Federal University of Rio de Janeiro - ANÁLISE ECONÔMICA...
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i ANÁLISE ECONÔMICA DE PROJETOS DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS: UM ESTUDO DE CASO NA BACIA DE CAMPOS Danilo Sampaio Castanha Projeto de Graduação apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro de Petróleo. Orientador: Regis da Rocha Motta, Ph.D. Rio de Janeiro 2020
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ANÁLISE ECONÔMICA DE PROJETOS DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE
ÓLEO E GÁS: UM ESTUDO DE CASO NA BACIA DE CAMPOS
Danilo Sampaio Castanha
Projeto de Graduação apresentado ao curso
de Engenharia de Petróleo da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio de
Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de
Engenheiro de Petróleo.
Orientador: Regis da Rocha Motta, Ph.D.
Rio de Janeiro
2020
iii
Castanha, Danilo Sampaio
Análise Econômica de Projetos de Exploração e Produção
de Óleo e Gás: Um Estudo de Caso na Bacia de Campos/
Danilo Sampaio Castanha. – Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola
Politécnica, 2020.
XII, 72 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Regis da Rocha Motta
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / Curso
de Engenharia de Petróleo, 2020.
Referências Bibliográficas: p.57-60.
1. Análise Econômica 2. Petróleo 3. Viabilidade 4. Bacia
de Campos
I. Motta, Regis da Rocha. II. Universidade Federal do Rio
de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia de
Petróleo. III. Análise Econômica de Projetos de Exploração
e Produção de Óleo e Gás: Um Estudo de Caso na Bacia
de Campos
iv
AGRADECIMENTOS
Dedico a realização deste trabalho aos meus familiares que sempre me apoiaram nesta
jornada, em especial aos meus pais e ao meu irmão. Sem este apoio, companheirismo e amor
incondicional nada disso seria possível.
Agradeço aos meus amigos e a todos que passaram em minha vida nesse tempo de
faculdade. Ao lado de vocês vivi momentos que levarei pra sempre comigo.
Também agradeço ao orientador Regis Motta por toda ajuda na orientação deste trabalho e
por todas as conversas que tivemos nesse tempo.
Por fim, um agradecimento a todos os professores e profissionais que transmitiram seus
conhecimentos a mim durante a graduação.
v
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica da UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Petróleo.
Análise Econômica de Projetos de Exploração e Produção de Óleo e Gás: Um Estudo de
Caso na Bacia de Campos
Danilo Sampaio Castanha
Fevereiro/2020
Orientador: Regis da Rocha Motta
Curso: Engenharia de Petróleo
O petróleo ainda é a principal fonte de energia em todo o mundo. O antigo conceito de sua
escassez foi substituído pela percepção de abundância, após o sucesso da produção de óleo
e gás de reservatórios não convencionais nos EUA e após importantes descobertas em águas
ultra-profundas, como o pré-sal brasileiro. A mudança deste novo cenário afetou não somente
os lucros das empresas, mas também a economia de diversos países, levando governos a
repensar sua posição e reguladoras a ajustar as regras para apoiar as atividades upstream.
É de suma importância o conhecimento e clareza sobre as relações entre as flutuações dos
preços do petróleo e a dinâmica do mercado mundial. Nesse contexto, está inserido o tema
de viabilidade econômica de um projeto de exploração e produção de óleo e gás, finalidade
deste trabalho. A metodologia aplicada nesta pesquisa foi modelada e desenvolvida no
software Microsoft Excel, com intuito de implementar os procedimentos e cálculos de
avaliação econômica em um cenário hipotético na Bacia de Campos, evidenciando como
resultado principal que este projeto de E&P é viável economicamente.
Palavras-chave: Análise Econômica; Petróleo; Viabilidade; Bacia de Campos
vi
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Engineer.
