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Maurício Andreis
Desenvolvimento de um campo petrolífero em diferentes condições fiscais: análise do caso brasileiro
Dissertação de Mestrado
Dissertação apresentada ao Programa de Pós-graduação em Engenharia Mecânica da PUC-Rio como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Mecânica.
Orientador: Prof. Arthur Martins Barbosa Braga
Rio de Janeiro Outubro de 2016
Maurício Andreis
Desenvolvimento de um campo petrolífero em diferentes condições fiscais: análise do caso brasileiro
Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre pelo Programa de Pós-graduação em Engenharia Mecânica da PUC-Rio. Aprovada pela Comissão Examinadora abaixo assinada.
Prof. Arthur Martins Barbosa Braga Orientador
Departamento de Engenharia Mecânica – PUC-Rio
Dr. Jorge Oscar de Sant’ Anna Pizarro Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras)
Dr. Marcelo Curzio Salomão Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras)
Dr. Oswaldo Antunes Pedrosa Júnior Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA)
Prof. Márcio da Silveira Carvalho
Coordenador Setorial de Pós-Graduação do Centro Técnico Científico – PUC-Rio
Rio de Janeiro, 7 de outubro de 2016
Todos os direitos reservados. É proibida a
reprodução total ou parcial do trabalho sem
autorização da universidade, da autora e do
orientador.
Maurício Andreis
Graduou-se em Engenharia de Produção
Mecânica pela UFSC (Universidade Federal de
Santa Catarina) em 2012. Cursou a Pós-
graduação Lato Sensu em Engenharia de
Petróleo pela PUC-Rio em 2013. Ingressou na
Petrobras em 2012 como Engenheiro de
Produção, atuando desde então na gerência de
competências técnicas do pólo pré-sal da Bacia
de Santos, inicialmente como Engenheiro e
posteriormente como Coordenador de
Estratégias e Pré-projetos, função que
desempenha até a presente data.
Ficha Catalográfica
CDD:621
Andreis, Maurício Desenvolvimento de um campo petrolífero em diferentes condições fiscais : análise do caso brasileiro / Maurício Andreis ; orientador: Arthur Martins Barbosa Braga. – 2016. 118 f. : il. color. ; 30 cm Dissertação (mestrado) – Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Departamento de Engenharia Mecânica, 2016. Inclui bibliografia 1. Engenharia Mecânica – Teses. 2. Estratégia de desenvolvimento. 3. Simulação de reservatórios. 4. Viabilidade técnico-econômica. 5. Condições fiscais. I. Braga, Arthur Martins Barbosa. II. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Departamento de Engenharia Mecânica. III. Título.
Dedico este trabalho à minha família, pelo amor, apoio
e compreensão em todos os momentos da minha vida.
Agradecimentos
À minha esposa Giedre, pelo apoio, compreensão e amor verdadeiro demonstrado
em todos os momentos.
Aos meus pais, pelo amor, confiança e fé em tudo que fiz na minha vida. A toda a
minha família, obrigado.
Aos meus amigos e professores, que contribuíram para minha formação pessoal e
profissional de maneira ímpar, formação esta essencial para a execução deste
trabalho.
Ao professor Arthur Braga, pela orientação, apoio e importantes conselhos.
Aos colegas de Petrobras, Jorge Pizarro e Marcelo Salomão, e ao avaliador externo
Oswaldo Pedrosa pelo aceite para participar da banca examinadora e por suas
valiosas contribuições.
Aos colegas de Petrobras, pelo incentivo por realizar esta escolha e pelo apoio e
compreensão dispensados durante o mestrado.
Às demais pessoas que de alguma forma auxiliaram na concretização deste
trabalho.
Muito obrigado.
Resumo
Andreis, Maurício; Braga, Arthur Martins Barbosa. Desenvolvimento de um
campo petrolífero em diferentes condições fiscais: análise do caso
brasileiro. Rio de Janeiro, 2016. 118p. Dissertação de Mestrado –
Departamento de Engenharia Mecânica, Pontifícia Universidade Católica do
Rio de Janeiro.
A definição da estratégia de desenvolvimento de um campo petrolífero
offshore é um problema complexo e de grande importância. Complexo uma vez
que, geralmente, existem inúmeras possibilidades de desenvolvimento e alto grau
de incerteza; importante uma vez que os investimentos e impactos associados às
escolhas possíveis são elevados. Neste contexto, as condições fiscais às quais um
campo petrolífero está submetido desempenham papel fundamental, visto que elas
determinam como são apurados os resultados econômicos dos projetos de
desenvolvimento do campo. Por este motivo, empresas internacionais de petróleo,
governos de países produtores de petróleo e pesquisadores realizam análises e
comparações entre regimes fiscais. No Brasil, após a implementação do novo marco
regulatório, passaram a vigorar três regimes fiscais de pesquisa e lavra de petróleo
no offshore: concessão, cessão onerosa e partilha de produção. Sendo que somente
os regimes de concessão e partilha de produção se aplicam para novos leilões no
país. Este trabalho objetiva identificar e analisar os impactos que as condições
fiscais vigentes no Brasil podem ter na escolha da estratégia de desenvolvimento e
na viabilidade de um campo petrolífero offshore. Para isso é realizado um estudo
para um campo petrolífero offshore sintético em três conjuntos de condições fiscais
distintas: (i) Concessão; (ii) Partilha de Produção, com condições contratuais
similares ao primeiro leilão de partilha no Brasil; e, (iii) Partilha de Produção, com
condições contratuais propostas pelo autor. A partir dos resultados obtidos para o
campo estudado concluiu-se que: (i) as condições fiscais não influenciaram
significativamente a definição da estratégia de desenvolvimento no que tange a
malha de drenagem do projeto; (ii) em cenários de preço de óleo baixo e condições
fiscais mais restritivas, do ponto de vista da empresa, no regime de Partilha de
Produção, o desenvolvimento do campo apresentou-se inviável, resultando em
participações governamentais nulas; (iii) a consideração de condições contratuais
mais flexíveis no regime de partilha de produção viabilizou o desenvolvimento do
campo mesmo em cenários de preço de óleo baixo. Portanto, a viabilidade do
desenvolvimento de um campo em cenários de preços de óleo baixo não depende
necessariamente do regime fiscal (concessão ou partilha), mas sim das condições
contratuais estabelecidas entre o governo e a empresa operadora; e, (iv) a
consideração de condições contratuais mais flexíveis no regime de partilha de
produção reduziu os riscos econômicos do desenvolvimento do campo.
Palavras-chave
Estratégia de desenvolvimento; simulação de reservatórios; viabilidade
técnico-econômica; condições fiscais.
Abstract
Andreis, Maurício; Braga, Arthur Martins Barbosa (Advisor). Development
of an oil field in different fiscal terms: analysis of the Brazilian case. Rio
de Janeiro, 2016. 118p. MSc. Dissertation – Departamento de Engenharia
Mecânica, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.
Planning the development of an offshore oil field is a complex task not only
due to the different paths that may be chosen to optimize the reservoir production
but also to the uncertainties in variables that greatly impact the economic outcome
for the different players involved in the enterprise. In this context, the tax regime to
which the oil field is subjected plays a major role in how the economic results of
the project are evaluated. For this reason, oil companies, government authorities of
oil producing countries, and researchers have paid great attention to studies and
analysis comparing different fiscal terms. Currently, in Brazil, oil and gas
exploration and production activities are subjected to three legal frameworks,
namely the regimes of royalty and tax, production sharing, and onerous transfer of
rights. Only the first two apply to near future biddings that are expected to occur in
Brazil. The present work aims at identifying and analyzing the impacts that the two
Brazilian tax regimes currently in force may have on decision making for the
development strategy and economic viability of an offshore oil field. In order to do
that, a comparative study was performed on a theoretical oil field, similar to those
explored in the Brazilian offshore basins, considering three distinct sets of fiscal
terms: (i) royalty and tax; (ii) production sharing under contract conditions identical
to those applied to the first bid in Brazil under this particular framework, that of the
Libra field; and (iii) production sharing under contract conditions proposed by the
author. The results have shown that: (i) the optimization of recovery related to the
design of the field’s drainage mesh is not influenced by the tax regime; (ii) under
the production share regime, in scenarios of low oil prices and restrictive contract
conditions from the operator point of view, the field development may not be
economically viable resulting in null government participation; (iii) considering
more flexible contract conditions under the production share framework, even in a
scenario of low oil prices, the field development may become economically viable.
Therefore, in a scenario of low oil prices, the viability of a offshore field
development does not necessarily depends on the tax regime, royalty and tax or
production sharing, but rather on the contract conditions that are established
between government and the oil and gas operator company; and (iv) considering
more flexible contract conditions under the production share framework reduced
the economic risks of the field development.
Keywords
Development strategy; reservoir simulation; technical and economic
viability; fiscal terms.
Sumário
1 Introdução 18
2 Fundamentação teórica 21
2.1. Regimes Fiscais no setor de E&P 21
2.1.1. Sistemas Concessionários 23
2.1.2. Sistemas Contratuais 25
2.2. Indicadores de avaliação 27
2.2.1. Fluxo de Caixa 27
2.2.2. Valor Presente Líquido 29
2.2.3. Índice de Lucratividade 30
2.2.4. Taxa Interna de Retorno 31
2.2.5. Government Take e Company Take 32
2.2.6. Produção acumulada 33
2.2.7. Brent de Equilíbrio 34
3 Revisão bibliográfica 35
3.1. Estratégia de desenvolvimento de um campo petrolífero offshore 35
3.2. Simulação de reservatórios 40
3.3. Definição da malha de drenagem 42
3.4. Regimes fiscais 49
3.4.1. Regimes ficais na indústria petrolífera mundial 49
3.4.2. Regimes fiscais no Brasil 51
4 Estudo de caso: metodologia e aplicação 63
4.1. Etapa 1 – Definição das premissas de avaliação 64
4.1.1. Definição das regras fiscais 64
4.1.2. Modelo de reservatórios de análise 72
4.1.3. Premissas econômicas e dos cenários de análise 78
4.1.4. Estimativa de custos 80
4.2. Etapa 2 – Seleção da estratégia de desenvolvimento e definição da
malha de drenagem 83
4.2.1. Definição dos parâmetros operacionais do modelo 84
4.2.2. Metodologia de otimização da malha de drenagem 85
4.3. Etapa 3 – Avaliação das estratégias otimizadas nos dois regimes 92
5 Resultados e discussões 94
5.1. Estratégias de desenvolvimento definidas 94
5.2. Avaliação das estratégias segundo os indicadores selecionados 102
6 Conclusões e sugestões futuras 110
6.1. Conclusões 110
6.2. Sugestões para estudos futuros 111
7 Referências bibliográficas 113
Lista de figuras
Figura 2.1 – Classificação dos regimes/sistemas fiscais na indústria petrolífera (Johnston, 2007) 22
Figura 2.2 - Representação do fluxo de caixa típico da exploração e produção de um campo petrolífero – adaptado de Suslick (2001) 28
Figura 2.3 – Fluxo de caixa livre nominal da exploração e produção de um campo típico 29
Figura 2.4 – Fluxo de cálculo do Government Take e Company Take - Adaptado de Tolmasquim e Júnior (2011) 33
Figura 3.1 - Etapas do procedimento de seleção da estratégia de desenvolvimento (Mezzomo, 2005) 38
Figura 3.2 – Área do polígono do pré-sal (Anp, 2013b) 54
Figura 3.3 – Polígono Libra na área do pré-sal da Bacia de Santos (Anp, 2013a) 59
Figura 4.1 - Fluxograma da metodologia geral da dissertação 64
Figura 4.2 – Tabela referencial para cálculo da EOU% para as “Condições 1” de acordo com a produtividade dos poços produtores e preço do brent 67
Figura 4.3 – TREC% variando com o preço do óleo tipo Brent, utilizado no regime de Partilha (Condições 2) 68
Figura 4.4 – Alíquotas do EOU% para as “Condições 2” nos valores selecionados de produtividade dos poços produtores e preço do brent 69
Figura 4.5 - Diferença observada entre as EOU% calculadas para as “Condições 2” e “Condições 1” 70
Figura 4.6 - Mapa estrutural do topo do reservatório 73
Figura 4.7 - Modelo 3D de permeabilidade da primeira camada (mD) 74
Figura 4.8 – Variação da Rs e Bo com a pressão 76
Figura 4.9 – Variação do Bg com a pressão 76
Figura 4.10 - Curvas de viscosidade do óleo (Viso) e gás (Visg) em função da pressão 77
Figura 4.11 - Curvas de permeabilidade relativa da água (krw) e óleo (krow) em função da saturação de água 77
Figura 4.12 - Cenários de preço de óleo (EIA, 2015) 78
Figura 4.13 – Cronograma exemplo da concepção 9P 9I 82
Figura 4.14 – Investimentos para a concepção 9P 9I (milhões de US$) 83
Figura 4.15 - Metodologia de seleção da malha de drenagem adaptada de Mezzomo (2005) 86
Figura 4.16 – Localização dos poços na malha inicial. Propriedade: HPhiSo (m) 88
Figura 4.17 – Produções de óleo, água, líquidos e gás sem restrições de capacidade de processamento na plataforma 89
Figura 4.18 – Exemplo de estratégia de drenagem com possibilidade de inclusão de poços produtores em regiões não drenadas e com alto potencial (região avermelhada do mapa). Propriedade: HPhiSo no período final da simulação. 90
Figura 4.19 - Mapa de profundidade (metros) com as regiões investigadas na otimização destacadas em branco 91
Figura 5.1 - VPLs da concepção inicial 8P 8I, no cenário de preço de óleo de Referência, considerando diferentes capacidades e custos de plataformas 94
Figura 5.2 – Resultados das estratégias de desenvolvimento estudadas no cenário de Preço de Óleo Alto 95
Figura 5.3 - Resultados das estratégias de desenvolvimento estudadas no cenário de Preço de Óleo de Referência 96
Figura 5.4 - Resultados das estratégias de desenvolvimento estudadas no cenário de Preço de Óleo Baixo 96
Figura 5.5 – Etapas da otimização da locação dos poços para a estratégia de desenvolvimento com 7P 5I 97
Figura 5.6 – HphiSo ao final do período de produção da estratégia inicial 8P 8I 98
Figura 5.7 – HphiSo ao final do período de produção da estratégia otimizada 8P 5I 99
Figura 5.8 – HphiSo ao final do período de produção da estratégia otimizada 7P 5I 100
Figura 5.9 – Configuração da estratégia de produção (7P 5I) com poços produtores nos altos estruturais e injeção periférica 101
Figura 5.10 – Previsões de produção da estratégia da estratégia otimizada 8P 5I 101
Figura 5.11 – Previsões de produção da estratégia da estratégia otimizada 7P 5I 102
Figura 5.12 – VPL dos casos analisados 103
Figura 5.13 – IL (%) dos casos analisados 106
Figura 5.14 – Taxa interna de retorno dos casos analisados . 106
Figura 5.15 – Brent de Equilíbrio das melhores estratégias para cada cenário de preço e condição fiscal 107
Figura 5.16 – Government Take (milhões US$) dos casos estudados 108
Figura 5.17 – Government Take (%) dos casos estudados 109
Lista de tabelas
Tabela 3.1 – Características dos regimes de Concessão e Partilha brasileiros (Bustamante, 2015) 57
Tabela 3.2 - Percentual Mínimo de Excedente em Óleo para a União 59
Tabela 4.1 - Parâmetros econômicos comuns nas avaliações 65
Tabela 4.2 - Parâmetros econômicos específicos de Concessão e Partilha 65
Tabela 4.3 - Parâmetros econômicos específicos das condições contratuais propostas para a Partilha 67
Tabela 4.4 - Dados adicionais de rocha e fluido do modelo de reservatórios do Campo Gama 75
Tabela 4.5 - Classificação dos casos segundo as condições fiscais e cenário de preço de óleo analisado 79
Tabela 4.6 - Modelo de Fluxo de Caixa Econômico para a Concessão 80
Tabela 4.7 - Modelo de Fluxo de Caixa Econômico para a Partilha 80
Tabela 4.8 – Estimativas de custos do projeto 81
Tabela 4.9 – Características e custos das plataformas avaliadas 81
Tabela 4.10 - Condições Operacionais dos Poços do Campo Gama 85
Tabela 4.11 - Descrição dos indicadores utilizados na avaliação das estratégias selecionadas 93
Tabela 5.1 - Configuração das estratégias de desenvolvimento selecionadas 97
Tabela 5.2 - Número de poços das estratégias de desenvolvimento selecionadas 104
Tabela 5.3 - Produção acumulada equivalente (MM boe) das estratégias de desenvolvimento selecionadas 105
Lista de Abreviaturas e Siglas
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíves
BE Brent de Equilíbrio Brent Preço de óleo do tipo brent CAPEX Capital Expenditures CMG Computer Modelling Group CNOOC China National Offshore Oil Corporation CNP Conselho Nacional do Petróleo CNPC China National Petroleum Corporation CNPE Conselho Nacional de Política Energética CO Custo em Óleo COp Custos Operacionais CREC Custos Recuperados CT Company take DEQUIP Depreciação dos investimentos depreciáveis E&P Exploração e Produção EIA Energy Information Administration EMI Exposição de Motivos Interministerial EO Excedente em Óleo EOC Excedente em Óleo da Companhia ou do
Consórcio EOU Excedente em Óleo da União EOU% Parcela do Excedente em Óleo da União FCL Fluxo de Caixa Livre FPSO Floating Production, Storage, and Offloading GT Government take HPhiSo Quantidade de óleo por unidade de área IA Investimento Atualizado IL Índice de Lucratividade IND Investimentos não depreciáveis dedutíveis IPE International Petroleum Exchange MME Ministério de Minas e Energia Np Produção acumulada Np eq. Produção acumulada equivalente OF Valor Ofertado do Excedente em Óleo da União OPEC Organization of the Petroleum Exporting Countries OPEX Operational Expenditures PE Participação Especial Petrobras Petróleo Brasileiro S.A. PPSA Pré-Sal Petróleo S.A. ProdPP Produtividade média diária dos poços produtores PSA Production Sharing Agreement PSC Production Sharing Contracts R Receita bruta
RLTIR Receita Líquida Tributável para fins de Imposto de Renda
RLTPE Receita Líquida Tributável para fins de PE ROI Return On Investment ROY Royalties SA Service Agreements SCO Saldo acumulado do Custo em Óleo TIR Taxa Interna de Retorno TMA Taxa Mínima de Atratividade TREC% Teto de recuperação de custos em óleo VOIP Volume de Óleo in place VPL Valor Presente Líquido VPLi Valor Presente dos Líquido do Poço Injetor VPLp Valor Presente dos Líquido do Poço Produtor
18
1 Introdução
A indústria petrolífera engloba atividades como exploração, explotação,
refino, transporte e venda de petróleo ou de produtos derivados. Dentre estas, a
definição do plano de explotação (estratégia de desenvolvimento) para campos
petrolíferos offshore apresenta-se como uma atividade complexa, uma vez que
envolve inúmeras decisões relacionadas ao reservatório, poços, sistema submarino,
plataforma de produção, infraestrutura complementar de produção, etc. Além disso,
impactos associados às escolhas possíveis são elevados. Por este motivo, a
definição da estratégia de desenvolvimento de campos petrolíferos offshore é um
tópico de grande interesse da indústria e do meio acadêmico.
Neste contexto, as condições fiscais às quais um campo petrolífero está
submetido desempenham papel fundamental, visto que elas determinam como são
apurados os resultados econômicos dos projetos de desenvolvimento do campo. Por
isso, empresas internacionais de petróleo, governos de países produtores de petróleo
e pesquisadores realizam análises e comparações entre regimes fiscais. As empresas
avaliam o potencial de lucros de oportunidades em diferentes locais do mundo,
considerando aspectos geológicos, fiscais, regulatórios, políticas governamentais,
etc., dos países. Os governos de países produtores também consideram estes
aspectos e avaliam como atrair investimentos conseguindo capturar adequadamente
a renda econômica proveniente da explotação dos campos petrolíferos. Os
pesquisadores, geralmente, se dedicam a analisar condições fiscais “ótimas” e os
possíveis impactos das condições fiscais vigentes nos países em diferentes campos
e projetos.
Recentemente, houve alteração do marco regulatório do setor de E&P
(Exploração e Produção) no Brasil, com a adoção do regime de Partilha de Produção
para a contratação de novas áreas dentro do polígono do pré-sal e em áreas
estratégicas (Brasil, 2010a). A motivação para esta alteração advém da descoberta
do pré-sal, com a perspectiva de incorporação de reservas petrolíferas significativas
e riscos menores que aqueles vislumbrados anteriormente (Tolmasquim e Júnior,
2011). Desta forma, há no Brasil dois regimes fiscais no setor de E&P para novas
áreas a serem contratadas, Concessão e Partilha de Produção.
19
Diante deste contexto, emerge a seguinte pergunta para a presente pesquisa:
Como as condições fiscais, no contexto brasileiro, podem influenciar na definição
da estratégia de desenvolvimento e na viabilidade de um campo petrolífero
offshore?
O objetivo deste trabalho, que visa responder à pergunta da pesquisa, é
identificar e analisar os impactos que as condições fiscais vigentes no Brasil podem
ter na escolha da estratégia de desenvolvimento e na viabilidade de um campo
petrolífero offshore. Com o objetivo de identificar e analisar estes impactos foram
definidos como objetivos específicos (i) construir, no pesquisador, o conhecimento
acerca de metodologias de avaliação e seleção de estratégias de desenvolvimento
por meio de indicadores adequados, (ii) construir, no pesquisador, o conhecimento
necessário para compreender os efeitos que as diferentes condições fiscais, no
contexto brasileiro, podem ter na estratégia de desenvolvimento, (iii) definir e
aplicar, para o estudo de caso selecionado, uma metodologia de avaliação e seleção
de estratégias de desenvolvimento e as condições fiscais específicas a serem
utilizadas, e (iv) identificar e analisar, para o estudo de caso selecionado, os
impactos que as condições fiscais podem ter na escolha e viabilidade da estratégia
de desenvolvimento, a partir dos indicadores selecionados.
