Retorno do Investimento (Payback) 40
2.2 - Análise de Riscos 42
56
CAPÍTULO III 46
ESTUDO DE CASO 48
CONCLUSÃO 52
BIBLIOGRAFIA 53