O tema central da pesquisa neste trabalho é a avaliação de estratégias de
desenvolvimento e da viabilidade de campos petrolíferos no offshore brasileiro sob
diferentes condições fiscais, sendo o primeiro e único eixo utilizado na pesquisa.
Com relação à escolha da metodologia de seleção de estratégias de
desenvolvimento utilizada, a justificativa para tal está na organização e
flexibilidade. Organização uma vez que propõe procedimento estruturado,
realizado por etapas manuais e automáticas independentes, definindo gradualmente
características da estratégia de desenvolvimento e possibilitando também revisá-las
ao longo do processo. Flexibilidade uma vez que o procedimento pode ser iniciado
em qualquer uma das etapas, permitindo-se avaliar a necessidade de realização ou
não de determinada etapa sequencial, assim como definir o grau de aprofundamento
que deve ser utilizado nos estudos (Mezzomo, 2005).
Por fim, este trabalho se apresenta em seis capítulos: (i) Introdução, onde são
expostos o contexto, motivação, objetivos e descrição do trabalho; (ii)
Fundamentação teórica, onde apresenta-se os conceitos relativos aos regimes fiscais
e aos indicadores selecionados para análise dos resultados; (iii) Revisão
20
bibliográfica, onde é apresentada uma revisão de trabalhos que serviram de base e
referência para a elaboração desta dissertação; (iv) Estudo de caso: Metodologia e
Aplicação, onde são expostos os procedimentos, modelo sintético de simulação e
premissas adotadas; (v) Resultados e Discussões, onde são apresentados os
resultados das simulações e avaliações, considerando os indicadores econômicos
escolhidos; e (vi) Conclusões e sugestões futuras, onde são expostas as principais
conclusões e as sugestões de trabalhos futuros identificadas pelo autor.
21
2 Fundamentação teórica
2.1. Regimes Fiscais no setor de E&P
Segundo Johnston (2007), regime ou sistema fiscal é, tecnicamente, a
estrutura tributária de um país. No entanto, o uso “popular” do termo inclui todos
os aspectos institucionais, contratuais e fiscais que estabelecem o relacionamento
do governo e da empresa de petróleo. Para Ravagnani et al. (2012a), regime fiscal
é um termo amplo que inclui aspectos legislativos, políticos, contratuais,
institucionais, tributários e qualquer outro elemento associado com a divisão das
receitas provenientes do petróleo. Desta forma, neste trabalho, regime ou sistema
fiscal será entendido como o contexto no qual o desenvolvimento de um
determinado campo petrolífero está inserido e as regras às quais devem ser
seguidas, por parte da empresa e do governo.
De acordo com Johnston (1994), existem dois principais tipos de regimes ou
sistemas fiscais. O primeiro tipo consiste nos regimes “Concessionários”,
conhecidos também, em inglês, como Royalty/Tax (R&T). O segundo abrange os
regimes “Contratuais”, onde estão incluídos os contratos de “Partilha de Produção”
e de “Serviços”. Apesar da distinção estabelecida na nomenclatura e classificação
dos dois tipos de regimes, o regime concessionário também é estruturado, em última
instância, por arranjos contratuais (Tolmasquim e Júnior, 2011). Na Figura 2.1 é
apresentada uma classificação destes sistemas e de suas respectivas características.
22
Figura 2.1 – Classificação dos regimes/sistemas fiscais na indústria petrolífera (Johnston,
2007)
A principal característica que distingue cada tipo de regime é onde, quando,
e se a posse do petróleo é transferida para a empresa contratada. Do ponto de vista
econômico-financeiro, no entanto, as suas estruturas são muito similares. Pois,
geralmente, ambos seguem uma hierarquia de apuração de resultados semelhante,
conforme segue: (1) geração da produção e receita; (2) pagamento de royalties ou
elementos equivalentes; (3) recuperação de custos, deduções fiscais, reembolsos,
etc.; (4) mecanismos baseados em retorno como divisão de óleo lucro e/ou taxas e
participações; e, (5) pagamentos de tributos (Johnston, 1994).
Entretanto, de acordo com Johnston (2007), a crença de que os tipos de
regimes fiscais são fundamentalmente distintos, do ponto de vista econômico-
financeiro, leva a inúmeras opiniões imprecisas. Diferentes regimes fiscais, desde
23
que bem projetados, podem atender aos anseios, muitas vezes conflitantes, das
empresas de petróleo e dos governos e estados (Tordo, 2007).
As empresas de petróleo esperam explorar regiões que possuam bom
potencial geológico, governos estáveis e condições fiscais que possibilitem obter
retornos compatíveis com os riscos associados aos investimentos. Já os governos
querem garantir uma grande e justa parcela dos lucros dos diferentes projetos, atrair
investimentos e manter um alto grau de controle sobre os recursos naturais do país.
Além disso, para um governo pode haver interesse adicionais, tais como, criação de
empregos, transferência tecnológica, desenvolvimento de infraestrutura local, etc.
A estruturação de um regime fiscal flexível, neutro e estável facilita a
conciliação dos objetivos das empresas de petróleo e dos governos (Tordo, 2007).
Um regime fiscal é flexível quando permite acesso do governo a uma parcela
adequada do lucro dos projetos em diferentes condições de rentabilidade. A
flexibilidade de um regime fiscal está ligada à sua progressividade, ou seja, a
medida que a rentabilidade de um projeto aumenta a parcela do governo nos lucros
advindos deste aumenta também, sendo o oposto igualmente verdadeiro. A
principal vantagem de ter um regime flexível é a sua estabilidade ao longo do
tempo, pois independente das condições, há menor necessidade de renegociações.
O conceito de neutralidade está ligado a não incentivar nem desencorajar
investimentos devido às tributações existentes. Por fim, a estabilidade está ligada à
previsibilidade das mudanças e à manutenção das condições estabelecidas. A
estabilidade dos regimes fiscais é especialmente importante em indústrias que
possuem longo ciclo de vida dos projetos como a petrolífera, pois incertezas neste
contexto afetam diretamente as decisões de investimentos das empresas.
Nas próximas seções (2.1.1 e 2.1.2) serão detalhados os tipos de regimes
fiscais existentes, suas características e aplicação no Brasil.
2.1.1. Sistemas Concessionários
Os sistemas concessionários são chamados desta forma porque o governo
dá à empresa contratada (ou consórcio) o direito exclusivo de assumir o controle do
processo de exploração e produção dentro de uma área específica por um tempo
determinado, tendo a titularidade dos recursos minerais após a produção e
24
pagamento dos royalties e tributos diretos devidos. Além do pagamento destes,
outros elementos podem estar presentes nos contratos de concessão, tais como:
bônus, aluguéis, compromissos físicos, taxas especiais, impostos de exportações,
participações especiais, entre outros (Ernst & Young, 2015).
Além do Brasil, EUA, Reino Unido, Austrália, Argentina e Colômbia
utilizam o regime concessionário “puro”. Em alguns países, há ainda o sistema
concessionário com parceria estatal, onde o Estado atua diretamente, ou mediado
por uma empresa estatal, como integrante do consórcio.
Para Johnston (1994), os principais elementos do processo de apuração dos
resultados econômico-financeiros dos sistemas concessionários são: (1) geração da
produção e receita; (2) pagamento de royalties para o país hospedeiro, detentor dos
recursos naturais; (3) deduções tributárias e outras compensações para a empresa;
(4) taxas especiais e participações; e, (5) pagamentos de outros tributos.
No Brasil, a Lei nº 9.478/1997, conhecida como “Lei do Petróleo”,
regulamentou que “as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de
petróleo e gás natural serão exercidas mediante contratos de concessão, precedidos
de licitação, na forma estabelecida da Lei.”. Além disso, estabeleceu quatro
modalidades básicas de participações governamentais na concessão: (i) bônus de
assinatura; (ii) royalties; (iii) participações especiais (PE); e, (iv) taxa de ocupação
e retenção de área (Tolmasquim e Júnior, 2011).
O bônus de assinatura corresponde ao valor ofertado pela empresa vencedora
da licitação, sendo que não pode ser inferior ao montante mínimo estabelecido pela
ANP no edital. Ademais, o Decreto nº 2.705/1998 determina que o bônus de
assinatura seja pago integralmente, em parcela única, no ato de assinatura do
contrato.
Os royalties constituem compensação financeira devida ao Estado pelos
concessionários sobre a produção de petróleo ou gás natural com relação a cada
campo. A alíquota máxima é de 10% e incide sobre o total da produção de petróleo
e gás natural de um campo, podendo haver redução do percentual até um mínimo
de 5% tendo em vista fatores como risco geológicos e expectativas de produção,
desde que estabelecido no contrato de concessão.
A participação especial (PE) é uma compensação financeira que incide na
produção de campos com grande rentabilidade ou com grande volume de produção.
As alíquotas são aplicadas sobre a receita bruta da produção, deduzindo royalties,
25
investimentos na exploração e desenvolvimento, custos operacionais, depreciações
e tributos. As alíquotas variam entre zero e 40% de acordo com: (i) a localização da
lavra (lâmina d’água); (ii) tempo de produção; e, (iii) volume da produção trimestral
fiscalizada. As regras para apuração da PE foram estabelecidas pelo Decreto nº
2.705/1998 e complementadas pela portaria ANP nº 10, de 13/01/99, tendo esta
portaria sido retificada pela portaria ANP nº 102, de 09/06/99.
A taxa pela ocupação e retenção de área é calculado com base em um valor
unitário (R$/km2) que varia conforme o período em que se encontra a concessão.
Estes valores são fixados no edital e no contrato de concessão. As receitas advindas
desta taxa são utilizadas para financiar as atividades da ANP.
2.1.2. Sistemas Contratuais
Nos sistemas contratuais, a propriedade do petróleo após ter sido produzido
continua sendo do Estado, podendo parte deste ser transferido à empresa a depender
do arranjo contratual estabelecido. Existem dois principais tipos de contratos nos
regimes contratuais, conforme Figura 2.1, são eles: serviços e partilha de produção.
Nos contratos de serviços, conhecidos em inglês como Service Agreements
(SA), a empresa contratada é paga por uma taxa em dinheiro para prestar o serviço
de explorar, desenvolver e produzir o petróleo, sendo que o Estado retém a
propriedade e o produto da lavra. Além disso, nos contratos de serviço, a empresa
pode ser remunerada independentemente dos resultados obtidos com a lavra
(serviço puro) ou somente quando houver desenvolvimento econômico do petróleo
(serviço com cláusula de risco), neste caso a empresa contratada incorre nos riscos
de E&P. Segundo a Ernst & Young (2015), países como Angola, Equador, Iraque,
Malásia e México utilizam este tipo de contrato.
Nos contratos de partilha de produção, conhecidos em inglês como
Production Sharing Contracts (PSC) ou Production Sharing Agreement (PSA), a
propriedade do petróleo produzido é do Estado, sendo que parte deste é utilizado
para pagar a empresa contratada pelos custos e riscos incorridos nas atividades de
E&P. A transferência da posse do petróleo, referente à parte utilizada para pagar a
empresa contratada, é feita no ponto de partilha, sendo este definido em contrato.
O contrato de partilha de produção é um dos mais comuns, sendo utilizado, por
26
exemplo, por países como Angola, Brasil, Cazaquistão, Índia, Indonésia, Líbia e
Nigéria (Tolmasquim e Júnior, 2011).
Para compreender este tipo de contrato (PSC) é importante apresentar os
conceitos de “custo em óleo” (CO) e “excedente em óleo” (EO). Custo em óleo,
conhecido em inglês como “cost oil”, são os volumes de petróleo cuja titularidade
é transferida à empresa contratada a fim de compensar os custos incorridos nas
atividades de E&P (i.e., custos exploratórios, custos de desenvolvimento, custos
operacionais e custos de abandono). Após o pagamento dos royalties e dedução do
custo em óleo, o volume de produção restante é chamado de “excedente em óleo”,
conhecido em inglês como “profit oil”, e consiste na parcela que pode ser repartida
entre a empresa e o estado.
As regras para definir qual parcela do óleo pode ser transferido à empresa
contratada via custo em óleo ou excedente em óleo são definidas contratualmente.
Chama-se de “limite de recuperação do custo em óleo”, ou em inglês “cost recovery
limit”, o limite estabelecido contratualmente para a parcela dos custos que podem
ser recuperados em determinado período. Segundo Johnston (2007), esta é a única
diferença significativa entre os regimes concessionários e de partilha de produção
do ponto de vista de apuração dos resultados econômico-financeiros. Pois, na
partilha de produção, quando o teto de recuperação do custo em óleo é atingido,
uma parcela adicional da produção ou receita é garantida para o Estado,
independente da economicidade do projeto.
Para Johnston (1994), os principais elementos do processo de apuração dos
resultados econômico-financeiros dos sistemas de partilha de produção são: (1)
geração da produção e receita; (2) pagamento de royalties para o país hospedeiro,
detentor dos recursos naturais; (3) recuperação dos custos em óleo; (4) divisão do
excedente em óleo; e, (5) pagamentos de tributos.
No Brasil, a Lei nº 12.351/2010 estabeleceu que “a exploração e a produção
de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos na área do pré-sal e
em áreas estratégicas serão contratadas pela União sob o regime de partilha de
produção, na forma desta Lei.”. Além disso, estabeleceu duas modalidades básicas
de participações governamentais da partilha de produção: (i) royalties; e, (ii) bônus
de assinatura. Os royalties, que correspondem à compensação financeira pela
exploração do petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos líquidos, tiveram
definida a alíquota em 15% do valor de produção. O valor do bônus de assinatura
27
deve ser estabelecido pelo contrato de partilha de produção, correspondendo a um
valor fixo devido à União e devendo ser pago no ato da sua assinatura. Além disso,
ficou estabelecido que o bônus de assinatura não integra o custo em óleo. Na
partilha de produção, além dos royalties e bônus de assinatura, há receitas advindas
do excedente em óleo. A parcela da União deste excedente é calculada por meio das
regras contratuais estabelecidas para cada licitação.
2.2. Indicadores de avaliação
Nas seções abaixo serão apresentados os indicadores de avaliação utilizados
nesta dissertação para avaliar as estratégias de desenvolvimento escolhidas.
2.2.1. Fluxo de Caixa
Para avaliar um determinado projeto, a empresa precisa estimar o seu fluxo
de caixa resultante, chamado também de fluxo de caixa incremental. O fluxo de
caixa de um determinado projeto consiste nas entradas e saídas de valores ao longo
do tempo esperadas a partir da realização deste.
Simplificadamente, pode-se representar o fluxo de caixa e as principais fases
da exploração e produção de um campo petrolífero conforme a Figura 2.2. As
entradas no fluxo de caixa são representadas na parte superior (cores frias) e as
saídas na parte inferior (cores quentes).
28
Figura 2.2 - Representação do fluxo de caixa típico da exploração e produção de um
campo petrolífero – adaptado de Suslick (2001)
A soma entre as entradas (positivas) e saídas (negativas), período a período,
de um determinado fluxo de caixa é chamado de fluxo de caixa livre. (Figura 2.3).
Na exploração e produção de um determinado campo, geralmente durante os
primeiros períodos o fluxo de caixa livre é negativo, pois são realizados
investimentos como aquisição da área, exploratórios e de desenvolvimento.
Posteriormente, o fluxo de caixa livre se torna positivo, devido às receitas geradas
serem maiores que os investimentos, custos operacionais e tributos pagos. Ao final
do ciclo é realizado o abandono técnico e/ou econômico do campo.
29
Figura 2.3 – Fluxo de caixa livre nominal da exploração e produção de um campo típico
Segundo Gitman et al. (2010), o aspecto mais importante e difícil no processo
de avaliação e seleção de investimentos de longo prazo é desenvolver boas
estimativas do fluxo de caixa livre. Após estas estimativas, pode-se utilizar técnicas
que capturem o valor do dinheiro no tempo e fatores de risco, possibilitando a
avaliação do impacto do investimento nos resultados da empresa e,
consequentemente, apoiando a decisão sobre realização ou não deste.
2.2.2. Valor Presente Líquido
O valor presente líquido (VPL), ou fluxo de caixa livre descontado, é um dos
métodos mais utilizados nas avaliações econômicas de projetos (Graham e Harvey,
2001). Este indicador relaciona o valor de um projeto ao valor presente dos fluxos
de caixa futuros esperados do projeto (Damodaran, 2012). Como o valor presente
líquido considera o valor do dinheiro no tempo, este é considerado um método de
avaliação de investimentos sofisticado (Gitman et al., 2010).
Neste método, o fluxo de caixa livre do projeto, período a período, é
descontado por uma determinada taxa de desconto, chamada de taxa mínima de
atratividade (TMA), para uma data definida. A taxa utilizada corresponde ao
mínimo retorno que precisa ser obtido pelo projeto para que o valor da empresa
30
permaneça inalterado, sendo assim uma aproximação do seu custo de capital, além
de refletir o grau de risco do fluxo de caixa livre estimado do projeto. Para calcular
o valor presente líquido (VPL) utiliza-se a Equação 2.1.
VPL = ∑
FCL(t)
(1 + TMA)t
t = n
t = 0
Equação 2.1
Onde, VPL é o Valor Presente Líquido no período t0, FCL(t) é o Fluxo de
Caixa Livre esperado no período t, TMA é a Taxa Mínima de Atratividade e n é
número total de períodos.
Quando o VPL é utilizado para aceitar ou reprovar projetos, o critério de
decisão, do ponto de vista da empresa, é: (i) caso o VPL seja maior que zero, o
projeto deve ser aceito, pois a empresa irá ganhar um retorno maior que seu custo
de capital; ou, (ii) caso o VPL seja menor que zero, o projeto deve ser reprovado.
Para os casos que o VPL é igual a zero, o projeto é indiferente economicamente.
2.2.3. Índice de Lucratividade
O Índice de Lucratividade (IL), ou retorno sobre o investimento (ROI), é
medido pela relação entre o resultado líquido gerado por um projeto (VPL), e o
investimento atualizado (IA) necessário para implantar o mesmo. Representa, em
suma, quanto lucro é obtido por unidade monetária investida (Assaf Neto, 1997).
No cálculo deste indicador, tanto o VPL quanto o IA devem ser descontados para
um mesmo período e utilizar a mesma taxa (TMA). Para calcular o índice de
lucratividade (IL) utiliza-se a Equação 2.2.
IL = VPL
IA Equação 2.2
Onde,
IA = ∑
I(t)
(1 + TMA)t
t = n
t = 0
Equação 2.3
31
Onde, IA é o Investimento Atualizado no período t0, I(t) é o Investimento
no projeto no período t, TMA é a Taxa Mínima de Atratividade e n é número total
de períodos.
Quando o IL é utilizado para aceitar ou reprovar projetos, o critério de
decisão, do ponto de vista da empresa, é: (i) caso o IL seja maior que zero, o projeto
deve ser aceito, pois a empresa obterá um retorno maior que seu custo de capital
(neste caso, o VPL é positivo); ou, (ii) caso o IL seja menor que zero, o projeto deve
ser reprovado. No entanto, como este indicador desconsidera a escala dos projetos
que estão sendo avaliados, é importante avaliar o IL sempre em conjunto com algum
indicador complementar.
Além disso, o IL pode ser utilizado para selecionar e priorizar projetos
(Seba, 1987), caso estes sejam mutuamente excludentes ou caso a empresa tenha
restrições orçamentárias temporárias. Nestes casos deve-se selecionar primeiro os
projetos com os maiores IL, significando que desta forma obtêm-se maior retorno
por unidade monetária investida.
2.2.4. Taxa Interna de Retorno
A taxa interna de retorno (TIR) é a taxa de desconto que iguala o VPL de uma
oportunidade de investimento igual a zero (Gitman et al., 2010). Representa a taxa
de juros compostos que a empresa irá receber se investir em um determinado projeto
e receber o fluxo de caixa livre deste. Para calcular a taxa interna de retorno (TIR)
utiliza-se a Equação 2.4.
0 = ∑
FCL(t)
(1 + TIR)t
t = n
t = 0
Equação 2.4
Onde, TIR é a Taxa Interna de Retorno, FCL(t) é o Fluxo de Caixa Livre
esperado no período t e n é número total de períodos.
A TIR é um dos métodos sofisticados de avaliação de investimentos mais
utilizados (Graham e Harvey, 2001), no entanto, é importante utilizá-la junto com
outros critérios de decisão (e.g. VPL, IL, etc.), pois nem sempre o projeto de
investimento com a maior TIR apresenta também o maior VPL. A causa desta
32
diferença são as premissas implícitas nos financiamentos e reinvestimentos das
saídas e entradas de fluxo de caixa livre antes do término do projeto (Gitman et al.,
2010). O VPL assume que estas saídas e entradas são, respectivamente, financiadas
e reinvestidas pelo valor da TMA, já a TIR assume que estas são financiadas e
reinvestidas pelo valor da própria TIR, o que pode não ser verdadeiro. Além disso,
é possível que dois projetos apresentem o mesmo VPL, no entanto, com
investimentos distintos, neste caso a TIR pode dar informações adicionais para a
tomada de decisão, auxiliando na escolha do projeto mais rentável.
Quando a TIR é utilizada isoladamente para aceitar ou reprovar projetos, o
critério de decisão, do ponto de vista da empresa, é: (i) caso a TIR seja maior que a
TMA, o projeto deve ser aceito; ou, (ii) caso a TIR seja menor que a TMA, o projeto
deve ser reprovado.
2.2.5. Government Take e Company Take
Government take (GT) é a parcela do governo no excedente econômico,
contabilizando bônus, royalties, óleo lucro, participações especiais, impostos, etc.
O GT é frequentemente usado para comparar diferentes condições fiscais e para
analisar a viabilidade de projetos de investimentos no segmento de óleo e gás. Para
calcular o government take (GT) utiliza-se a Equação 2.5.
Government Take (%) = Parcela do Governo
Excedente Econômico Equação 2.5
O excedente econômico pode ser entendido como a diferença entre as receitas
brutas e os custos do projeto. Os custos podem ser definidos como todos os custos
relacionados com a aquisição, exploração, desenvolvimento, operação e abandono
do campo. Parcela do Governo são todas as receitas advindas da execução do
projeto que são destinadas ao Estado.
A parcela complementar do GT é chamada de Company Take (CT) e
representa a parcela da empresa contratada (ou consórcio) no excedente econômico,
podendo ser calculada conforme Equação 2.6.
33
Company Take (%) = 100% - GT Equação 2.6
Na Figura 2.4 é ilustrado como são calculados o GT e o CT para um caso
hipotético.
Figura 2.4 – Fluxo de cálculo do Government Take e Company Take - Adaptado de
Tolmasquim e Júnior (2011)
Apesar de ser um indicador muito usado, o GT não quantifica todas as formas
como um governo pode se beneficiar do investimento em um determinado projeto,
tais como, geração de empregos, transferência de conhecimentos e tecnologia,
desenvolvimento da indústria nacional (via política de conteúdo local), etc.
Além disso, o indicador GT (nominal) não leva em consideração em que
momento as receitas são pagas ao governo, portanto, não incorpora o valor do
dinheiro no tempo, aspecto fundamental para avaliação de um determinado
conjunto de regras fiscais. Por este motivo, neste trabalho, o indicador GT
descontado será utilizado para a avaliação dos projetos e das condições fiscais. Este
indicador (GT Descontado) também pode ser calculado pela Equação 2.5, no
entanto, deve-se considerar valores de excedente econômico e de parcela do
governo descontados pela TMA.
2.2.6. Produção acumulada
A produção acumulada (Np) é um indicador físico de avaliação e representa
o volume acumulado de óleo produzido no campo e/ou projeto, podendo ser medido
em barris (bbl) ou metros cúbicos (m3). Quando se adiciona o volume de gás
recuperado ao Np, considerando a sua proporção adequada por valor energético,
34
refere-se a este indicador como produção acumulada equivalente (Np eq.). Estes
indicadores são avaliados pois tanto a empresa quanto o governo possuem interesse
no impacto que diferentes projetos ou estratégias de desenvolvimento possam ter
na recuperação dos recursos naturais exauríveis.
2.2.7. Brent de Equilíbrio
Para projetos de desenvolvimento de campos petrolíferos, onde a principal
fonte de receita é o óleo, o brent de equilíbrio (BE) é um importante indicador de
avaliação. Brent de equilíbrio é o preço do óleo tipo brent que faria o valor presente
líquido do projeto ser zero. É um indicador de robustez do projeto de investimento
avaliado, pois apresenta o patamar de preços acima do qual o projeto traria retornos
para a empresa. Como o preço do óleo no mercado internacional é uma variável não
controlável, este indicador pode ser utilizado como uma medida de referência, ou
complementar, na aprovação dos projetos.
35
3 Revisão bibliográfica
3.1. Estratégia de desenvolvimento de um campo petrolífero offshore
A definição da estratégia de desenvolvimento de um campo petrolífero
offshore é um problema que necessita de uma abordagem estruturada para estudo e
para tomada de decisões acerca das alternativas existentes. Segundo Haugland et
al. (1988), algumas dessas decisões dizem respeito à concepção do sistema de
produção e outras à operação destes, dentre às quais, para projetos offshore, pode-
se destacar: (i) número, tamanho, locação e características das plataformas; (ii)
número e localização dos poços produtores e injetores; (iii) tipo de sistema
submarino; (iv) cronograma de perfuração e entrada em produção de poços; (v)
estimativa das vazões de produção e injeção dos poços; (vi) recuperação secundária
de petróleo (qual, quando e como); (vii) recuperação avançada de petróleo (se,
como e quando); (viii) infraestrutura auxiliar necessária para desenvolvimento (e.g.
gasodutos, navios para transporte de óleo e/ou oleodutos, etc.). Dado o grande
retorno potencial e os altos investimentos requeridos em cada projeto, muitos
estudos sobre estratégia de desenvolvimento de campos de petróleo offshore tem
sido publicados com o objetivo de otimizar as decisões e maximizar o retorno sobre
os investimentos.
Haugland et al. (1988) desenvolveu um modelo conceitual de programação
que pode ser usado para analisar diferentes estratégias de desenvolvimento de um
campo de petróleo em estágio inicial. No modelo proposto, que combina
programação linear e técnicas de programação inteira mista, é possível avaliar a
capacidade ótima das plataformas, o número e a localização dos poços, a campanha
de perfuração e completação e o perfil de produção final simultaneamente, por meio
de indicador valor presente líquido. Como limitação deste estudo destaca-se a falta
de integração do modelo proposto com um simulador numérico de reservatórios.
Cullick et al. (2007) apresenta uma estrutura de análise integrada que unifica
as disciplinas de superfície (tipo e características da plataforma, etc.) e
subsuperfície (tipo e diâmetro das linhas, número de poços, etc.) como um único
sistema, incorporando na análise incertezas e riscos relevantes no desenvolvimento
do campo, como variações na produtividade de poços e volume de óleo recuperável
36
final. Nesta abordagem de análise integrada, são utilizados um sistema de seleção
de concepção e de estimativa de custos, um simulador de reservatórios e
escoamento acoplados, um simulador de incertezas, um otimizador e uma
ferramenta de análise econômica. A abordagem proposta permite obter diferentes
concepções de projeto para diferentes perfis de riscos, indicando que dependendo
da tolerância ao risco do decisor a estratégia de desenvolvimento a ser adotada pode
ser alterada. Além disso, a estrutura de análise integrada seleciona, por meio do
otimizador, a concepção mais apropriada dentre as possíveis alternativas
considerando seus perfis de riscos.
Howell et al. (2006) integra um simulador de reservatórios, um simulador de
escoamento de uma rede de dutos e um simulador de processos para simular e
estudar vários cenários de desenvolvimento de um exemplo hipotético estudado. Na
abordagem de desenvolvimento integrado do campo, que é chamada de “Modelos
Integrados de Ativos”, indica um fluxo de trabalho seguindo as seguintes
atividades-chave: (i) planejamento da capacidade de produção, envolvendo a
previsão de capacidade de produção considerando o atual cenário base; (ii)
planejamento do desenvolvimento do campo, que considera a criação de uma série
de cenários e levantamento de alternativas com o foco nos indicadores econômicos;
e, (iii) otimização do campo, que é uma extensão da etapa anterior e objetiva
maximizar a recuperação e/ou melhorar os indicadores econômicos do
desenvolvimento.
Nystad (1985) desenvolveu um modelo numérico de otimização
considerando a integração da engenharia de reservatórios e microeconômica. A
metodologia adotada para construção do modelo considerou a geração de perfis de
produção com base em um número limitado de simulações e juntamente com um
módulo de estimativa de custos pode-se chegar a uma superfície de resposta do
indicador valor presente líquido. Desta forma o modelo consegue otimizar a
explotação de um campo de hidrocarbonetos em termos de sua taxa de depleção
(capacidade de produção por unidade e capacidade total de produção para o campo
inteiro) e da sua distribuição geográfica da capacidade de produção total (e.g.
número de poços, número de plataformas, etc.). Neste modelo, o autor modela e
analisa a relação dos volumes recuperáveis totais com os: (i) investimentos
realizados para desenvolvimento; (ii) preços do petróleo; (iii) impostos pagos.
37
Sobre este último aspecto afirma que excessivas fatias governamentais podem
reduzir a recuperação dos recursos.
O sistema integrado proposto por Narayanan et al. (2003) considera
simuladores de reservatórios integralmente acoplados a um sistema de avaliação
econômica, permitindo desta forma incluir análise de incerteza de diversos aspectos
integrada ao processo decisório do desenvolvimento de um campo. Das principais
incertezas de reservatórios avaliadas no sistema proposto destacam-se: (i)
propriedades estáticas do reservatório (ii) existência ou não de falhas e diferentes
transmissibilidades; (iii) propriedades dinâmicas fluidos; (iv) produtividade dos
poços; e, (v) profundidades dos contatos Óleo-Água e Gás-Óleo. Além disso, foram
analisadas múltiplas estratégias de posicionamento de poços, de injeção, de
cronograma, variações de investimentos, impacto da inflação, capacidades de
plataformas e seus impactos no desenvolvimento. No sistema construído, é possível
realizar a análise de incertezas dos aspectos citados acima considerando cenários
(variáveis discretas) e variáveis contínuas (distribuições de probabilidade para um
determinado parâmetro de incerteza), incorporando ainda correlações entre as
variáveis estudadas. O estudo indica que a análise dos resultados das simulações
de Monte Carlo realizadas permite identificar os parâmetros-chave de influência no
objetivo definido, determinar o valor da redução da incerteza associada a estes
parâmetros e, finalmente, aperfeiçoar o plano de desenvolvimento para que o risco
de não atingir os objetivos seja reduzido.
Mezzomo (2005) apresentou um procedimento para realizar a seleção de
estratégias de desenvolvimento organizado em quatro etapas sequenciais
subdivididas em fases, que proporcionam organização, flexibilidade e robustez. O
procedimento proposto, que pode ser observado na Figura 3.1, é realizado por etapas
manuais e automáticas independentes definindo gradualmente características da
estratégia de desenvolvimento, possibilitando também revisá-las ao longo do
processo.
38
Figura 3.1 - Etapas do procedimento de seleção da estratégia de desenvolvimento
(Mezzomo, 2005)
O procedimento proposto é flexível e pode ser iniciado em qualquer uma das
etapas ou fases. Além disso, para um determinado campo pode-se avaliar a
necessidade de realização ou não de determinada etapa, assim como definir o grau
de aprofundamento que deve ser utilizado nos estudos em cada fase, que dependem
basicamente das características de cada caso que está sendo estudado. O
procedimento proposto (Mezzomo, 2005) será detalhado a seguir.
Etapa A: Definição Manual dos Parâmetros de Projetos de
Desenvolvimento. Esta etapa foi dividida em duas fases. A primeira fase (Fase 1)
objetiva definir o método de recuperação (e.g. tipo de recuperação primária, injeção
de água ou gás; tipo de recuperação avançada considerando métodos termais,
químicos, etc.) baseando-se nas características do reservatório (mecanismos
atuantes na recuperação) e dos fluidos e a geometria dos poços (vertical, direcional
ou horizontal) que será utilizada. A segunda fase (Fase 2), diferentes configurações
de produção e injeção (padrões x-spot, injeção periférica, arranjos lineares, etc.) são
propostas e avaliadas de acordo com o método de recuperação e geometria dos
poços selecionados. As configurações de produção propostas devem considerar as
restrições técnicas e econômicas impostos no estudo de cada caso.
39
Etapa B: Definição Automatizada de Parâmetros de Projetos de
Desenvolvimento. Esta etapa do procedimento proposto envolve a definição
automatizada de parâmetros de desenvolvimento, sendo estruturada novamente em
duas fases. A primeira delas (Fase 3) consiste na obtenção de uma estimativa
ajustada para o número de poços produtores e injetores que comporão cada
alternativa do quadro resultante da execução da etapa anterior. Para realizar esta
estimativa deve-se considerar tanto a função-objetivo proposta no estudo quanto
um número de poços que proporcione uma drenagem eficiente, tentando balancear
a confiabilidade dos resultados com o esforço computacional realizado. Assim
como nas outras fases, o número de alternativas que devem ser mantidas após a
realização desta fase é determinado pela importância e pela complexidade do
projeto analisado.
A segunda delas (Fase 4) consiste na definição dos parâmetros operacionais
para as alternativas citadas. Estas definições devem ser feitas com base nos
investimentos e custos, assim como nos perfis de produção do campo. Os
parâmetros essenciais a serem definidos nesta fase são: (i) cronograma de entrada
de poços; (ii) momento de início de injeção de água; (iii) vazões de produção e
injeção; e, (iv) restrições operacionais e econômicas (Botechia et al., 2013).
Caso o processo de análise tivesse como objetivo à avaliação de diferentes
estratégias de desenvolvimento para um campo, ou a determinação do fator ótimo
de recuperação, nesta etapa o processo poderia ser encerrado. No entanto, se o
objetivo do processo de análise fosse a avaliação de risco ou a avaliação da
sensibilidade da estratégia de diferentes cenários técnicos ou econômicos, as
próximas etapas devem ser seguidas a fim de se obter melhores soluções (Botechia,
2012).
Etapa C: Análise de Risco e Análise de Decisão. Esta etapa consiste na
realização de uma análise de risco (Fase 5), avaliando os impactos das incertezas
geológicas e econômicas na escolha da estratégia de desenvolvimento e de uma
análise de decisão (Fase 6), permitindo avaliar e selecionar as alternativas mais
adequadas para os objetivos estabelecidos para o projeto.
Etapa D: Refinamento. Esta etapa consiste na melhoria da alternativa
selecionada após a análise de decisão. Deve ser executada em casos onde um grupo
específico de parâmetros que impactam significativamente os resultados da função-
objetivo necessitam de uma otimização complementar.
40
Gupta e Grossmann (2012) propõe a otimização da estratégia de
desenvolvimento considerando um contexto de regras fiscais complexas. Nos
problemas estudados pelos autores são considerados múltiplos campos produzindo
para diferentes FPSOs (floating, production, storage, and offloading), com
possíveis diferentes ring fences (limites ou fronteiras de uma concessão, contrato
de partilha ou de um campo). As soluções otimizadas foram obtidas utilizando
modelos de Programação Não-Linear Inteira Mista e Programação Linear Inteira
Mista e consideraram simplificações na geração de perfis de produção, ao invés de
integrar a simulação de reservatórios. O modelo proposto pelos autores otimiza
decisões de investimento e de operação e também cria uma base apropriada para
comparar diferentes projetos com diferentes regras fiscais dentro de um mesmo
portfólio.
Conforme pode ser observado nos estudos dos autores citados, uma das
principais preocupações é a proposição de abordagens que promovam a integração
das várias áreas de conhecimento fazendo com que a otimização do
desenvolvimento de um campo considere, além do maior retorno possível para os
projetos, os impactos das incertezas, interdependências e peculiaridades de cada
caso. Em alguns casos, os decisores podem optar por estratégias mais arriscadas,
mas com maior potencial de ganho, enquanto que em outros casos, os decisores
podem definir a utilização de estratégias mais robustas, sendo mais adaptáveis a
possíveis cenários otimistas ou pessimistas que podem ser revelados.
Adicionalmente, destaca-se nos estudos citados a preocupação de avaliar
adequadamente os efeitos não lineares das previsões de produção, no entanto, por
vezes a análise deste aspecto é realizada com o uso de modelos simplificados, em
outras ocasiões utiliza-se simuladores numéricos de reservatórios integrados na
avaliação da estratégia de desenvolvimento.
3.2. Simulação de reservatórios
De acordo com Bear (2013), reservatório de óleo ou gás é uma formação
geológica porosa que contém no seu espaço poroso, além de água, pelo menos um
hidrocarboneto (óleo ou gás) na fase líquida ou gasosa. Simulação de reservatório
é o processo de inferir o comportamento de um reservatório real a partir do
41
desempenho de um modelo deste (Peaceman, 2000), que por sua vez pode ser físico
ou matemático. Na simulação numérica de reservatórios são utilizados modelos
numéricos, sendo este definido como um programa de computador que usa métodos
numéricos para obter uma solução aproximada da solução do modelo matemático
(Peaceman, 2000). Desta forma, estes simuladores numéricos são projetados para
modelar o escoamento dos fluidos no meio poroso (Fanchi, 2005) e existem no
contexto do gerenciamento de reservatórios, possibilitando a previsão do
comportamento do reservatório de petróleo real. Para fins deste trabalho, as
referências à simulação de reservatórios se referem à simulação numérica de
reservatórios.
Para Chen (2007) e Aziz e Settari (1979), os estudos e a simulação e de
reservatórios objetivam prever o desempenho do reservatório e encontrar formas e
meios de otimizar a recuperação dos hidrocarbonetos em várias condições de
operação. Segundo Aziz e Settari (1979), a simulação de reservatórios é uma
ferramenta que permite que o engenheiro de petróleo obtenha um maior
conhecimento sobre o reservatório e pode, se usado corretamente, ser uma
ferramenta valiosa.
De uma forma mais ampla, Fanchi (2005) entende que a simulação de
reservatórios está inserida no contexto da função do gerenciamento do reservatório.
Gerenciamento do reservatório é geralmente definido como a alocação de recursos
para otimizar a recuperação de hidrocarbonetos de um reservatório, minimizando
os investimentos de capital (Capital Expenditures – CAPEX) e as despesas
operacionais (Operational Expenditures – OPEX). No entanto, estes dois resultados
– recuperação otimizada e custos minimizados – são conflitantes entre si, uma vez
que a recuperação poderia ser otimizada caso não houvessem restrições de custo e
que, no sentido oposto, se o operador não tivesse interesse ou obrigação de gerir
com prudência um recurso exaurível poderia assim minimizar os custos de
desenvolvimento. Sendo assim, para Fanchi (2005), o objetivo principal de um
estudo de gerenciamento de reservatório é determinar as condições ideais
necessárias para maximizar a recuperação econômica de hidrocarbonetos a partir
de um campo prudentemente operado.
Desta forma, o gerenciamento e a simulação de reservatórios desempenham
papel fundamental na otimização da produção dos recursos petrolíferos de um
determinado campo.
42
3.3. Definição da malha de drenagem
Conforme foi explicitado na seção “3.1
Estratégia de desenvolvimento de um campo petrolífero offshore”, muitos estudos
realizados mundialmente com a finalidade de otimizar a estratégia de
desenvolvimento de campos petrolíferos offshore utilizam a simulação de
reservatórios (seção 3.2) de forma integrada a outros modelos/metodologias para
planejar de forma adequada o desenvolvimento destes campos.
Um dos aspectos mais importantes a serem definidos em uma simulação de
reservatórios é a quantidade e a localização dos poços em um determinado campo
– neste trabalho referenciado como “malha de drenagem”, pois os custos associados
à execução destes correspondem a, geralmente, cerca de 50% dos investimentos
totais de projetos de desenvolvimento offshore e a sua quantidade/posicionamento
é um dos fatores que mais influenciam na recuperação final dos hidrocarbonetos e
na economicidade dos projetos. Por esta razão, o estudo da quantidade e localização
ótima de poços em um determinado campo é um problema extensivamente estudado
e citado na literatura, com diversas abordagens adotadas para sua solução.
Kharghoria et al. (2003) apresenta um método heurístico para delinear regiões
no reservatório com potencial de produção favorável para posicionamento de poços.
O método propõe a formulação de uma variável que representa a produtividade dos
poços relacionando-as com o potencial de produção destes, posicionados em
qualquer região do reservatório, com as propriedades petrofísicas, dinâmicas e
geométricas daquela região. A implementação do método consiste na elaboração da
variável citada com as propriedades presentes em cada bloco do grid, incorporando
a esta variável, por meio de uma ponderação, as propriedades de conectividade
identificadas nas vizinhanças. Desta forma é possível identificar rapidamente as
regiões do reservatório que apresentam bom potencial de produção, sendo estas
boas candidatas para perfuração. Finalmente, os autores ressaltam a necessidade de
correlacionar a variável criada com as simulações de fluxo, com o objetivo de
capturar possíveis influências de parâmetros operacionais em cenários típicos de
produção na produtividade da região escolhida.
43
O conceito de “Mapa de Qualidade”, apresentado por Da Cruz et al. (1999)
permite uma série de aplicações, entre elas está a definição da locação de poços
produtores verticais considerando incertezas. O Mapa de Qualidade proposto é uma
representação bidimensional das respostas do reservatório e de suas incertezas. O
método para obtenção deste é a realização de simulações de reservatórios para um
modelo com um único poço produtor variando a posição deste em cada rodada para
cobrir horizontalmente o grid, desta forma, a “qualidade” para cada posição do poço
é a produção acumulada de óleo após um longo período de produção. Sendo assim,
o conceito integra todos os parâmetros que afetam o escoamento de fluidos em
reservatórios heterogêneos e garante que as interações dinâmicas adequadas do
escoamento são levadas em consideração. Além disso, a construção de diferentes
cenários geológicos e a geração de uma Mapa de Qualidade para cada cenário
incorpora a incerteza na avaliação. Nos estudos realizados pelos autores é
apresentada uma metodologia para utilizar o Mapa de Qualidade para definir a
locação dos poços para um cenário específico ou para um cenário mais robusto,
considerando as incertezas dos diversos modelos/cenários geológicos avaliados.
Em resumo, o Mapa de Qualidade permite visualizar quão boa uma área é para
produção e a incerteza associada a esta representação, ajudando assim a definir a
quantidade e localização dos poços produtores de um determinado campo com um
número reduzido de simulações de reservatório.
Outros autores utilizam-se de rotinas de otimização acopladas a simuladores
de reservatórios e a modelos econômicos [Beckner e Song (1995); Bittencourt e
Horne (1997); Badru e Kabir (2003); Emerick et al. (2009)]. Emerick et al. (2009)
apresentam uma ferramenta para otimização do número, localização e trajetória de
poços produtores e injetores, desenvolvida com base em um algoritmo genético.
Realizando as simulações em um simulador de reservatórios comercial, o algoritmo
genético utilizado otimiza a função objetivo definida (valor presente líquido)
considerando várias restrições lineares e não lineares, como por exemplo, tamanho
do grid, máximo comprimento do poço, distância mínima entre poços, células de
grid inativas onde o otimizador não deve posicionar poços, etc. Com os resultados
observados pôde-se concluir que a utilização da estratégia de otimização proposta,
considerando um cenário iniciais de desenvolvimento proposto pelos engenheiros
do campo e ao acaso, apresentou significativas melhorias em termos de valor
presente líquido.
44
Beckner e Song (1995) aplicaram um algoritmo de Recozimento (ou
Arrefecimento) Simulado para otimizar a localização e a entrada de 12 poços. A
algoritmo foi estruturado com base em uma analogia com o problema do “caixeiro
viajante”, sendo a localização dos poços o equivalente às cidades e o cronograma
de entrada dos poços (perfuração, completação e interligação destes) o equivalente
a sequência de viagem do caixeiro viajante. A função de otimização adotada foi o
valor presente líquido que seria o equivalente à distância total percorrida pelo
caixeiro viajante. No estudo realizado, sete cenários de otimização foram avaliados
considerando variações nas características do reservatório, diferentes custos de
desenvolvimento para os poços e diferentes possibilidades de cronograma de
entrada de poços. A partir dos cenários estudados foi possível observar que a
definição ótima da localização e cronograma dos poços varia de acordo com o
cenário analisado e que a influência das características de reservatório e dos custos
dos poços foram similares nestas definições. Além disso, observou-se que na
maioria dos casos investigados, um espaçamento não uniforme de poços foi mais
adequado.
Bittencourt e Horne (1997), aplicaram um algoritmo híbrido de otimização
que utiliza um algoritmo genético juntamente com pesquisa Polytope e com uma
heurística de pesquisa (ou busca) Tabu para otimizar a localização de 33 poços
produtores e injetores de um determinado campo. Além da definição da posição
ótima dos poços para o desenvolvimento, os autores utilizaram uma rotina
secundária de otimização para otimizar a localização da plataforma, considerando
os custos de interligação dos poços à unidade de produção e evitando que
houvessem cruzamentos das linhas de produção e injeção com as linhas de
ancoragem da plataforma. Para otimizar a localização dos poços, foram analisadas
duas abordagens, a primeira considerou uma população inicial para o algoritmo
como sendo a solução proposta pela equipe de engenheiros do projeto e a segunda
não. Os resultados indicaram que a primeira abordagem (com a população inicial
do algoritmo conhecida) apresentou resultados melhores. Além disso, nas
otimizações realizadas foi encontrada uma concentração de cinco poços
posicionados perto de injetores, falhas e de produtores. Segundo os autores, estes
resultados podem indicar que o número ótimo de poços de poços pode ser menor
que o originalmente proposto pela equipe de projeto, para o caso estudado.
45
Badru e Kabir (2003), apresenta também uma abordagem que considerou um
algoritmo híbrido de otimização, integrando um algoritmo genético com um
algoritmo Polytope como método auxiliar para otimizar a localização dos poços
injetores de gás e água, tanto verticais como horizontais. Nesta aborgadem foi
utilizada uma avaliação econômica onde o indicador valor presente líquido foi a
função a ser maximizada. A conclusão dos autores indicou que a utilização do
algoritmo genético híbrido acoplado ao simulador de reservatório é uma importante
ferramenta na definição de “áreas boas” para os poços, no entanto, os resultados
não podem ser vistos de forma absoluta já que várias outras variáveis podem não
estar incluídas de forma completa na otimização. Além disso, os autores indicaram
que apesar do uso do algoritmo reduzir muito o tempo de definição de uma malha
de drenagem, quando se compararam os resultados do algoritmo com o método ad-
hoc adotado por engenheiros observou-se que estes eram muito similares em termos
de recuperação e valor presente líquido. Desta forma, neste estudo, os autores
indicaram que, apesar de mais demorada, a metodologia ad-hoc geralmente adotada
por engenheiros pode apresentar resultados similares ao método de otimização
proposto.
Para Guyaguler e Horne (2001), simulação numérica é geralmente a melhor
ferramenta para avaliar a viabilidade de diferentes malhas de drenagem. No entanto,
como as informações utilizadas na modelagem numérica possuem incertezas, os
resultados das simulações também as possuem, podendo estas assim influenciar nas
decisões de malhas a serem utilizadas no desenvolvimento de um determinado
campo. Para avaliar estas incertezas, os autores propuseram uma metodologia que
avalia diferentes malhas de drenagem em diferentes cenários de reservatórios, ou
seja, as malhas de drenagem são testadas em modelos de reservatórios que a cada
rodada possuem propriedades distintas, selecionadas de um conjunto de
informações que atendem aos cenários geológicos e aos dados dinâmicos pré-
definidos. Além disso, foi desenvolvido um algoritmo genético híbrido para realizar
a otimização dos cenários avaliados. Os autores propõem ainda a utilização da
Teoria da Utilidade numa estrutura de decisão que permite gerenciar a incerteza,
notando que cada decisor agiria diferente dadas as opções dos cenários
probabilísticos calculados. Desta forma, a estrutura de decisão proposta possibilita
aos decisores balancear os riscos e as recompensas de acordo com o próprio perfil.
46
Pedroso (1999) integrou a simulação numérica de reservatórios a vários
indicadores de avaliação de projetos como função objetivo para então definir a
posição ótima dos poços produtores verticais em cinco modelos de reservatórios
estudados. O autor destaca que a decisão do número ótimo de poços depende dos
objetivos de cada decisor, ressaltando que em determinados cenários onde o valor
presente líquido marginal de um poço é baixo a empresa em questão pode optar por
obter um retorno maior com um menor VPL total. Nos modelos analisados o autor
não considerou a injeção de fluidos nos reservatórios (recuperação suplementar)
que proporcionariam aumentar o fator de recuperação dos hidrocarbonetos,
indicando que estudos trabalhos nesta área poderiam ser desenvolvidos
futuramente. Por fim, foram realizadas análises de sensibilidade das funções-
objetivo em relação aos principais parâmetros econômicos e de reservatórios.
Ravagnani et al. (2011) utiliza um método sequencial para definir a estratégia
de produção primeiramente apresentado por Mezzomo (2005). A abordagem
indicada é utilizada para analisar e selecionar estratégias de produção para um
campo de petróleo em águas profundas levando em consideração incertezas
geológicas e econômicas. Desta forma, foi possível selecionar a melhor estratégia
de desenvolvimento, estimando o número de poços ótimo e os parâmetros
operacionais a serem considerados.
No trabalho de Ravagnani et al. (2011) foi proposto o uso do Indicador
Econômico do Campo (IEC) para a seleção de diferentes estratégias de produção,
que corresponde a uma equivalência do VPL, no entanto, ao invés de considerar um
cronograma de entrada de poços viável este indicador considera a entrada de todos
os ao mesmo tempo, o que não é viável/recomendável no desenvolvimento ótimo
de um campo petrolífero. Além disso, os autores propõem os Indicadores
Econômicos de Poços (IEP) para avaliar o potencial econômico dos poços,
considerando apenas as receitas, custos e os investimentos de cada poço, sem
considerar os impostos e taxas que incorrem no desenvolvimento do campo.
Conforme apresentado, o IEP não leva em consideração os investimentos
realizados no campo nem os impostos que devem ser pagos (e.g. plataforma,
gasodutos, royalties, IR, etc.), e desta forma, poços com baixa produtividade podem
apresentar bons resultados neste indicador levando à conclusão errônea que estes
poços apresentam bom resultado econômico. Para reduzir este efeito Botechia
(2012) propôs o Indicador de Desempenho de Poços (IDP), sendo este uma
47
derivação do IEP. Adicionalmente, o autor propôs o indicador chamado de Valor
Presente dos Líquido dos Poços (VPLp para produtores e VPLi para injetores), que
pode ser obtido pela diferença entre o VPL do campo com e sem o determinado
poço em análise. As conclusões do estudo (Botechia, 2012) indicaram que a
maneira mais precisa de calcular o valor de cada poço é calcular o VPLp e o VPLi
dos poços, no entanto, para um campo com grande número de poços o cálculo destes
indicadores pode ser trabalhoso. Nestes casos, o autor indica a utilização dos
indicadores IDP e IEP que também apresentam bons resultados na otimização.
Marques (2014) avaliou a influência de dois regimes ficais vigentes no Brasil
(Concessão e Partilha) na estratégia de produção de campos petrolíferos
considerando quatro cenários econômicos de análise. O foco do trabalho
desenvolvido foi avaliar o impacto dos regimes ficais na definição do número de
poços ótimo de cada campo analisado, explicitando as diferenças significativas de
investimento, recuperação de hidrocarbonetos, retorno e receita da empresa e
governamental. Neste estudo foram analisados dois campos, o primeiro
correspondia a um reservatório carbonático sintético heterogêneo, enquanto que o
segundo, de dimensões maiores, correspondia a um reservatório sintético
homogêneo, de forma a possuir volume de óleo in place (VOIP) correspondente ao
campo de Libra, segundo a autora.
Marques (2014) concluiu que em cenários econômicos mais otimistas que os
considerados no estudo, o regime fiscal não influencia significativamente o
desenvolvimento do ponto de vista de configuração da estratégia. No entanto, em
cenários mais pessimistas a configuração da estratégia de produção é influenciada
pelo regime. Segundo a autora, devido ao maior potencial de lucro para a empresa
no regime de concessão, o nível de investimentos neste regime é maior que o
resultante na partilha. Observou-se também que a fatia governamental, com os
parâmetros adotados no estudo, é sempre maior no regime de partilha, no entanto,
para cenários de desenvolvimento mais pessimistas, os projetos podem se tornar
inviáveis, fazendo com a receita total do governo e da empresa sejam inferiores (ou
inexistentes) ao do regime de concessão.
Além disso, para o segundo campo (modelo com maior VOIP), a redução de
receita total decorrente do nível de investimentos realizado menor obtido no regime
de partilha, resulta em valores de receita menores para ambas as partes (empresa e
48
governo). Desta forma, neste cenário, o regime de concessão apresenta valores de
receita superiores tanto para o governo quanto para a empresa.
No trabalho desenvolvido (Marques, 2014) considerou-se um percentual fixo
de excedente em óleo para a união de 41,65% (valor ofertado no leilão de Libra)
para o regime de partilha, no entanto, no contrato de Libra este percentual varia de
acordo com o preço do óleo tipo brent no mercado internacional e também com a
produtividade média dos poços produtores. Além disso, no estudo realizado, foi
considerado um limite de recuperação de custo em óleo de 50% da receita bruta nos
dois primeiros anos, e 30% da receita bruta nos demais anos. No entanto, no
contrato de Libra, caso os custos em óleo não tenham sido integralmente
recuperados após os dois primeiros anos de seu reconhecimento como crédito para
o contratado é permitido aumentar o percentual para 50% novamente, aspecto não
considerado pela autora. Sendo assim, destaca-se que tanto as simplificações
supracitadas quanto a possibilidade de alteração dos parâmetros (excedente em óleo
para a União e recuperação de custo em óleo) em novos leilões, que pode ser
realizada com o objetivo de incentivar as empresas a realizar investimentos e
reduzir riscos, podem alterar as conclusões do estudo realizado.
Tendo em vista as observações do parágrafo acima, as sugestões de estudos
futuros indicados pela autora e a revisão realizada na seção 2.1, nota-se que as
conclusões do estudo para o regime de partilha de produção dependem
essencialmente dos parâmetros contratuais estabelecidos para a assinatura do
contrato de exploração e produção de cada área.
Apesar dos inúmeros estudos apresentados anteriormente, a prática comum
da indústria para definir a quantidade e a localização ótima dos poços é geralmente
um procedimento manual de tentativa e erro, geralmente testando a incorporação
e/ou retirada de um poço por simulação, sendo necessário muito conhecimento
acumulado, visões alternativas e intensa interação dos engenheiros envolvidos com
os geólogos e geofísicos dos campos/projetos.
De forma a garantir resultados satisfatórios na definição da quantidade e
localização dos poços, faz-se necessário então a utilização de uma metodologia que
permita, de forma estruturada, solucionar este problema complexo.
49
3.4. Regimes fiscais
As condições fiscais às quais um projeto está submetido desempenham papel
fundamental na definição da estratégia de desenvolvimento deste. Para esclarecer,
justificar e orientar o desenvolvimento do presente trabalho são apresentadas as
seções 3.4.1 e 3.4.2.
3.4.1. Regimes ficais na indústria petrolífera mundial
Empresas internacionais de petróleo e governos de países produtores de
petróleo realizam análises e comparações entre regimes fiscais por inúmeras razões
(Blake e Roberts, 2006). As empresas avaliam o potencial de lucros de
oportunidades em diferentes locais do mundo, considerando aspectos geológicos,
fiscais, regulatórios, políticas governamentais, etc., dos países. Os governos de
países produtores também consideram estes aspectos e avaliam como atrair
investimentos conseguindo capturar adequadamente a renda econômica
proveniente da explotação das jazidas. Para isto, devido à alta rentabilidade e riscos
da indústria petrolífera, os estados constituem uma legislação específica para a
tributação e regulação da exploração e desenvolvimento de atividades no setor.
Dada a importância que as condições fiscais representam neste contexto,
pesquisadores também se dedicam a estudar o impacto destas nas avaliações e
decisões das empresas e governos, conforme podemos observar a seguir.
Segundo Johnston (2007) e Tordo (2007), é possível, teoricamente, obter os
mesmos resultados, do ponto de vista econômico-financeiro, em ambos os regimes
fiscais (Concessionário ou Contratual), apesar destes regimes serem
fundamentalmente distintos na perspectiva filosófica e legal, conforme explicitado
na seção 2.1. Neste sentido, são as condições fiscais estabelecidas, independente do
regime, que desempenham papel fundamental na viabilidade econômica dos
projetos e na atratividade de investimentos.
Para Johnston (2007), a única diferença significativa estrutural entre os
regimes de concessão e partilha de produção é limite de recuperação de custo em
óleo dos contratos de partilha, conforme citado anteriormente. Além disso, segundo
o autor, o government take médio dos regimes de partilha no mundo é de 70%,
50
enquanto que nos regimes de concessão é 59%, verificando-se assim uma tendência
global dos regimes de partilha de produção oferecerem maior parcela dos
rendimentos aos governos.
Tordo (2007) estudou os principais aspectos legais e fiscais utilizados no setor
petrolífero para tentar traçar características desejáveis que deveriam ser
consideradas nos projetos de condições fiscais a serem estabelecidas pelos
governos. O objetivo destas características desejáveis é maximizar os benefícios ao
estado, levando em consideração os efeitos nos investimentos do setor privado no
setor petrolífero. Para a autora, apesar de geralmente os governos e as empresas
terem objetivos conflitantes, a utilização de um regime fiscal flexível, neutro e
estável facilita a conciliação destes, conforme apresentado na seção 2.1.
Para analisar o impacto das características dos regimes fiscais, Tordo (2007)
definiu quatro tipos de projetos de desenvolvimento sintéticos e avaliou quatro
regimes fiscais de partilha de produção propostos sob diferentes condições.
Segundo a autora, é importante estabelecer um regime que seja capaz de distribuir
os riscos equitativamente e que tenha flexibilidade suficiente para permitir ajustes
automáticos às mudanças imprevistas, minimizando a necessidade e os custos das
negociações e/ou renegociações.
Tordo (2007) conclui que os regimes fiscais em que a tributação é baseada na
rentabilidade dos projetos conseguem reduzir o risco introduzindo flexibilidade,
possibilitam o desenvolvimento de campos marginais, e, normalmente, reduzem o
ponto de equilíbrio dos projetos. Por fim, a autora destaca que mesmo um regime
fiscal flexível precisa ser reavaliado regularmente, com o objetivo de ajustar os
resultados dos projetos a serem desenvolvidos no futuro às mudanças no mercado,
políticas governamentais, e riscos geológicos e do país.
Em 1996, Van Meurs (1996) conduziu um estudo onde 226 regimes fiscais
de 144 países foram analisados e classificados em cinco grupos. As principais
conclusões deste estudo, com algumas exceções, foram que as condições fiscais
geralmente são estabelecidas em uma base competitiva, visto que os países
competem entre si para atrair investimentos para desenvolver suas reservas. Sendo
que, os fatores mais importantes para determinar o nível de carga tributária em um
determinado país são a atratividade geológica relativa, preços relativos e os custos
de produção. Além disso, o autor conclui que há uma correlação maior entre as
condições fiscais e o potencial geológico numa base regional do que global.
51
Blake e Roberts (2006) procurou avaliar o impacto na rentabilidade e as
distorções nas decisões de investimentos de um conjunto de cinco regimes fiscais
selecionados no mundo, sob incertezas de preço de óleo. Para analisar estes regimes
fiscais os autores utilizaram três modelos de campos de petróleo idealizados e
padronizados, focando assim somente nos efeitos fiscais de cada regime e não na
atratividade geológica de cada região à qual os regimes se aplicam. Blake e Roberts
(2006) concluiu que todos os regimes fiscais analisados apresentaram distorções
nos investimentos devido à tributação. Portanto, para os autores é importante que
os governos estejam atentos a estes impactos tendo em vista que a redução nos
investimentos resultantes da tributação representa uma potencial perda de reservas
e de produção petróleo.
Bindemann (2000) analisou a evolução dos contratos de partilha de produção
causada por mudanças extremas nos preços internacionais de petróleo. O estudo foi
baseado em uma análise de 300 contratos de partilha de produção assinados por 74
países entre 1966 e 1999. Segundo a autora, as variações extremas do preço do
petróleo causaram uma gradativa alteração nos termos contratuais, incorporando
mais flexibilidade e adicionando mais aspectos negociáveis aos acordos.
Nota-se que os estudos realizados pelos diferentes pesquisadores procuraram
avaliar principalmente, em termos econômicos: (i) as condições mais adequadas
para os regimes fiscais levando em consideração os interesses governamentais e das
companhias petrolíferas; e, (i) impactos nos investimentos e estratégia de
desenvolvimento dos projetos. São realizadas comparações entre regimes vigentes
em diversos países e novos regimes fictícios propostos que poderiam ser aplicados
para casos semelhantes aos estudados. Estas condições fiscais citadas procuram
fornecer, geralmente, o retorno adequado ao estado sem desestimular os
investimentos por parte das companhias petrolíferas.
No próximo capítulo, será apresentada uma revisão em relação aos regimes
fiscais da indústria de E&P no Brasil.
3.4.2. Regimes fiscais no Brasil
O decreto-lei nº 395/1938, estabeleceu a primeira legislação para regular a
indústria do petróleo no país. Neste decreto, o petróleo foi estabelecido como sendo
52
para uso público. Adicionalmente, com o objetivo de estruturar e regulamentar a
exploração e lavra de petróleo, foi criado o Conselho Nacional do Petróleo (CNP),
sendo este o órgão governamental brasileiro responsável pela definição da política
petrolífera no período de 1939 a 1960 (Brasil, 1938).
A lei nº 2.004/1953, decretou o monopólio da União sobre as atividades de
pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e outros hidrocarbonetos fluídos e gases
raros, existentes no território nacional. Além disso, autorizou a constituição de uma
sociedade por ações denominada Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) para que, por
meio desta, a União pudesse exercer o monopólio sobre as atividades previstas.
Também foi estabelecido o CNP como órgão de orientação e fiscalização (Brasil,
1953). Em 22 de julho de 1960, foi sancionada a lei n° 3.782, criando o Ministério
de Minas e Energia (MME), órgão da administração federal responsável pelo
“estudo e despacho de todos os assuntos relativos à produção mineral e energia”,
incorporando o CNP na sua estrutura (Brasil, 1960).
Na lei nº 9.478/1997, conhecida como “Lei do Petróleo”, foram
regulamentadas as atividades de exploração e lavra de petróleo mediante contratos
de concessão. Além disso, foi criada a Agência Nacional do Petróleo (ANP), tendo
função reguladora da indústria do Petróleo (Brasil, 1997). Posteriormente, a ANP
teve seu nome alterado para Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíves (ANP) e suas funções de regulação ampliadas para a “indústria do
petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis” (Brasil, 2005). A lei nº
9.478/1997 trouxe mudanças significativas para o setor, pois apesar do governo
manter a titularidade das reservas de petróleo existentes em território nacional, as
atividades de E&P passaram a ser regidas por meio de contratos de concessão. Desta
forma, empresas vencedoras de licitações destas concessões tornam-se proprietárias
do petróleo proveniente das atividades de E&P, uma vez cumpridas as obrigações
estabelecidas em lei (i.e., pagamento de participações e tributos).
Em julho de 2005 foram encontrados os primeiros indícios de petróleo no pré-
sal da Bacia de Santos, no bloco BM-S-10, conhecido como Parati (Petrobras,
2010). Com o final da perfuração do poço de Parati em março de 2006, alcançando
a profundidade de 7600 metros, foi confirmada a acumulação de gás condensado e
óleo leve na área. Em julho de 2006 foi realizada uma nova descoberta de jazida de
óleo leve, no bloco BM-S-11, conhecida na época como Tupi. A partir de então,
53
foram perfurados e testados outros poços no pré-sal e todos indicaram presença de
petróleo.
Em novembro de 2007, tendo em vista os resultados obtidos pela Petrobras
no pré-sal, o CNPE divulgou a resolução nº 6/2007 determinando à ANP a exclusão
dos blocos situados nas bacias do pré-sal da 9ª rodada de licitações, realizada em
dezembro de 2007 (Brasil, 2007). Os motivos apontados para tal exclusão foram
que os resultados obtidos até então apontavam para “a existência de uma nova e
significativa província petrolífera no Brasil, com grandes volumes recuperáveis
estimados de óleo e gás”. Além disso, a resolução determinou ao MME que
avaliasse as mudanças necessárias no marco legal, tendo em vista o novo paradigma
de exploração e produção de petróleo no país vislumbrado após as descobertas do
pré-sal.
Os estudos para alteração do marco legal culminaram com a proposta de
contratação por partilha de produção para novas áreas dentro do polígono do pré-
sal (Figura 3.2), mantendo os contratos de concessão para as áreas já outorgadas. Os
objetivos desta alteração, segundo a Exposição de Motivos Interministerial (EMI)
nº 38/2009 (Brasil, 2009), foram: (i) aumentar a participação da sociedade nos
resultados da exploração e produção de petróleo destas áreas; (ii) destinar recursos
advindos destas atividades a setores fundamentais para o desenvolvimento; e, (iii)
fortalecer o complexo produtivo da indústria do petróleo e gás do País, preservando
os interesses estratégicos nacionais.
54
Figura 3.2 – Área do polígono do pré-sal (Anp, 2013b)
O novo marco regulatório brasileiro está estruturado com base em três leis:
(i) Lei nº 12.276/2010 – Autorização da Cessão Onerosa à Petrobras; (ii) Lei nº
12.304/2010 – Autorização para criação da Empresa Brasileira de Administração
de Petróleo e Gás Natural S.A., denominada Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA); e, (iii)
Lei nº 12.351/2010 – Instituição do regime de Partilha de Produção e criação do
fundo social (FS). Estas leis serão detalhadas nos subcapítulos abaixo.
(i) Lei nº 12.276/2010 – Autorização da Cessão Onerosa à Petrobras
Em 30 de junho de 2010 foi promulgada a Lei nº 12.276/2010 que trata da
cessão onerosa à Petrobras S.A., dispensada a licitação, do exercício das atividades
de pesquisa e lavra de petróleo em áreas não concedidas localizadas no pré-sal. Esta
lei autorizou a cessão de até cinco bilhões de barris equivalentes de petróleo e foi
justificada, em parte, pela inexistência de estrutura da União necessária para
55
desenvolver as atividades exploratórias do pré-sal (Tolmasquim e Júnior, 2011).
Em contrapartida, a Petrobras deveria pagar à União, prioritariamente, com títulos
da dívida pública mobiliária federal (Brasil, 2010c). A definição dos volumes a
serem contratados e sua valoração deveria ser feita, conforme estabelece a lei, por
meio de laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras, observando as
melhores práticas da indústria do petróleo.
Além disso, a lei prevê pagamento de royalties, com alíquota de 10%, e não
prevê o pagamento de participação especial sobre os lucros extraordinários
resultantes das atividades de pesquisa e lavra das áreas da cessão onerosa. Por fim,
ficou estabelecido que o exercício das atividades que tratam esta lei seria realizado
pela Petrobras por sua exclusiva conta e risco.
(ii) Lei nº 12.304/2010 – Autorização para criação da Pré-Sal Petróleo
S.A. (PPSA)
Em 2 de agosto de 2010 foi promulgada a Lei nº 12.304/2010 que autoriza a
criação da Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A.,
denominada Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA). A PPSA tem por objeto a gestão dos
contratos de partilha de produção e dos contratos para a comercialização da parcela
de produção da União (Brasil, 2010b). No que tange à gestão dos contratos de
partilha de produção, compete à PPSA, especialmente: (i) representar a União nos
consórcios formados para a execução dos contratos; (ii) defender os interesses da
União nos comitês operacionais; (iii) avaliar, técnica e economicamente, os planos
das atividades de E&P e fazer cumprir as exigências contratuais referentes ao
conteúdo local; (iv) monitorar e auditar a execução dos projetos de explotação; (v)
monitorar e auditar os custos e investimentos relacionados aos contratos de partilha
de produção; e, (vi) fornecer à ANP as informações necessárias às suas funções
regulatórias. No que tange à gestão dos contratos para a comercialização de
petróleo, compete à PPSA, especialmente: (i) celebrar os contratos com agentes
comercializadores, representando a União; (ii) verificar o cumprimento, pelos
contratados, da política de comercialização de petróleo da União; e, (iii) monitorar
e auditar as operações, os custos e os preços de venda de petróleo.
Além disso, compete à PPSA: (i) analisar dados sísmicos fornecidos pela
ANP e pelos contratados sob o regime de partilha de produção; (ii) representar a
União nos procedimentos de individualização da produção e nos acordos
56
decorrentes destes; e, (iii) exercer outras atividades necessárias ao cumprimento de
seu objeto social, conforme definido no seu estatuto (Brasil, 2010b).
(iii) Lei nº 12.351/2010 – Instituição do regime de Partilha de Produção e
criação do fundo social (FS)
Em 22 de dezembro de 2010 foi promulgada a Lei nº 12.351/2010 que dispõe
sobre a exploração e produção de petróleo e outros hidrocarbonetos em áreas do
pré-sal e em áreas estratégicas, instituindo o regime de partilha de produção para a
licitação ou contratação direta da Petrobras, e cria o Fundo Social (FS) para
gerenciamento da renda do petróleo (Brasil, 2010a).
Neste regime, a empresa contratada exerce por sua conta e risco, as atividades
de E&P e, em caso de descoberta comercial, adquire o direito à apropriação do custo
em óleo, do volume de produção correspondente aos royalties devidos, bem como
de parcela do excedente em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos
em contrato, conforme Art. 2º, inciso I da Lei 12.351/2010. À exceção dos royalties,
que possuem sua alíquota determinada nesta lei (15%), o custo em óleo e o
excedente em óleo da empresa contratada são definidos contrato a contrato.
Assim como o regime de concessão, o regime de partilha prevê duas fases:
exploração e produção. O prazo de vigência máximo do contrato, incluindo as duas
fases aqui citadas, é de 35 anos. Além disso, por definição da lei, os contratos de
partilha de produção devem ter, no mínimo, 30% de participação da Petrobras,
sendo esta a empresa operadora de todos os blocos que vierem a ser licitados. No
regime de partilha de produção, há duas modalidades de celebração dos contratos
de partilha de produção: (i) diretamente com a Petrobras, dispensada a licitação; ou,
(ii) mediante licitação na modalidade leilão.
O Fundo Social, conforme artigo 47, foi criado com a finalidade de constituir
fonte de recursos para o desenvolvimento social e regional, na forma de programas
e projetos nas áreas de combate à pobreza e de desenvolvimento: (i) da educação;
(ii) da cultura; (iii) do esporte; (iv) da saúde pública; (v) da ciência e tecnologia;
(vi) do meio ambiente; e, (vii) de mitigação e adaptação às mudanças climáticas
(Brasil, 2010a). Segundo Tolmasquim e Júnior (2011), as melhores práticas
internacionais sugerem separar as receitas petrolíferas das demais orçamentárias em
um fundo específico destinado à expansão dos capitais físico e humano, consistindo
o Fundo Social este meio de separação.
57
Desta forma, o Brasil passa a ter três regimes fiscais de pesquisa e lavra de
petróleo no offshore: concessão, cessão onerosa e partilha de produção. Sendo que
somente os regimes de concessão e partilha de produção se aplicam para novos
leilões no país, pois a cessão onerosa, conforme apresentado anteriormente, foi uma
autorização específica para contratação direta da Petrobras, para desenvolvimento
de um volume limitado, nas áreas do pré-sal da Bacia de Santos. Para fins
comparativos, na Tabela 3.1 são apresentadas as principais características dos
regimes de concessão e partilha de produção no Brasil.
Características Concessão
Lei 9.478/1997
Partilha de Produção
Lei 12.351/2010
Aplicação
Território nacional, exceto a
área do pré-sal e as áreas
estratégicas, que venham a
ser delimitadas em ato do
Poder Executivo.
Área do pré-sal, demarcada por
coordenadas geográficas
definidas em lei, e áreas
estratégicas, que venham a ser
delimitadas em ato do Poder
Executivo.
Licitação Sim Sim
Duração do contrato Estipulada no contrato. Limitado a 35 anos.
Possibilidade de
contratação direta
(sem licitação) da
Petrobras
Não Sim
Participação da PPSA Não
Sim, com 50% do consórcio,
voto de minerva e poder de
veto nas decisões do consórcio
vencedor.
Custo em óleo Não Sim, sujeito às condições
estabelecidos em contrato.
Excedente em óleo Não Sim, sujeito às condições
estabelecidos em contrato.
Participação do
superficiário
De 0,5% a 1% do valor da
produção. Devida ao
proprietário quando o bloco se
situar em terra.
De até 1% do valor da
produção. Devida ao
proprietário quando o bloco se
situar em terra.
Participações
governamentais
– Bônus de assinatura Sim Sim
58
Características Concessão
Lei 9.478/1997
Partilha de Produção
Lei 12.351/2010
– Royalties
Alíquotas de 5% a 10% sobre a
produção de petróleo, gás
natural e outros
hidrocarbonetos fluidos. Na
maioria dos casos é de 10%.
Alíquota de 15% sobre a
produção de petróleo, gás
natural e outros
hidrocarbonetos fluidos.
– Participação especial Sim, regulamentada pelo
Decreto nº 2.705/1998.
Não.
[A participação especial e o
excedente em óleo, do ponto
de vista econômico, têm
exatamente o mesmo caráter]
– Ocupação ou retenção
da área
Sim. Pagamento anual por
km2 da área em exploração ou
produção.
Não
– Excedente em óleo
para a União Não. Sim
Critério de
Julgamento da
Licitação
Proposta mais vantajosa
segundo os critérios
estabelecidos no instrumento
convocatório da licitação. Na
prática, são utilizados como critérios de julgamento:
bônus de assinatura, conteúdo
local e programa exploratório
mínimo.
Maior excedente em óleo para
a União.
Tabela 3.1 – Características dos regimes de Concessão e Partilha brasileiros (Bustamante,
2015)
Em 21 de outubro de 2013 foi realizada a 1ª rodada de licitação do pré-sal,
sob o novo regime fiscal estabelecido, tendo sido ofertado o bloco de Libra. A Figura
3.3 apresenta a área do polígono Libra.
59
Figura 3.3 – Polígono Libra na área do pré-sal da Bacia de Santos (Anp, 2013a)
O consórcio formado por Petrobras (40% de participação), Shell (20%), Total
(20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%) foi o vencedor tendo ofertado o percentual
mínimo de excedente em óleo para a União estabelecido no 1º edital do contrato de
partilha de produção (OF = 41,65%). Esse percentual refere-se ao excedente em
óleo a ser pago para a União no cenário de referência entre US$ 100,01 e US$
120,00 por barril de petróleo tipo brent e produção por poço produtor compreendida
entre 10 mil e 12 mil barris por dia. Além disso, esse percentual pode variar de
acordo com o preço do petróleo e a produtividade dos poços, conforme Tabela 3.2.
Tabela 3.2 - Percentual Mínimo de Excedente em Óleo para a União
De 0 4.001 6.001 8.001 10.001 12.001 14.001 16.001 18.001 20.001 22.001 > 24.001
até 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000 22.000 24.000
0 60,00 =OF-31,72% =OF-15,85% =OF-9,62% =OF-6,33% =OF-4,26% =OF-2,56% =OF-1,48% =OF-0,86% =OF-0,29% =OF+0,23% =OF+0,69% =OF+1,11%
60,01 80,00 =OF-26,45% =OF-12,85% =OF-7,51% =OF-4,70% =OF-2,92% =OF-1,46% =OF-0,54% =OF-0,00% =OF+0,48% =OF+0,92% =OF+1,32% =OF+1,68%
80,01 100,00 =OF-19,44% =OF-8,86% =OF-4,71% =OF-2,52% =OF-1,14% =OF-0,00% =OF+0,71% =OF+1,13% =OF+1,51% =OF+1,85% =OF+2,16% =OF+2,44%
100,01 120,00 =OF-14,98% =OF-6,32% =OF-2,92% =OF-1,13% OF =OF+0,93% =OF+1,51% =OF+1,86% =OF+2,17% =OF+2,45% =OF+2,70% =OF+2,93%
120,01 140,00 =OF-11,89% =OF-4,56% =OF-1,69% =OF-0,17% =OF+0,79% =OF+1,57% =OF+2,07% =OF+2,36% =OF+2,62% =OF+2,86% =OF+3,07% =OF+3,26%
140,01 160,00 =OF-9,62% =OF-3,27% =OF-0,78% =OF+0,53% =OF+1,36% =OF+2,04% =OF+2,47% =OF+2,72% =OF+2,95% =OF+3,16% =OF+3,34% =OF+3,51%
> 160,01 =OF-5,94% =OF-1,18% =OF+0,69% =OF+1,68% =OF+2,30% =OF+2,81% =OF+3,13% =OF+3,32% =OF+3,49% =OF+3,65% =OF+3,73% =OF+3,91%
Preço
Bren
t (
US$
/b
bl)
Média da produção diária de petróleo dos poços produtores (bbl/d)
60
Além disso, o primeiro edital de partilha estabeleceu o pagamento de um
bônus de 15 bilhões de reais e definiu requisitos de conteúdo local global. Na fase
de exploração, o percentual mínimo global é de 37%. Para a fase de
desenvolvimento de produção, o percentual mínimo global é de 55%, para projetos
com 1º óleo até 2021, e 59% para projetos com 1º óleo a partir de 2022.
Dada a importância que os regimes fiscais têm nas decisões de investimentos
das empresas petrolíferas e na definição da política de exploração e produção de
petróleo de um país, pesquisadores têm realizado análises dos impactos que a
alteração do regime fiscal no Brasil pode resultar. Os objetivos destas análises são,
principalmente, identificar vantagens e desvantagens de cada regime e analisar os
impactos do regime fiscal na indústria e no desenvolvimento das jazidas de petróleo
no Brasil.
Lucchesi (2011) analisou o desenvolvimento de projetos de E&P sob a ótica
de quatro diferentes regimes fiscais, estabelecendo assim uma comparação entre
eles. Os regimes escolhidos pelo autor foram os de concessão do Brasil e EUA, e
os de partilha de produção da Nigéria e outro proposto pelo autor. Para realizar as
análises o autor simulou diferentes patamares de preço, tamanhos de campos,
formatos de curva de produção, além de avaliar o preço de break-even do petróleo
para diferentes condições de rentabilidade.
Para o autor, o formato da curva de produção pode ser diferente devido aos
diferentes interesses do Estado e da companhia petrolífera. Para o Estado, pode
existir uma taxa de desconto social ou a menor preferência pelo presente, enquanto
que as companhias petrolíferas desejam acelerar a produção de petróleo para
remunerar seus investimentos no menor tempo possível.
As simulações de Lucchesi (2011) mostraram que é matematicamente
possível que regimes fiscais distintos apresentem o mesmo government take. No
entanto, a tendência geral do estudo realizado indicou que os regimes de partilha de
produção estudados são mais onerosos às empresas petrolíferas do que os regimes
de concessão dos Estados Unidos e do Brasil.
Finalmente, o autor conclui que o regime de partilha de produção brasileiro,
independente do government take obtido, é importante por permitir o controle do
ritmo de produção por parte do governo. Desta forma, poder-se-ia garantir que a
indústria nacional de fornecimento de bens e serviços para o setor petrolífero
61
estivesse pronta para atender as demandas, não sendo substituída por competidores
estrangeiros.
Ravagnani et al. (2012a) realizou uma análise comparativa da estratégia
ótima de desenvolvimento nos regimes fiscais de concessão e partilha de produção,
em termos de número de poços produtores e injetores e sua alocação no
reservatório. Para realizar o estudo, foi utilizada uma metodologia de otimização da
estratégia de desenvolvimento que combina etapas manuais e automáticas para
maximizar o VPL da companhia assumindo um cenário de preços conhecido. Além
disso, análises de sensibilidade quanto ao preço do óleo e ao limite de recuperação
de custo em óleo são realizadas.
Os resultados obtidos indicaram que a escolha da estratégia ótima depende do
regime fiscal, apesar de apresentar resultados semelhantes. Com relação aos
regimes fiscais observou-se que, considerando os parâmetros contratuais utilizados
no estudo, o government take foi sempre maior na partilha do que na concessão,
para todos os cenários de preços analisados. Além disso, observou-se que o
government take reduz à medida que o preço do óleo aumenta.
Ravagnani et al. (2012b) apresentou também uma análise comparativa dos
regimes fiscais de concessão e partilha de produção considerando o risco e retorno
das estratégias de desenvolvimento ótimas, em termos de número de poços
produtores e injetores e sua alocação no reservatório. A metodologia adotada
consistiu em: (i) selecionar um campo típico sintético do pré-sal; (ii) otimizar a
estratégia de desenvolvimento em ambos regimes fiscais de forma determinística;
(iii) modelar incertezas de preços e custos; (iv) realizar simulação de Monte Carlo
avaliando risco e retorno em ambos regimes fiscais; e, (v) realizar análise de
sensibilidade de parâmetros de interesse.
Os resultados obtidos indicaram que o regime de concessão é preferível em
relação à partilha, em termos de VPL da companhia, para ambos os casos
determinístico e da análise de riscos. Além disso, observou-se que ao aumentar o
teto de recuperação de custos no regime de partilha, houve um incremento no VPL
médio e uma redução no risco de VPL negativo.
A partir dos estudos de Ravagnani et al. (2012a; 2012b), Marques (2014)
aprofundou as análises para avaliar o impacto, incluindo cenários mais pessimistas
de preço de óleo e custos de desenvolvimento, que diferentes regimes fiscais podem
ter na definição da estratégia ótima de desenvolvimento, em termos de número de
62
poços produtores e injetores e sua localização no reservatório. Mais informações
sobre este estudo podem ser verificadas na seção 3.3.
Com o objetivo de verificar se as tendências observadas por Marques (2014)
e Ravagnani et al. (2012a; 2012b) se confirmam em diferentes condições fiscais
para o desenvolvimento de outro campo sintético e explorar as sugestões para
estudos futuros indicadas por Marques (2014), o presente trabalho é uma
continuação das pesquisas citadas acima.
63
4 Estudo de caso: metodologia e aplicação
Neste capítulo, a metodologia do trabalho e a aplicação desta em um estudo
de caso são apresentados, sendo divididos em três etapas principais: (i) definição
das premissas de avaliação (Etapa 1); (ii) seleção da estratégia de desenvolvimento
e definição da malha de drenagem (Etapa 2); e, (iii) avaliação das estratégias
otimizadas nos dois regimes (Etapa 3). Estas etapas, suas subdivisões e sua
sequência (numeração indicada) são resumidas na Figura 4.1 e detalhadas nas
próximas seções deste capítulo.
O objetivo da metodologia definida é permitir avaliar, para o caso estudado,
a influência das condições fiscais na definição e viabilidade da estratégia de
desenvolvimento do projeto. Neste estudo são considerados os regimes fiscais
atualmente vigentes para novos leilões no Brasil, são eles Concessão e Partilha de
Produção. Sendo que, na Partilha, serão analisadas diferentes condições contratuais.
O estudo de caso deste trabalho consiste na avaliação de um projeto de
desenvolvimento de produção em um campo hipotético descoberto pela empresa
hipotética Ômega, aqui denominado Gama, situado no offshore da Bacia de Santos.
As simulações de reservatórios deste trabalho foram realizadas utilizando os
softwares IMEX e CMOST da companhia canadense Computer Modelling Group
Ltd. (CMG). Enquanto que as avaliações econômicas foram automatizadas por
meio de um programa desenvolvido pelo autor no software Microsoft Excel®,
permitindo calcular os indicadores econômicos dos projetos em ambos os regimes
estudados.
64
Figura 4.1 - Fluxograma da metodologia geral da dissertação
4.1. Etapa 1 – Definição das premissas de avaliação
Nesta etapa são definidas todas as regras, modelos e premissas que serão
utilizadas nas análises e otimizações a serem realizadas posteriormente.
4.1.1. Definição das regras fiscais
Conforme citado anteriormente, serão estudados neste trabalho os regimes
fiscais atualmente vigentes para novos leilões no Brasil, sendo eles Concessão e
Partilha de Produção. Conforme apresentado na Seção 2.1, os regimes fiscais
65
estabelecem regras tais como recuperação de custos em óleo, excedente de óleo,
impostos, royalties, participações especiais, entre outros aspectos relacionados
principalmente à fase de produção dos projetos. Por sua vez, estas regras são
estabelecidas por meio de leis e contratos.
Para o regime fiscal de Partilha de Produção, as regras que definem o
Excedente em Óleo da União (EOU) e os Custos Recuperados (CREC) são
estabelecidas contratualmente. Portanto, para cada campo a ser leiloado há a
possibilidade de definir diferentes condições, sem a necessidade de alteração de
leis. Tendo em vista esta flexibilidade e a necessidade de estudar os impactos da
alteração destes parâmetros nas concepções dos projetos, neste trabalho, são
propostas novas regras para apuração do EOU e CREC na partilha de produção.
Sendo assim, serão analisados três conjuntos de condições fiscais, definidas
como segue: (i) Concessão; (ii) Partilha de Produção, com condições contratuais
similares ao primeiro leilão de partilha no Brasil, aqui denominadas “Condições 1”;
e, (iii) Partilha de Produção, com condições contratuais propostas pelo autor, aqui
denominadas “Condições 2”.
Na Tabela 4.1 são explicitados os parâmetros comuns considerados para a
avaliação econômica nos dois regimes fiscais.
PARÂMETROS VALORES
Depreciação (anos) 20
Taxa de desconto (% a.a.) 10
Royalty (%) Concessão (10)
Partilha (15)
Pesquisa e Desenvolvimento (%) 1
Imposto de Renda e Contribuição Social (%) 34
Preços de brent (ver cenários na seção 4.1.3) Alto / Ref. / Baixo
Tabela 4.1 - Parâmetros econômicos comuns nas avaliações
Na Tabela 4.2 são apresentados os parâmetros distintos de cada regime
considerados nas avaliações econômicas.
PARÂMETROS VALORES
Concessão
Participação Especial (%) Máximo de 40%
Partilha (Condições 1 e 2)
Valor Ofertado do Exc. em Óleo para a União (%) 41,65 ("OF")
Tabela 4.2 - Parâmetros econômicos específicos de Concessão e Partilha
66
A participação especial (PE) incide sobre a receita líquida da produção e é
uma característica do regime de concessão. Na receita base de cálculo da PE podem
ser deduzidos os royalties, investimentos não depreciáveis, custos operacionais, de
abandono e a depreciação (Equação 4.1). Os valores da alíquota paga variam de
acordo com o volume de produção, ano de produção (a partir da data de início da
produção) e lâmina d’água do campo em desenvolvimento. Seu pagamento incide
sobre a produção total de um campo, sendo este quesito especialmente importante
para campos com diversos projetos de desenvolvimento.
Neste trabalho, para correta apuração da PE, foram consideradas tanto as
alíquotas específicas relativas aos três primeiros anos de produção quanto aquelas
vigentes a partir do quarto ano para lâminas d’água maiores que quatrocentos
metros, conforme as regras para apuração estabelecidas pelo Decreto nº 2.705/1998,
e portarias ANP nº 10, de 13/01/99 e ANP nº 102, de 09/06/99.
A receita líquida tributável para fins de PE (RLTPE), é calculada conforme
a Equação 4.1:
RLTPE = R – ROY – COp – DEQUIP – IND Equação 4.1
Onde, R é a Receita bruta, ROY são os Royalties, COp são os Custos
operacionais, DEQUIP é a Depreciação dos investimentos depreciáveis, e, IND são os
Investimentos não depreciáveis dedutíveis.
A receita líquida tributável para fins de Imposto de Renda (RLTIR), é
calculado conforme a Equação 4.2:
RLTIR = R – ROY – COp – PE – DEQUIP – IND Equação 4.2
Na partilha de produção, em ambas as condições contratuais, foi considerado
o mesmo Valor Ofertado do Excedente em Óleo para a União (OF = 41,65%)
definido no primeiro leilão de partilha no Brasil.
Com relação às diferentes condições contratuais consideradas, a Tabela 4.3
resume estas informações.
67
PARÂMETROS VALORES
Partilha (Condições 1): iguais ao 1º leilão de Partilha
Limite de recuperação de custos em óleo (%) 30/50
Tabela ref. de Excedente em Óleo para a União Tab. 1º Leilão Part.
Excedente em Óleo para a União (%) EOU% = OF + Δref
Partilha (Condições 2): propostas pelo autor
Limite de recuperação de custos em óleo (%) Equação 4.3
Excedente em Óleo para a União (%) Equação 4.4
Tabela 4.3 - Parâmetros econômicos específicos das condições contratuais propostas para
a Partilha
Para o conjunto “Condições 1”, o limite (ou “teto”) de recuperação de custos
em óleo (TREC%) definido para os dois primeiros anos é de 50% e de 30% para os
anos seguintes. No entanto, caso não haja recuperação de custos de
desenvolvimento em até dois anos o TREC% é aumentado para 50% até que estes
sejam recuperados. Além disso, a alíquota da partilha correspondente ao Excedente
em Óleo para a União (EOU%) é calculada com base na Figura 4.2, de acordo com
o preço do brent e com a produtividade média diária dos poços produtores do campo
estudado. Estes parâmetros são os mesmos estabelecidos no primeiro leilão de
partilha no Brasil.
Figura 4.2 – Tabela referencial para cálculo da EOU% para as “Condições 1” de acordo
com a produtividade dos poços produtores e preço do brent
Para o conjunto “Condições 2”, o teto de recuperação de custo em óleo
(TREC%) é calculado com base em uma equação (Equação 4.3) que o relaciona com
o preço do óleo tipo brent (em US$/bbl), apresentada graficamente conforme a
Figura 4.3.
De 0 4.001 6.001 8.001 10.001 12.001 14.001 16.001 18.001 20.001 22.001 > 24.001
Até 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000 22.000 24.000
0,00 60,00 9,93% 25,80% 32,03% 35,32% 37,39% 39,09% 40,17% 40,79% 41,36% 41,88% 42,34% 42,76%
60,01 80,00 15,20% 28,80% 34,14% 36,95% 38,73% 40,19% 41,11% 41,65% 42,13% 42,57% 42,97% 43,33%
80,01 100,00 22,21% 32,79% 36,94% 39,13% 40,51% 41,65% 42,36% 42,78% 43,16% 43,50% 43,81% 44,09%
100,01 120,00 26,67% 35,33% 38,73% 40,52% 41,65% 42,58% 43,16% 43,51% 43,82% 44,10% 44,35% 44,58%
120,01 140,00 29,76% 37,09% 39,96% 41,48% 42,44% 43,22% 43,72% 44,01% 44,27% 44,51% 44,72% 44,91%
140,01 160,00 32,03% 38,38% 40,87% 42,18% 43,01% 43,69% 44,12% 44,37% 44,60% 44,81% 44,99% 45,16%
> 160,01 35,71% 40,47% 42,34% 43,33% 43,95% 44,46% 44,78% 44,97% 45,14% 45,30% 45,38% 45,56%
Média da produção diária de petróleo dos poços produtores (bbl/d)
Bren
t (U
S$
/bb
l)
68
Para Brent ≤ 50, TREC% = 85%
Para 50 > Brent < 130, TREC% = 85% - (Brent - 50
130 - 50) *(85% - 50%)
Para Brent ≥ 130, TREC%= 50%
Equação
4.3
Figura 4.3 – TREC% variando com o preço do óleo tipo Brent, utilizado no regime de
Partilha (Condições 2)
Portanto, para preços de óleo elevados (iguais ou maiores que 130 US$/bbl),
o teto de recuperação seria o mesmo utilizado no primeiro leilão de partilha no
Brasil (TREC% = 50%). No entanto, na medida que o preço do óleo reduz, o TREC%
aumenta até atingir o valor de 85% (para preços iguais ou menores que 50 US$/bbl).
Esta alteração é importante porque em cenários mais restritivos de preços possibilita
que a companhia se aproprie de uma parcela maior da receita advinda dos projetos,
no momento que os investimentos estão sendo realizados, reduzindo as possíveis
perdas relativas às reduções de receita bruta em função do preço do óleo.
Para a definição da alíquota do excedente em óleo da União (EOU%), foi
proposta uma equação que correlaciona o valor da alíquota com o preço do óleo
tipo brent e com a produtividade média diária dos poços produtores (Equação 4.4).
EOU% = MENOR [60%; (3
4* (
Brent
130)
3
* OF + 1
4* (
ProdPP
15000)
13
* OF)] Equação
4.4
69
Onde, Brent é o preço do óleo tipo brent (US$/bbl), OF é o valor ofertado
do Excedente em Óleo para a União (%) e ProdPP é a produtividade média diária
dos poços produtores (bbl/dia).
A proposição das Equações 4.3 e 4.4 (Condições 2) foi realizada a partir de
estudos empíricos do autor, considerando os conceitos de flexibilidade,
progressividade e estabilidade apresentados e discutidos nas seções 2.1 e 3.4. Além
disso, a preocupação com a viabilidade do desenvolvimento do campo em
diferentes condições de preço e a intenção de que a União possa ser remunerada
adequadamente dado o contexto do campo sintético nortearam esta proposição.
A Equação 4.4 estabelece um patamar máximo de EOU% de 60% e, para
valores inferiores o cálculo é realizado somando-se dois fatores ponderados. O
primeiro fator, atrelado ao preço do óleo tipo brent é multiplicado por ¾, o segundo,
atrelado à produtividade média diária dos poços produtores é multiplicado por ¼,
procurando-se desta forma atrelar um peso maior ao preço do óleo tipo brent no
valor final do EOU%, visto que os resultados econômicos de um projeto são muito
sensíveis à variação deste. Os expoentes aplicados a estes fatores visaram
amplificar (primeiro fator) ou suavizar (segundo fator) os efeitos das variações
destes em relação aos patamares de referência selecionados (130 US$/bbl e 15.000
bbl/dia). Por fim, os dois fatores são multiplicados pelo valor ofertado de excedente
em óleo para a União (OF), neste trabalho considerado como 41,65%.
Para as “Condições 2”, optou-se por utilizar uma equação ao invés de uma
tabela de referência porque com esta metodologia há uma transição suave no
pagamento de excedente em óleo para a União para pequenas variações preços de
óleo e de produtividade dos poços produtores.
Para ilustrar as alíquotas resultantes da Equação 4.4, foi elaborada a Figura
4.4 nos valores de preço e produtividade selecionados.
Figura 4.4 – Alíquotas do EOU% para as “Condições 2” nos valores selecionados de
produtividade dos poços produtores e preço do brent
2.000 5.000 7.000 9.000 11.000 13.000 15.000 17.000 19.000 21.000 23.000 25.000
30 5,70% 7,60% 8,46% 9,17% 9,77% 10,31% 10,80% 11,24% 11,65% 12,03% 12,39% 12,73%
70 10,20% 12,10% 12,95% 13,66% 14,27% 14,81% 15,29% 15,73% 16,14% 16,53% 16,88% 17,22%
90 15,69% 17,59% 18,44% 19,15% 19,76% 20,29% 20,78% 21,22% 21,63% 22,02% 22,37% 22,71%
110 24,25% 26,15% 27,00% 27,71% 28,32% 28,85% 29,34% 29,78% 30,19% 30,58% 30,93% 31,27%
130 36,56% 38,46% 39,32% 40,02% 40,63% 41,17% 41,65% 42,10% 42,51% 42,89% 43,25% 43,59%
150 53,31% 55,21% 56,07% 56,77% 57,38% 57,92% 58,40% 58,85% 59,26% 59,64% 60,00% 60,00%
170 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% 60,00%
Média da produção diária de petróleo dos poços produtores (bbl/d)
Bren
t (U
S$
/bb
l)
70
Comparando as alíquotas estabelecidas no primeiro leilão de partilha no
Brasil (similares às “Condições 1”) com aquelas resultantes da Equação 4.6
(Condições 2), em valores selecionados de produtividade e preço de brent, observa-
se que as alíquotas de excedente em óleo para a União reduzem significativamente
em patamares de preços de óleo mais pessimistas, ao mesmo tempo que aumentam
em patamares de preços mais otimistas, o que é evidenciado no exemplo da Figura
4.5. Desta forma, a parcela da empresa na receita total aumenta em cenários de
preços mais pessimistas e reduz em cenários mais otimistas, tornando as regras
fiscais das “Condições 2” mais flexíveis e progressivas que aquelas estabelecidas
no primeiro leilão de partilha.
Figura 4.5 - Diferença observada entre as EOU% calculadas para as “Condições 2” e
“Condições 1”
Na Figura 4.5, as cores avermelhadas indicam que as alíquotas resultantes da
equação (Condições 2) são menores que aquelas calculadas a partir da tabela do
primeiro leilão de partilha no Brasil (Condições 1). As cores esverdeadas indicam
o oposto.
Além do exposto acima, a regra proposta para as alíquotas do excedente em
óleo da União e para o limite de recuperação do custo em óleo nas “Condições 2”
possibilitam tornar as regras ficais do regime de partilha mais flexíveis e estáveis.
Flexíveis pois preveem diferentes cenários econômicos e estáveis pois atendem aos
anseios dos diferentes atores (Empresas e União) nestes diferentes cenários
econômicos, reduzindo a necessidade de eventuais mudanças contratuais.
Em síntese, a ideia da proposta das “Condições 2”, ilustrada acima, foi tornar
o cenário fiscal na partilha de produção no Brasil mais flexível, estável e
progressivo, reduzindo o risco do desenvolvimento, incentivando o investimento
em cenários de baixo preço de óleo e possibilitando maiores ganhos à União em
cenários de elevado preço de óleo.
2.000 5.000 7.000 9.000 11.000 13.000 15.000 17.000 19.000 21.000 23.000 25.000
30 -4,23% -18,20% -23,57% -26,15% -27,62% -28,78% -29,37% -29,55% -29,71% -29,85% -29,95% -30,03%
70 -5,00% -16,70% -21,19% -23,29% -24,46% -25,38% -25,82% -25,92% -25,99% -26,04% -26,09% -26,11%
90 -6,52% -15,20% -18,50% -19,98% -20,75% -21,36% -21,58% -21,56% -21,53% -21,48% -21,44% -21,38%
110 -2,42% -9,18% -11,73% -12,81% -13,33% -13,73% -13,82% -13,73% -13,63% -13,52% -13,42% -13,31%
130 6,80% 1,37% -0,64% -1,46% -1,81% -2,05% -2,07% -1,91% -1,76% -1,62% -1,47% -1,32%
150 21,28% 16,83% 15,20% 14,59% 14,37% 14,23% 14,28% 14,48% 14,66% 14,83% 15,01% 14,84%
170 24,29% 19,53% 17,66% 16,67% 16,05% 15,54% 15,22% 15,03% 14,86% 14,70% 14,62% 14,44%
Bre
nt
(US
$/b
bl)
Produtividade Média dos Poços Produtores (bbl/d)
71
É importante salientar que este trabalho não tem a intenção de estabelecer
uma regra fiscal ótima ou universal para a partilha de produção brasileira, mas sim
avaliar o impacto na viabilidade e na estratégia de desenvolvimento, para o campo
estudado, das alterações contratuais propostas, levando em consideração as
recomendações de pesquisadores e especialistas do tema no mundo. Conforme
destacado anteriormente, o leilão de cada bloco deve estabelecer as condições
contratuais oportunas, dado o contexto geológico, regulatório e econômico
aplicável.
Tendo definido as regras e conceitos que diferenciam os dois conjuntos de
condições fiscais estudados na Partilha de Produção, a seguir é explicitado como
serão apurados os resultados deste regime fiscal no presente estudo.
Na partilha de produção, uma parcela do óleo produzido é dividida com a
União. A receita advinda desta parcela será chamada neste trabalho de Excedente
em Óleo da União (EOU) e calculado pela Equação 4.5.
EOU = EO * EOU% Equação 4.5
Já a receita correspondente ao excedente em óleo da companhia ou do
consórcio (EOC) é a parcela complementar àquela da União, podendo ser calculada
pela Equação 4.6.
EOC = EO * (1- EOU%) Equação 4.6
Onde, EOU%, conforme definido anteriormente, é a alíquota da partilha
correspondente ao Excedente em Óleo da União e a EO é a receita correspondente
ao Excedente em Óleo no período.
Já a receita correspondente ao Excedente em Óleo (EO) é calculada pela
Equação 4.7.
EO = R – ROY – CREC Equação 4.7
Onde, R é a Receita bruta, ROY são os Royalties, e, CREC são os Custos
Recuperados. Para cálculo do CREC foi considerada a Equação 4.8.
72
CREC = Menor[SCO; TREC%* R] Equação 4.8
Onde, SCO é o saldo acumulado do Custo em Óleo até o período, TREC% é o
limite (teto) de recuperação de Custo em Óleo (%), conforme definido
anteriormente, e, R é a Receita bruta. Ressalta-se que não foi considerada a
atualização monetária do SCO, estando este aspecto alinhado com o primeiro
contrato de partilha assinado no Brasil.
Por fim, na Partilha, a receita líquida tributável para fins de Imposto de
Renda (RLTIR) é calculada conforme Equação 4.9.
RLTIR = EOC + CREC – COp – DEQUIP – IND Equação 4.9
4.1.2. Modelo de reservatórios de análise
Nesta seção serão descritas as características do modelo geológico e de
simulação de reservatórios do Campo hipotético Gama, utilizado no estudo de caso.
Considera-se que o campo Gama está situado no offshore da Bacia de Santos,
aproximadamente a 200 km de distância da costa, com uma lâmina d’água de
aproximadamente 2.000 metros de profundidade.
O modelo de simulação possui grid tipo corner-point sendo x (60), y (40) e z
(8), totalizando 19.200 blocos e seus comprimentos unitários de células são 250 x
250 x 12,5 m (em média), todas as células deste modelo são ativas. Na Figura 4.6
pode ser observado o topo estrutural do reservatório.
73
Figura 4.6 - Mapa estrutural do topo do reservatório
O modelo estudado é de um reservatório carbonático com a porosidade média
() de 10%. A permeabilidade horizontal absoluta foi obtida com modelagem
geoestatística, por meio de simulação estocástica condicional, obedecendo uma
distribuição log-normal alinhada com o eixo principal de deposição e tendo um
valor médio de referência de 179 mD. O reservatório é isotrópico nas direções
horizontais (𝑘𝑦 = 𝑘𝑥) e a permeabilidade vertical (𝑘𝑘) corresponde a 1% da
horizontal, para cada célula do modelo. A Figura 4.7 apresenta o mapa 3D de
permeabilidades da primeira camada do reservatório.
0 1.000 3.000 5.000 7.000 9.000 11.000 13.000 15.000
0 1.000 3.000 5.000 7.000 9.000 11.000 13.000 15.000
-7.0
00
-5.0
00
-3.0
00
-1.0
00
1.0
00
3.0
00
5.0
00
-6.0
00
-4.0
00
-2.0
00
01
.00
03
.00
05
.00
0
0.00 1.00 2.00 miles
0.00 1.50 3.00 km
Scale: 1:92641Y/X: 1.00:1Axis Units: m
5.400
5.461
5.522
5.583
5.644
5.705
5.766
5.827
5.888
5.949
6.010
74
Figura 4.7 - Modelo 3D de permeabilidade da primeira camada (mD)
A espessura média do reservatório é de aproximadamente 100 metros sendo
que esta possui razão net-to-gross de 65%. Neste modelo há inicialmente um
volume de óleo equivalente in place de 1.276 milhões de barris. Além disso, não há
presença de aquífero nem de capa de gás.
A Tabela 4.4 apresenta outros dados de rocha e fluido do modelo de
reservatório do Campo Gama.
75
PARÂMETRO VALOR
Profundidade de referência do reservatório 5.540 m
Pressão original(1) 700 kgf/cm2
Profundidade do contato óleo/água 5.670 m
Temperatura do reservatório 99° C
Densidade do óleo 0,953 x 103 kg/m3 (25° API)
Pressão de saturação 470 kg/cm2
Coeficiente de variação da viscosidade do óleo 3,28 x 10-3 (kgf/cm2)-1
Compressibilidade do óleo 4,78 x 10-5 (kgf/cm2)-1
Densidade do gás 0,65 kg/m3
Saturação de água conata 18%
Compressibilidade da água 2,82 x 10-5 (kg/cm2)-1
Densidade da água(2) 1,010 x 103 kg/m3
Fator volume de formação da água 1,0 m3/m3
Viscosidade da fase água(1) 0,3 mPa-s
Compressibilidade da rocha 1,0 x 10-6 (kgf/cm2)-1
(1) na profundidade de referência do reservatório
(2) condições padrão
Tabela 4.4 - Dados adicionais de rocha e fluido do modelo de reservatórios do
Campo Gama
O modelo numérico de reservatório utiliza a modelagem de fluido Black-
oil, desta forma, o fluxo em meio poroso é modelado considerando-se somente três
componentes, óleo, gás e água. O gás produzido não possui CO2 nem H2S. Outras
características desta modelagem podem ser observadas em Peaceman (2000). As
Figuras 4.8, 4.9, 4.10 e 4.11 apresentam as propriedades dos fluidos e petrofísicas
consideradas no modelo de simulação em função da pressão (P) e da saturação de
água (Sw). São estas, variação da razão de solubilidade do gás no óleo (Rs) e do
fator volume-formação do óleo (Bo) com a pressão (Figura 4.8), variação do fator
volume-formação do gás (Bg) com a pressão (Figura 4.9), variação da viscosidade
do óleo (Viso) e da viscosidade do gás (Visg) em função da pressão (Figura 4.10)
e as curvas de permeabilidades relativas do óleo (krow) e da água (krw) em função
da saturação de água no reservatório (Figura 4.11), sendo que as curvas de
permeabilidades relativas são propriedades petrofísicas do reservatório.
76
Figura 4.8 – Variação da Rs e Bo com a pressão
Figura 4.9 – Variação do Bg com a pressão
77
Figura 4.10 - Curvas de viscosidade do óleo (Viso) e gás (Visg) em função da pressão
Figura 4.11 - Curvas de permeabilidade relativa da água (krw) e óleo (krow) em função
da saturação de água
Na pressão original do reservatório, estabelecida na profundidade de
referência (Tabela 4.4), a razão de solubilidade do gás no óleo possui o valor de 186
m3/m3, o fator volume-formação do óleo um valor de 1,48 e o fator volume-
formação do gás, 0,003. A viscosidade do gás é de 0,041 cp e a viscosidade do óleo
é de 2,4 cp.
78
4.1.3. Premissas econômicas e dos cenários de análise
Para a realização das análises foi necessário estabelecer algumas premissas
econômicas e definir os cenários de análise. A taxa média de atratividade (TMA)
foi definida em 10% e a data base de desconto considerada para o fluxo de caixa é
01/07/2016, estando alinhada com a data teórica de tomada de decisão em relação
ao projeto.
Para realizar as análises foram considerados os três cenários de preços de
petróleo projetados pela Energy Information Administration (EIA) no Energy
Outlook de 2015, referência, alto e baixo preço de óleo, conforme apresentado na
Figura 4.12.
Figura 4.12 - Cenários de preço de óleo (EIA, 2015)
Segundo a EIA, as estimativas de preço do óleo para o cenário de “Preço de
Óleo Alto” assumem maior demanda para produtos derivados de petróleo, menores
investimentos em upstream pela Organization of the Petroleum Exporting
Countries (OPEC) e maiores custos de exploração e desenvolvimento para os países
que não compõem a OPEC. Para o cenário de “Preço de Óleo Baixo”, o contrário
das premissas explicitadas acima é assumido. Neste trabalho, para o período pós
79
2040, foi assumido o mesmo preço do último ano disponível para os três cenários
avaliados e supracitados.
Além disso, como o fluido considerado no modelo deste trabalho possui
qualidade inferior àquele que é referência de mercado (cesta de óleo Brent do
mercado de Londres - International Petroleum Exchange – IPE), é necessário
realizar um desconto deste valor. Sendo assim, foi considerado um spread de
qualidade (diferença entre o óleo de referência para aquele estudado) de 6%.
Conjugando os cenários de preços adotados para a análise com as regras dos
regimes fiscais propostos chegamos ao conjunto de nove casos que serão avaliados
neste estudo. A Tabela 4.5 apresenta a nomenclatura adotada para os casos por
cenário de preços e por regime fiscal.
Preço de Óleo
Alto (PA)
Preço de Óleo de
Referência (Ref)
Preço de Óleo
Baixo (PB)
Concessão Caso C_PA Caso C_Ref Caso C_PB
Partilha - Condições 1 Caso P1_PA Caso P1_Ref Caso P1_PB
Partilha - Condições 2 Caso P2_PA Caso P2_Ref Caso P2_PB
Tabela 4.5 - Classificação dos casos segundo as condições fiscais e cenário de preço de
óleo analisado
Com relação ao tempo de vida útil da plataforma (prazo limite de operação),
foi considerado o período de 30 anos e o prazo para depreciação dos equipamentos
foi de 20 anos, para todos os itens depreciáveis, a partir da data de 1º óleo. Além
disso, foi considerada inflação de 6% ao ano para estimar adequadamente as
depreciações e o saldo de custo em óleo a recuperar.
Finalmente, as tabelas Tabela 4.6 e Tabela 4.7 apresentam a metodologia de
cálculo dos fluxos de caixa econômicos adotados neste trabalho para o regime de
concessão e partilha, respectivamente. Após a obtenção do fluxo de caixa
econômico, período a período, estes valores são descontados para se chegar ao VPL
considerado nas análises, conforme descrito na seção 2.2.2.
80
Sigla Descrição
(+) R Receita bruta (óleo e gás)
(-) CO Custos Operacionais
(-) ROY Royalties (10%)
(-) PE Participação Especial (se aplicável)
(-) IR Imposto de Renda (34%)
(-) IND Investimentos Não Depreciáveis
(-) ID Investimentos Depreciáveis
(=) FCEC Fluxo de Caixa Econômico Concessão
Tabela 4.6 - Modelo de Fluxo de Caixa Econômico para a
Concessão
Sigla Descrição
(+) R Receita bruta (óleo e gás)
(-) ROY Royalties (15%)
(-) CREC Custos Recuperados (se aplicável)
(=) EO Excedente em Óleo Total
(-) EOU Excedente em Óleo da União
(=) EOC Excedente em Óleo da Companhia
(+) CREC Custos Recuperados (se aplicável)
(-) IR Imposto de Renda (34%)
(-) CO Custos Operacionais
(-) IND Investimentos Não Depreciáveis
(-) ID Investimentos Depreciáveis
(=) FCEP Fluxo de Caixa Econômico Partilha
Tabela 4.7 - Modelo de Fluxo de Caixa Econômico para a
Partilha
4.1.4. Estimativa de custos
Para estimar os investimentos (CAPEX) e custos operacionais (OPEX)
procurou-se basear em métricas de projetos em condições semelhantes, estando
assim em linha com as melhores práticas da indústria.
Os custos médios de cada poço (perfuração, completação e interligação), da
elaboração e execução do projeto conceitual e básico, do gasoduto, do
descomissionamento e as métricas utilizadas para cálculo dos custos operacionais
são evidenciados na Tabela 4.8.
81
PARÂMETROS VALORES
Investimentos em Poços e Interligações (CAPEX)
Custo de perfuração (milhões US$/poço) 90
Custo de completação (milhões US$/poço) 60
Custo de interligação (milhões US$/poço) 60
Investimento no Projeto Conceitual e Básico (CAPEX)
Custo de para plan. e execução (milhões US$) 80
Investimento para Exportação do Gás (CAPEX)
Custo do gasoduto (milhões US$) 100
Descomissionamento (CAPEX)
Custo de descomissionamento (milhões US$) 10% do CAPEX
Custos Operacionais (OPEX)
Custo Operacional Fixo (milhões US$/ano) 100
Custo de produção do óleo (US$/bbl) 8
Custo de produção de água (US$/bbl) 1
Custo de injeção de água (US$/bbl) 0,5
Tabela 4.8 – Estimativas de custos do projeto
Para estimar os custos das plataformas foi estabelecida uma correlação por
meio da estimativa do custo de duas plataformas, construídas no Brasil, realizada
pelo IHS (2015). A correlação é função das diferentes capacidades de
processamento ao óleo. A estimativa realizada pelo IHS foi a escolhida para gerar
a correlação porque trata-se de uma estimativa que considera o impacto no custo do
conteúdo local exigido nos últimos leilões realizados e, além disso, considera
condições de operação parecidas àquelas do pré-sal. Apesar de se saber que os
custos podem variar significativamente em função dos preços do óleo, neste
trabalho não foram consideradas variações dos custos em função de cada cenário
de preço estudado.
A Tabela 4.9 relaciona as características consideradas e os custos das
plataformas utilizadas.
Cap. Proc. de
Óleo/Líq. (mil bpd)
Cap. Inj. de Água
(mil bpd)
Custo
(MM US$)
80 106 1.341
100 133 1.574
120 160 1.808
150 200 2.158
Tabela 4.9 – Características e custos das plataformas avaliadas
82
A análise detalhada das capacidades de processamento e injeção das
plataformas consideradas, conforme Tabela 4.9, não foi objeto deste estudo.
O descomissionamento do projeto, englobando atividades como retirada de
linhas, desmobilização do FPSO e cimentação e arrasamento dos poços, teve seu
custo estimado em 10% do valor total do CAPEX do projeto e foi alocado um ano
após o projeto atingir o máximo VPL possível, respeitando o limite de vida útil da
plataforma e/ou o critério de abandono adotado.
Com relação ao cronograma de execução do projeto, nas avaliações
realizadas, o projeto conceitual e básico iniciou em meados de 2015 e dura cerca de
três anos. A construção e montagem da plataforma de produção dura cerca de três
anos e a campanha de poços (perfuração e completação) inicia-se um ano antes do
primeiro óleo. A campanha de interligação inicia-se dois meses antes do primeiro
óleo e sua duração total, assim como a duração da campanha de poços, é dependente
do número de poços que estão sendo construídos e interligados em cada concepção
avaliada. A interligação do gasoduto para exportação do gás inicia-se
imediatamente após o primeiro óleo e é realizada em quatro meses. Para fins de
ilustração, o cronograma simplificado de execução da concepção que considera 18
poços (9 produtores e 9 injetores) é apresentado na Figura 4.13.
Figura 4.13 – Cronograma exemplo da concepção 9P 9I
Além disso, com relação à distribuição dos investimentos no tempo, para o
projeto conceitual e básico e para a construção e montagem da plataforma, foi
adotada a distribuição dos custos segundo uma curva S (Meredith e Mantel Jr,
2011), assumindo que 60% do dispêndio financeiro se daria em 50% do prazo de
construção da obra. Para as outras categorias (Poços; Interligação; e, Exportação),
os investimentos foram distribuídos linearmente no tempo de acordo com a
PRINCIPAIS ATIVIDADES 2º
2020 2021
1º 2º 3º 4º 1º 2º 3º 4º
2015 2016 2017 2018 2019
1º 2º 3º 4º 1º 3º 4º 1º 2º3º 4º 1º 2º 3º 4º
EXPORTAÇÃO
1º ÓLEO
2022
1º 2º 3º 4º3º 4º
PROJETO CONCEITUAL E BÁSICO
C&M FPSO
CAMPANHA DE POÇOS
CAMPANHA DE INTERLIGAÇÃO
1º 2º
83
realização de cada atividade. Desta forma, a partir do cronograma de execução do
projeto (Figura 4.13) e dos custos médios estimados (ver Tabela 4.8 e Tabela 4.9) é
possível obter a distribuição dos investimentos no tempo, para cada concepção
estudada. A distribuição de investimentos no tempo da concepção que considera 18
poços (9 produtores e 9 injetores) e uma plataforma de capacidade de
processamento de óleo de 150 mil bbl/d é apresentada, para ilustração, na Figura
4.14.
Figura 4.14 – Investimentos para a concepção 9P 9I (milhões de US$)
De acordo com o IHS (2015), os investimentos em um projeto offshore típico
de 150 mil barris de óleo está em torno de 6,4 bi US$. Para o projeto com o escopo
apresentado acima e custos médios adotados neste estudo, o investimento total é de
6,1 bi US$. Sendo assim, a diferença entre as duas visões é de aproximadamente
5%. Nota-se, portanto, que as estimativas de custos utilizadas neste estudo estão em
linha com métricas utilizadas atualmente na indústria.
Finalmente, com relação às possíveis multas (e consequentemente custos)
de conteúdo local (CL), não foram considerados nos cálculos eventuais pagamentos
de multas devido ao não cumprimento de percentuais mínimos de CL estabelecidos
para o desenvolvimento do campo em questão, para ambos os regimes fiscais.
4.2. Etapa 2 – Seleção da estratégia de desenvolvimento e definição da malha de drenagem
Após definir todas as premissas necessárias de avaliação (Etapa 1) é
necessário indicar a metodologia adotada para definir a estratégia de
desenvolvimento e para otimizar a malha de drenagem, que é apresentada na Etapa
PRINCIPAIS ATIVIDADES 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 TOTAL
$ 4 $ 27 $ 36 $ 14 $ 0 $ 0 $ 0 $ 0 $ 80
$ 0 $ 110 $ 720 $ 962 $ 366 $ 0 $ 0 $ 0 $ 2,158
$ 0 $ 0 $ 0 $ 446 $ 810 $ 811 $ 633 $ 0 $ 2,700
$ 0 $ 0 $ 0 $ 0 $ 200 $ 365 $ 365 $ 150 $ 1,080
$ 0 $ 0 $ 0 $ 0 $ 100 $ 0 $ 0 $ 0 $ 100
$ 4 $ 137 $ 755 $ 1,422 $ 1,476 $ 1,176 $ 998 $ 150 $ 6,118TOTAL
PROJETO CONCEITUAL E BÁSICO
C&M FPSO
CAMPANHA DE POÇOS
CAMPANHA DE INTERLIGAÇÃO
EXPORTAÇÃO
84
2. Ela é subdividida em duas subetapas: (i) definição dos parâmetros operacionais
do modelo; e, (ii) metodologia de otimização da malha de drenagem.
É importante ressaltar que este trabalho não visa indicar a melhor
metodologia para definir a estratégia de desenvolvimento e para otimizar a malha
de drenagem de um determinado campo, pois conforme explicitado nos capítulos
3.1 e 3.3 há vários estudos realizados na literatura com este objetivo. Este trabalho
visa aplicar uma metodologia já validada que possa selecionar estratégias para os
dois regimes fiscais estudados, concessão e partilha de produção, em ambas
condições contratuais, permitindo observar as possíveis diferenças nas concepções
de projeto oriundas das regras fiscais em diferentes cenários.
4.2.1. Definição dos parâmetros operacionais do modelo
Nesta subetapa, similarmente ao proposto por Mezzomo (2005), são
definidos alguns parâmetros operacionais que são utilizados nas simulações do
modelo, como segue: (i) método de recuperação; (ii) geometria dos poços; (iii)
configurações de produção; e, (iv) condições operacionais dos poços. A definição
destes parâmetros é essencial para iniciar a inserção dos poços no modelo.
A definição do método de recuperação é realizada baseando-se nas
características do reservatório, dos fluidos e na atratividade econômica das diversas
alternativas disponíveis. Neste trabalho foi definido utilizar inicialmente somente
injeção convencional de água como método de recuperação, sendo que esta opção
poderá ser avaliada posteriormente tendo em vista a sua atratividade econômica em
relação à alternativa de injeção de água e gás, evitando-se neste caso investir no
gasoduto de exportação de gás.
Com relação à geometria dos poços (vertical, direcional ou horizontal), optou-
se por utilizar poços verticais, tendo em vista que a baixa permeabilidade vertical
do reservatório predispõe a utilização de poços verticais e/ou direcionais e em
simulações preliminares os poços horizontais não apresentaram bons resultados.
Para definir as configurações de produção e injeção (padrões de malha de
drenagem), deve-se considerar restrições técnicas e econômicas. Pelas
características do reservatório e por simulações preliminares realizadas optou-se
85
por utilizar malhas de drenagem com concentração dos poços produtores nos altos
estruturais e com injeção periférica.
Com relação às condições operacionais, para poços injetores é importante
definir condições de operação que não ultrapassem o limite de pressão de
faturamento do reservatório e que sejam fisicamente viáveis levando em
consideração as características geométricas de cada poço. Para poços produtores, é
importante estabelecer pressões mínimas de fundo de poço que permitam que o
poço continue produzindo ao longo do tempo, vazões limites (mínima e máxima),
critérios de máximo corte de água e máxima razão gás-óleo. As condições
operacionais estabelecidas neste trabalho podem ser observadas na Tabela 4.10.
PARÂMETROS VALORES
Poços Produtores
Vazão máxima de produção de líquidos (m3/dia) 5.000
Vazão mínima de produção de óleo (m3/dia) 100
Pressão mínima de fundo de poço (kgf/cm2) 500
Máximo corte de água (%) 95%
Máxima razão gás-óleo (m3/m3) 500
Poços Injetores
Vazão máxima de injeção de líquidos (m3/dia) 6.000
Pressão máxima de fundo de poço (kgf/cm2) 750
Tabela 4.10 - Condições Operacionais dos Poços do Campo Gama
As condições de operação dos poços acima descritas estão submetidas às
capacidades das plataformas (capacidade de produção de líquido e injeção de água)
analisadas em cada estratégia.
4.2.2. Metodologia de otimização da malha de drenagem
A metodologia aqui apresentada para otimizar a malha de drenagem de um
caso base, de forma determinística, foi baseada nos trabalhos de Mezzomo (2005),
Botechia (2012), Santos (2002) e Marques (2014) e está organizada em cinco passos
principais: (i) definição de um esquema base de produção e da capacidade da
plataforma; (ii) otimização do número de poços; (iii) otimização do posicionamento
dos poços; (iv) definição do cronograma de abertura dos poços; e, (v) refinamento.
86
A Figura 4.15 explicita os passos da metodologia, as principais atividades a serem
desenvolvidas e sua sequência para realizar a otimização determinística.
Figura 4.15 - Metodologia de seleção da malha de drenagem adaptada de Mezzomo
(2005)
Passo 1: Definição de um Esquema Base de Produção e da Capacidade
de Produção da Plataforma.
Para definir um esquema base de produção, ou seja, uma malha de drenagem
inicial, optou-se neste trabalho por estimar um número inicial de poços a serem
utilizados. Para obter esta estimativa deve-se estimar outras duas variáveis: (i) fator
de recuperação do campo; e, (ii) produção acumulada de óleo típica de um poço.
Além destas duas variáveis estimadas, deve-se obter o volume de óleo in place
87
(VOIP) do campo, fornecido pelo modelo de simulação de forma a reproduzir o
valor proveniente do modelo geológico.
A estimativa inicial de um fator de recuperação preliminar para o campo pode
ser feita a partir de correlações obtidas na literatura ou por analogia com outros
campos. Para estimar a produção acumulada de óleo típica de um poço pode-se, por
analogia, verificar a produção acumulada de poços em condições similares e/ou
realizar algumas simulações simplificadas com malhas de drenagem padronizadas
no modelo a ser estudado. Ressalta-se que neste momento não é necessária grande
acurácia nestas estimativas visto estas informações não são críticas para os passos
seguintes. A partir destas três informações pode-se estimar o número de poços
produtores, conforme a Equação 4.10:
Nºprod = VOIP * FRo
Npp Equação 4.10
Onde Nºprod é o número de poços produtores, VOIP é o volume de óleo in
place do reservatório (em milhões de boe), FRo é o fator de recuperação estimado
para o campo e Npp é a produção acumulada de óleo típica de um poço produtor
(em milhões de boe).
Para o campo Gama, estimou-se o FRo em 25%, a partir de fatores de
recuperação de projetos análogos. A partir de simulações simplificadas com malhas
de drenagens padronizadas no modelo do campo Gama chegou-se a uma
recuperação média dos poços produtores de 40 milhões de barris de óleo. Além
disso, o volume de óleo in place é de 1.276 milhões de barris equivalentes. Com
estas informações pôde-se estimar em oito o número de poços produtores com a
utilização da Equação 4.10.
Após a estimativa do número de poços produtores do esquema base de
produção, estima-se o número de poços injetores com base em uma configuração
padrão de produção ou com base nas melhores práticas de engenharia de
reservatórios. Para o campo Gama optou-se por testar inicialmente a utilização de
uma malha de drenagem com pares de poços, ou seja, foi considerado um poço
injetor para cada poço produtor. Desta forma, a malha inicial utilizou oito poços
produtores e oito poços injetores (8P 8I). A vantagem da estimativa inicial do
88
número de poços produtores e injetores é que pode reduzir o número de iterações
dos passos seguintes para encontrar o número de poços ótimo de cada campo.
Conforme citado anteriormente, devido às características do reservatório
optou-se por posicionar inicialmente os poços produtores concentrados nos altos
estruturais e nas regiões com maior quantidade de óleo por unidade de área
(HPhiSo) e os poços injetores nos baixos estruturais, de forma a permitir boa
drenagem utilizando-se injeção periférica, conforme pode ser visto na Figura 4.16.
Figura 4.16 – Localização dos poços na malha inicial. Propriedade: HPhiSo (m)
Para definir a capacidade produção de líquidos da plataforma é realizada,
inicialmente, uma simulação para avaliar o potencial do reservatório sem impor
restrições de produção, conforme Figura 4.17.
89
Figura 4.17 – Produções de óleo, água, líquidos e gás sem restrições de capacidade de
processamento na plataforma
A partir das informações observadas realizam-se novas simulações com
diferentes valores de restrição para a produção de líquidos e óleo. Em cada rodada,
realiza-se a avaliação econômica da alternativa utilizando os custos estimados para
cada capacidade de processamento das plataformas (Tabela 4.9), e seleciona-se a
capacidade que apresenta o maior VPL entre as alternativas para os estudos
subsequentes. Desta forma é possível definir preliminarmente a capacidade de
produção de líquidos e de óleo inicial da plataforma.
Passo 2: Otimização do número de poços.
Neste passo o número de poços é otimizado realizando-se o acréscimo destes
nas regiões com maior potencial de produção e a retirada daqueles que apresentam
piores resultados. Para os poços produtores, as regiões de maior potencial
caracterizam-se geralmente pelos altos estruturais e pelo maior HPhiSo, sendo estes
os direcionadores utilizados neste trabalho (Figura 4.18). Quanto aos poços injetores,
procurou-se posicioná-los em baixos estruturais, caracterizando-se, conforme
mencionado anteriormente, por um esquema de injeção periférica, devido à
estrutura do campo Gama. Além disso, procurou-se evitar quedas acentuadas de
pressão no reservatório com o posicionamento dos poços injetores.
90
Figura 4.18 – Exemplo de estratégia de drenagem com possibilidade de inclusão de poços
produtores em regiões não drenadas e com alto potencial (região avermelhada do mapa).
Propriedade: HPhiSo no período final da simulação.
Para realizar a avaliação de cada poço foi escolhido o indicador valor presente
líquido dos poços, sendo VPLp para produtores e o VPLi para injetores, conforme
proposto por Botechia (2012). Estes indicadores buscam quantificar a influência
que um determinado poço tem no VPL do projeto, sendo que o cálculo destes é
realizado pela diferença entre o VPL do projeto com e sem a presença do poço em
questão. A partir do cálculo do VPLp e VPLi de cada poço os poços são ordenados
em ordem crescente e os poços com piores resultados podem ser reavaliados e/ou
retirados. A retirada e/ou acréscimo de poços é realizada extensivamente e a
estratégia selecionada como ótima é aquela que apresenta o maior VPL para o
projeto estudado.
O cálculo dos indicadores (VPLp e VPLi) e a seleção das estratégias
otimizadas por meio do VPL total é realizada para ambos regimes fiscais a partir
deste passo. Desta forma, as estratégias otimizadas selecionadas podem ser distintas
para cada condição fiscal analisada.
91
Passo 3: Otimização do posicionamento dos poços
Após a definição do número de poços a ser considerado na estratégia de
desenvolvimento do projeto é realizada uma otimização do posicionamento dos
poços permitindo uma melhor explotação do reservatório. Para realizar esta análise
é utilizado o software comercial CMOST, da CMG. Para otimizar o posicionamento
dos poços é testada uma região de influência próxima à locação inicial definida para
o poço em análise (Figura 4.19) e o critério de otimização utilizado é a maior
produção acumulada atualizada das diferentes simulações realizadas.
Figura 4.19 - Mapa de profundidade (metros) com as regiões investigadas na otimização
destacadas em branco
Além do exposto acima, pode-se observar que as regiões de investigação de
cada poço não são sobrepostas objetivando evitar testes na otimização de
configurações de produção inviáveis ou com alto risco de implementação.
Passo 4: Definição do cronograma de abertura dos poços
Neste passo é definido o cronograma de abertura dos poços produtores e
injetores. Para os poços produtores a ordem é definida por meio da classificação
dos poços pelo indicador VPLp, sendo que os primeiros a entrarem são aqueles com
maior VPLp. Para os poços injetores, a definição do momento e ordem da entrada
é realizada por meio de análise criteriosa da queda de pressão observada no
reservatório em cada região, sendo que a regra estabelecida foi a de manutenção da
92
pressão do reservatório acima da pressão de saturação do fluido considerado no
modelo. Todos os poços consideraram um intervalo de entrada em operação de dois
meses.
Passo 5: Refinamento.
Neste passo é realizada uma otimização complementar das etapas anteriores,
podendo-se revisar e melhorar as definições. A capacidade da plataforma a ser
utilizada, por exemplo, pode ser reavaliada neste passo já que após a definição do
cronograma entrada dos poços pode ter havido alterações na necessidade de
processamento da planta. Além disso, pode-se, neste passo, reavaliar a inclusão e/ou
exclusão de poços na estratégia definida preliminarmente.
4.3. Etapa 3 – Avaliação das estratégias otimizadas nos dois regimes
Para avaliar e comparar as estratégias de desenvolvimento selecionadas para
ambos os regimes fiscais analisados são utilizados alguns indicadores selecionados,
assim como foi realizado no trabalho de Marques (2014). O objetivo destes
indicadores é explicitar aspectos relacionados às características dos projetos,
economicidade, extração dos recursos petrolíferos, receitas governamentais e
impacto das condições fiscais em cada caso selecionado. Os indicadores
selecionados são apresentados na Tabela 4.11.
93
Indicador Descrição Unidade do
indicador
Nominal /
Atualizado
VPL Valor presente líquido Milhões de
US$ Atualizado*
Número de poços Número de poços da
estratégia de desenvolvimento - -
Np eq. Produção acumulada de óleo
equivalente
Milhões de
barris
equivalentes
Nominal
Índice de
Lucratividade (IL)
Valor presente líquido
dividido pelo Investimento
atualizado
Percentual Atualizado*
TIR Taxa interna de retorno Percentual ao
ano -
Brent de
equilíbrio (BE)
Preço de óleo tipo brent
que zera o VPL US$ por bbl -
Government take
(GT)
Receita que fica com o
governo após a dedução de
todos os custos
Milhões de
US$ Atualizado*
Government take
(GT%)
Percentual da receita que fica
com o governo após a
dedução de todos os custos
Percentual Atualizado*
Tabela 4.11 - Descrição dos indicadores utilizados na avaliação das estratégias
selecionadas
* Valores descontados pela taxa de 10% a.a.
Apesar da avaliação dos diferentes indicadores mencionados acima, a decisão
sobre a estratégia ótima em cada cenário de preço e em cada condição fiscal foi
tomada com base no Valor Presente Líquido (VPL) da companhia.
Com base nos diferentes resultados obtidos para as estratégias de
desenvolvimento selecionadas, nos cenários de preços e fiscais avaliados, são
geradas as conclusões e recomendações do estudo.
94
5 Resultados e discussões
Neste capítulo, os resultados obtidos a partir da aplicação da metodologia
definida são apresentados, sendo divididos em duas etapas principais: (i) estratégias
de desenvolvimento definidas; e, (ii) avaliação das estratégias segundo os
indicadores selecionados.
O objetivo deste capítulo é apresentar resultados e discussões em relação às
estratégias de desenvolvimento e às condições fiscais estudadas para o campo
Gama.
5.1. Estratégias de desenvolvimento definidas
Após a definição de um esquema base de produção a ser testado para o projeto
(8P 8I), foram realizadas simulações e avaliações econômicas para definir as
capacidades das plataformas que deveriam ser consideradas no estudo, conforme
pode ser observado na Figura 5.1. Nas figuras apresentadas a partir deste parágrafo,
para fins de ilustração, a cor azul se refere aos resultados do regime de concessão,
enquanto que as cores alaranjadas se referem aos resultados do regime de partilha
de produção, em ambas as condições contratuais estudadas.
Figura 5.1 - VPLs da concepção inicial 8P 8I, no cenário de preço de óleo de Referência,
considerando diferentes capacidades e custos de plataformas
95
Assim, para este estudo, foi escolhida inicialmente a capacidade de
processamento de óleo de 100 mil bbl/dia, pois resultou no maior VPL para os três
conjuntos de condições fiscais analisados no cenário de preço de óleo de referência.
Posteriormente foram avaliadas as diversas estratégias de malha de drenagem
que poderiam ser utilizadas para cada cenário em cada conjunto de regras fiscais.
Para o cenário de preço de óleo alto, os resultados podem ser observados na Figura
5.2.
Figura 5.2 – Resultados das estratégias de desenvolvimento estudadas no cenário de
Preço de Óleo Alto
Nota-se, portanto, que ao se decidir considerando como base o cenário de
preço alto a estratégia de desenvolvimento com oito poços produtores e cinco
injetores (8P 5I) foi a escolhida para os três conjuntos de condições fiscais
estudadas.
Ao se decidir sob a consideração do cenário de preço de óleo de referência
como base, têm-se os resultados na Figura 5.3, sendo que nos três conjuntos de
condições fiscais analisados, foi escolhida a estratégia de desenvolvimento com sete
poços produtores e cinco injetores (7P 5I).
96
Figura 5.3 - Resultados das estratégias de desenvolvimento estudadas no cenário de Preço
de Óleo de Referência
Sob a consideração do cenário de preço de óleo de baixo como base para a
decisão, para o regime fiscal de Concessão e para o de Partilha, com o conjunto de
condições contratuais 2, a estratégia de desenvolvimento escolhida foi aquela com
sete poços produtores e cinco injetores (7P 5I), conforme a Figura 5.4.
Figura 5.4 - Resultados das estratégias de desenvolvimento estudadas no cenário de Preço
de Óleo Baixo
97
No entanto, para o cenário de Partilha, conjunto de condições contratuais 1
(Caso P1_PB), não houve estratégia de desenvolvimento viável economicamente,
visto que todas as estratégias estudadas apresentaram VPL negativo, do ponto de
vista da empresa. Para este caso, a estratégia que obteve o melhor resultado, ainda
que negativo, foi aquela com seis poços produtores e três injetores (6P 3I).
Sendo assim, as estratégias viáveis definidas para cada cenário podem ser
resumidas na Tabela 5.1.
CONFIGURAÇÃO
DA ESTRATÉGIA
Preço de Óleo
Alto
Preço de Óleo de
Referência
Preço de Óleo
Baixo
Concessão 8P 5I 7P 5I 7P 5I
Partilha - Condições 1 8P 5I 7P 5I -
Partilha - Condições 2 8P 5I 7P 5I 7P 5I
Tabela 5.1 - Configuração das estratégias de desenvolvimento selecionadas
Após a definição das estratégias de desenvolvimento selecionadas para cada
cenário, foi realizada a etapa de otimização da locação dos poços da malha de
drenagem, visto que a locação destes tem grande impacto na recuperação de
petróleo e nos indicadores econômicos do projeto. As etapas desta otimização
podem ser visualizadas na Figura 5.5.
Figura 5.5 – Etapas da otimização da locação dos poços para a estratégia de
desenvolvimento com 7P 5I
98
Na Figura 5.5, a ilustração (a) apresenta a locação inicial de cada poço definida
para esta estratégia, e a (b) apresenta a região de investigação na otimização da
locação dos poços. Na ilustração (c) são apresentadas as diferentes simulações
realizadas pelo otimizador, e, finalmente, a locação otimizada dos poços para as
regiões investigadas é apresentada em (d).
Após a otimização do posicionamento dos poços, o cronograma de entrada
destes foi definido e foi realizado um refinamento de cada estratégia, reavaliando a
capacidade da plataforma e a inclusão/exclusão de poços. No entanto, não houve
alteração nas estratégias de desenvolvimento definidas anteriormente para cada
caso.
Nas figuras abaixo (Figura 5.6, Figura 5.7 e Figura 5.8) são apresentadas a
estratégia inicial avaliada e as configurações das duas estratégias selecionadas para
ambos regimes ficais (8P 5I e 7P 5I). A propriedade apresentada nestas figuras é a
quantidade de óleo por unidade de área (HphiSo) ao final do período de produção.
Na estratégia inicial avaliada (Figura 5.6) nota-se regiões com maior
concentração de óleo residual (regiões de cores mais quentes), pois esta estratégia
não teve a locação de seus poços otimizada como foi realizada nos casos
selecionados.
Figura 5.6 – HphiSo ao final do período de produção da estratégia inicial 8P 8I
99
Conforme apresentado na Tabela 5.1, para os casos C_PA, P1_PA e P2_PA,
ou seja, para os casos que consideram preço de óleo alto nas três condições fiscais,
a estratégia selecionada foi a de oito poços produtores e cinco poços injetores, sendo
posicionados conforme Figura 5.7.
Figura 5.7 – HphiSo ao final do período de produção da estratégia otimizada 8P 5I
Para os casos C_Ref, C_PB, P1_Ref, P2_Ref e P2_PB, a estratégia
selecionada foi a de sete poços produtores e cinco poços injetores, sendo
posicionados conforme Figura 5.8.
100
Figura 5.8 – HphiSo ao final do período de produção da estratégia otimizada 7P 5I
Além disso, em ambas as configurações selecionadas o posicionamento dos
poços produtores se concentra nos altos estruturais, tendo os injetores na periferia,
ajudando assim a varrer mais eficientemente o reservatório, conforme proposto na
metodologia (ver exemplo na Figura 5.9).
101
Figura 5.9 – Configuração da estratégia de produção (7P 5I) com poços produtores nos
altos estruturais e injeção periférica
As previsões de produção das estratégias selecionadas e otimizadas
considerando as restrições de capacidade de processamento de fluido definidas para
a plataforma são apresentadas na Figura 5.10 (8P 5I) e na Figura 5.11 (7P 5I).
Figura 5.10 – Previsões de produção da estratégia da estratégia otimizada 8P 5I
102
Figura 5.11 – Previsões de produção da estratégia da estratégia otimizada 7P 5I
Apesar do Caso P1_PB não ter apresentado estratégia economicamente viável
(Figura 5.4), as etapas subsequentes foram realizadas para a estratégia que
apresentou os melhores resultados (6P 3I). O objetivo deste aprofundamento na
análise é verificar a viabilidade da estratégia após a otimização e permitir a
comparação dos indicadores de avaliação apresentados de forma coerente.
5.2. Avaliação das estratégias segundo os indicadores selecionados
Nesta seção são apresentados os resultados dos indicadores técnicos e
econômicos, estabelecidos na seção 4.3, para as estratégias de desenvolvimento
selecionadas e as análises advindas destes resultados.
O primeiro indicador avaliado é o valor presente líquido (Figura 5.12), pois,
neste trabalho, foi utilizado este indicador para definir a viabilidade das estratégias.
Conforme esperado, este indicador é fortemente influenciado pelas condições
fiscais em todos os cenários de preços, visto que as regras estabelecidas determinam
como são apurados os resultados dos projetos de desenvolvimento.
103
Para todos os cenários de preços, o regime de concessão apresentou maior
VPL que o de partilha em ambas as condições contratuais.
Com relação aos resultados do regime de partilha, nota-se que houve uma
inversão no VPL entre as Condições 1 e 2, quando comparados os cenários de preço
de óleo alto e de referência. Isto aconteceu devido às Condições 2 preverem regras
mais progressivas que aquelas das Condições 1, ou seja, com a melhora do cenário
de preços, as Condições 2 propiciam que a União aumente os ganhos advindos das
receitas do projeto.
Figura 5.12 – VPL dos casos analisados
Para o Caso P1_PB, mesmo realizando as otimizações de posicionamento de
poços para a estratégia de desenvolvimento com melhores resultados (6P 3I), o VPL
desta é negativo (- 61 milhões US$). Sendo assim, se a empresa decidir sobre a
implantação do projeto nestas condições fiscais e considerando esse cenário como
o mais provável ou como sua referência, o projeto não seria implantado. Por este
motivo, os indicadores relativos a este caso, à exceção do BE, não serão
apresentados abaixo.
Em contrapartida, percebe-se que caso as condições contratuais do regime de
partilha sejam projetadas adequadamente (e.g. Condições 2) é possível viabilizar
um projeto de desenvolvimento mesmo em cenários de baixo preço de óleo (Caso
P2_PB). Portanto, a viabilidade do desenvolvimento de um campo em cenários de
104
preços de óleo baixo não depende necessariamente do regime fiscal (concessão ou
partilha), mas sim das condições contratuais estabelecidas entre o governo e a
empresa operadora.
Nota-se também que caso a empresa decidisse implantar o projeto nas
Condições 1 considerando como base o cenário de preços de óleo alto e/ou
referência, e posteriormente ocorresse o cenário de preço de óleo baixo o VPL
obtido com o projeto seria negativo. Já sob as Condições 2 o VPL da empresa
continuaria sendo positivo. Sendo assim, uma vez decidindo-se investir no projeto,
mesmo que o preço do óleo se comporte no futuro diferentemente do que foi
inicialmente previsto, a utilização das Condições 2 reduzem os riscos de VPL
negativo do investimento, podendo assim apresentar benefícios à empresa (redução
de riscos) e ao governo (incentivo aos investimentos). Além disso, caso a empresa
analise os três cenários de preços para tomada de decisão sobre o investimento, a
menor dispersão do VPL para as Condições 2 em relação às Condições 1 corrobora
o menor risco implícito nas Condições 2.
É importante ressaltar que, os VPLs apresentados na Figura 5.12 não
correspondem exatamente àqueles apresentados nas Figuras 5.2, 5.3 e 5.4. Pois,
conforme descrito na metodologia, na etapa de definição do número de poços de
cada estratégia, todos os poços são abertos no mesmo momento e suas locações
ainda não estão otimizadas. Sendo assim, é esperado que os resultados sejam
diferentes.
O segundo indicador analisado é o número de poços de cada estratégia
selecionada, conforme apresentado na Tabela 5.2.
NÚM. TOTAL DE
POÇOS
Preço de Óleo
Alto
Preço de Óleo de
Referência
Preço de Óleo
Baixo
Concessão 13 12 12
Partilha - Condições 1 13 12 -
Partilha - Condições 2 13 12 12
Tabela 5.2 - Número de poços das estratégias de desenvolvimento selecionadas
Para este projeto, conforme pode ser observado acima, as diferentes
condições fiscais não alteraram a decisão sobre o número de poços ótimo a ser
adotado em cada cenário de preço distinto.
105
A produção acumulada equivalente de óleo é o terceiro indicador analisado.
Segue a Tabela 5.3 com os resultados consolidados.
PRODUÇÃO
ACUMULADA EQ.
Preço de Óleo
Alto
Preço de Óleo de
Referência
Preço de Óleo
Baixo
Concessão 403 400 400
Partilha - Condições 1 403 400 -
Partilha - Condições 2 403 400 394
Tabela 5.3 - Produção acumulada equivalente (MM boe) das estratégias de
desenvolvimento selecionadas
No cenário de preço de óleo alto, nota-se que a produção acumulada é a
mesma para os três conjuntos de condições fiscais, tendo em vista que a concepção
(8P 5I) e o tempo de produção até o abandono (28 anos) dos três casos são iguais.
O mesmo ocorre no cenário de preço de óleo de referência, mesma concepção (7P
5I) e mesmo tempo de produção (28 anos) resultam numa mesma recuperação. Para
o cenário de preço baixo de óleo, as recuperações dos casos de concessão e partilha,
conjunto de condições 2, são semelhantes. A única diferença entre as duas é que na
partilha, o abandono acontece dois anos mais cedo (26 anos de produção) devido
ao critério de abandono de máximo VPL, reduzindo consequentemente a
recuperação. Já para o caso com regime de partilha, conjunto de condições 1, não
há projeto viável, o que resulta em não haver volume recuperável para a jazida.
A Figura 5.13 apresenta o Índice de Lucratividade (%) dos casos analisados.
Pode-se observar o elevado impacto na lucratividade dos diferentes conjuntos de
regras fiscais em qualquer cenário de preço analisado.
106
Figura 5.13 – IL (%) dos casos analisados
A Figura 5.14 apresenta a TIR (%) dos casos analisados. A rentabilidade dos
casos com as condições fiscais da partilha é menor que os casos que consideram o
regime de concessão. Como todos os casos apresentados na Figura 5.14 possuem
VPL positivo, obviamente a TIR é maior que a TMA adotada neste estudo,
conforme indicado.
Figura 5.14 – Taxa interna de retorno dos casos analisados
107
Na Figura 5.15 são apresentados os brents de equilíbrio das diferentes
estratégias concebidas (identificadas nas barras) para cada caso estudado. As
diferenças observadas entre os casos são resultado, basicamente, da configuração
da estratégia de desenvolvimento escolhida e das condições ficais estabelecidas
para a análise. Nota-se que, para todos os casos estudados, as condições fiscais do
regime de concessão tornam os projetos mais robustos (menores brents de
equilíbrio) que aquelas estabelecidas para o regime de partilha.
Além disso, observa-se que, comparando as regras fiscais estabelecidas no
regime de partilha, as Condições 2 tornam os projetos aproximadamente 9 US$/bbl
mais robustos em relação às Condições 1. Ou seja, considerando as Condições 2 no
regime de partilha os projetos seriam viáveis em cenários mais pessimistas de preço
de óleo. Este aspecto é importante pois reduz o risco do desenvolvimento para um
fator não gerenciável (preço do óleo).
Figura 5.15 – Brent de Equilíbrio das melhores estratégias para cada cenário de preço e
condição fiscal
A barra laranjada e pontilhada na Figura 5.15 apresenta o brent de equilíbrio
da estratégia (6P 3I), que se mostrou inviável neste estudo, para fins de comparação.
Nota-se que, apesar de possuir um brent de equilíbrio menor que os Casos P1_PR
e P1_PA, o indicador ainda está pouco robusto em relação às demais condições
fiscais analisadas.
108
Com relação aos indicadores do governo, as figuras 5.16 e 5.17 apresentam o
Government Take em receitas totais e percentuais, respectivamente. Percebe-se que
a parcela do governo é maior quando o projeto é desenvolvido no regime de
Partilha, à exceção do Caso P1_PB, onde a receita e o GT% não existiriam, visto
que o projeto não seria desenvolvido pela empresa. Do outro lado, para o cenário
de preço de óleo baixo, as Condições 2 da partilha também geraram receitas
governamentais maiores que aquelas do regime de concessão e viabilizam o
desenvolvimento do projeto no regime.
Figura 5.16 – Government Take (milhões US$) dos casos estudados
Na Figura 5.17 nota-se que o GT (%) aumenta na medida que o cenário de
preços fica mais pessimista, para o regime de Concessão e para a Partilha,
Condições 1. Esta é uma característica de regras fiscais regressivas. Já no regime
de Partilha, Condições 2, observa-se entre os cenários de preço alto e de referência
o comportamento oposto do GT%, denotando assim maior progressividade destas.
Quando se analisa o cenário de preço baixo, no entanto, o GT% volta a aumentar.
109
Figura 5.17 – Government Take (%) dos casos estudados
Por fim, é importante ressaltar que neste estudo foi considerada a hipótese
que a empresa poderá desenvolver a estratégia que apresentar os melhores retornos
(maior VPL) sob a sua ótica.
110
6 Conclusões e sugestões futuras
Este trabalho propôs identificar e analisar os impactos que as condições
fiscais vigentes para novos leilões no Brasil podem ter na escolha da estratégia de
desenvolvimento e na viabilidade de um campo petrolífero offshore. Para atingir
este objetivo, foi necessário o desenvolvimento do trabalho nas seções 2 e 3,
permitindo construir, no pesquisador, o conhecimento acerca de metodologias de
avaliação e seleção de estratégias de desenvolvimento por meio de indicadores
adequados e acerca dos efeitos que as diferentes condições fiscais, no contexto
brasileiro, podem ter na estratégia de desenvolvimento. Posteriormente, foi definida
e aplicada uma metodologia de avaliação e seleção de estratégias de
desenvolvimento e as condições fiscais específicas utilizadas no estudo de caso na
seção 4. Finalmente, foram identificados e analisados, para o estudo de caso
hipotético selecionado, os impactos que as condições fiscais tiveram na escolha e
na viabilidade da estratégia de desenvolvimento, a partir dos indicadores
selecionados, conforme seção 5.
As principais conclusões após a aplicação da metodologia proposta são
listadas no item 6.1; e, no item 6.2 são descritas sugestões para futuros estudos. É
importante destacar que as conclusões listadas no item 6.1 se aplicam para o campo
hipotético escolhido, metodologia, condições fiscais e cenários de preços
considerados neste trabalho.
6.1. Conclusões
Para todos os cenários de preços analisados, as condições fiscais não
influenciaram significativamente a definição da estratégia de
desenvolvimento no que tange a malha de drenagem do projeto, no
campo sintético analisado.
Em todos os cenários analisados, o regime de partilha obteve uma
parcela maior das participações governamentais do que o regime de
concessão. No entanto, caso a decisão de investimento seja tomada
considerando o preço de óleo baixo e condições contratuais mais
111
restritivas (Condições 1), as participações governamentais são nulas,
visto que o desenvolvimento do campo neste cenário é inviável.
A utilização de condições contratuais mais flexíveis, propostas pelo
autor (Condições 2), para o regime de partilha brasileiro viabilizou o
desenvolvimento do campo em condições mais pessimistas de preço de
óleo. Portanto, a viabilidade do desenvolvimento de um campo em
cenários de preços de óleo baixo não depende necessariamente do
regime fiscal (concessão ou partilha), mas sim das condições contratuais
estabelecidas entre o governo e a empresa operadora.
A possibilidade de ocorrência de um cenário de preço de óleo mais
pessimista que aquele(s) considerado(s) para a tomada de decisão de
investimento no projeto explicita que as condições contratuais mais
flexíveis permitem reduzir os riscos econômicos do desenvolvimento do
campo, em relação às condições similares àquelas de Libra, pois o VPL
é positivo no cenário de preço de óleo baixo, há uma menor dispersão
dos VPLs nos cenários de preços avaliados e o projeto apresenta menor
brent de equilíbrio com as condições propostas.
Ao aumentar o preço do óleo considerado (“preço de óleo de referência”
para “preço de óleo alto”) houve uma inversão do government take entre
as Condições 1 e 2 do regime de partilha de produção. Estes resultados
indicam que para preços mais elevados as participações governamentais
totais e percentuais do conjunto de Condições 1 são menores que aquelas
do conjunto de Condições 2. Portanto, é importante que as condições
fiscais sejam bem projetadas para que a União possa se apropriar de uma
parcela maior das receitas em cenários de maior rentabilidade dos
projetos (princípio da progressividade).
6.2. Sugestões para estudos futuros
Analisar as condições fiscais propostas pelo autor (Condições 2) e
variações destas, comparando-as com o regime de concessão, para
campos com grandes patamares de produção.
112
Realizar análise de incertezas de reservatórios para selecionar as
estratégias de desenvolvimento.
Realizar análises de risco de preço e custo para as diferentes condições
fiscais propostas.
Estudar outras possibilidades de condições fiscais, mais flexíveis e
progressivas que aquelas propostas pelo autor, tentando se aproximar
da Concessão em relação à robustez (mesmo brent de equilíbrio) no
desenvolvimento dos projetos.
Estudar estratégias de otimização do cronograma de implantação dos
projetos para otimizar a recuperação de custos no regime de partilha.
113
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