Economic Analisys of Oil and Gas Exploration and Production Projects: A Case Study in
Campos Basin
Danilo Sampaio Castanha
February/2020
Advisor: Regis da Rocha Motta
Course: Petroleum Engineering
Petroleum is still the main source of energy worldwide. The old concept of its scarcity was
replaced by the perception of abundance, after the success of oil and gas production of
unconventional reservoirs in the USA and after important discoveries in ultra-deep waters,
such as the Brazilian pre-salt. The change in this new scenario affected not only corporate
profits, but also the economy of several countries, prompting governments to rethink their
position and regulators to adjust the rules to support upstream activities. Knowledge and clarity
about the relationship between oil price fluctuations and the dynamics of the world market it is
of utmost. In this context, the matter of economic feasibility of an exploration and production
project of oil and gas, the purposed of this work, is inserted. The methodology applied in this
research was modeled and developed in Microsoft Excel software, in order to implement the
procedures and calculations of economic evaluation in a hypothetical scenario in the Campos
Basin - Brazil, showing as the main result that this E&P project is economically feasible.
Keywords: Economic Analysis; Oil; Feasibility; Campos Basin
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Mapa de localização da Bacia de Campos (Fonte: ANP - 13ª Rodada de Licitação)
(3, 9) ...................................................................................................................................... 5
Figura 2. Carta Estratigráfica da Bacia de Campos (Fonte: Winter et al., 2007) ..................... 7
Figura 3. Inputs utilizados no projeto de E&P (Fonte: Elaboração Própria) .......................... 27
Figura 4. Tempo de gastos e depreciação (Fonte: Elaboração Própria) .............................. 29
Figura 5. Fluxo de Caixa do CAPEX (Fonte: Elaboração Própria) ....................................... 31
Figura 6. Depreciação do CAPEX (Fonte: Elaboração Própria) ........................................... 32
Figura 7. Fluxo de Caixa do OPEX e ABEX (Fonte: Elaboração Própria) ............................ 34
Figura 8. Gastos com Participação Especial (Fonte: Elaboração Própria) ........................... 36
Figura 9. Gastos com PIS (Fonte: Elaboração Própria) ....................................................... 37
Figura 10. Gastos com COFINS (Fonte: Elaboração Própria) .............................................. 38
Figura 11. Gastos com IR (Fonte: Elaboração Própria) ........................................................ 39
Figura 12. Gastos com CSLL (Fonte: Elaboração Própria) .................................................. 40
Figura 13. Produção de óleo ao longo dos 25 anos do projeto (Fonte: Elaboração Própria) 41
Figura 14. Produção de Gás prevista no tempo do projeto (Fonte: Elaboração Própria) ...... 42
Figura 15. Fluxos de Caixa do Projeto (Fonte: Elaboração Própria) ..................................... 45
viii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1. Alteração da Participação Governamental na Lei do Petróleo a partir de 1997(31)
............................................................................................................................................ 18
Tabela 2. Inputs utilizados no projeto de E&P (Fonte: Elaboração Própria) ......................... 27
Tabela 3. Critérios de Viabilidade Econômica (Fonte: Elaboração Própria) ......................... 50
Tabela 4. VPL e TIR de acordo com o Preço do Barril (Fonte: Elaboração Própria) ............ 51
Tabela 5. Payback Simples e Payback Descontado indicados (Fonte: Elaboração Própria) 52
ix
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1. Evolução do preço do barril (Brent), em dólares, ao longo dos anos. (Fonte: Ilumina)
............................................................................................................................................ 28
Gráfico 2. Curva de produção de óleo para o campo da Bacias de Campos (Fonte: Elaboração
Própria) ................................................................................................................................ 42
Gráfico 3. Fluxo de Caixa Anual (Fonte: Elaboração Própria) .............................................. 46
Gráfico 4. Fluxo de Caixa Acumulado (Fonte: Elaboração Própria) ..................................... 46
Gráfico 5. Fluxo de Caixa Descontado Anual (Fonte: Elaboração Própria) .......................... 47
Gráfico 6. Fluxo de Caixa Descontado Acumulado (Fonte: Elaboração Própria) .................. 47
Gráfico 7. Comparação entre o FC e o FCD Anuais e Acumulados (Fonte: Elaboração Própria)
............................................................................................................................................ 48
Gráfico 8. Sensibilidade do VPL ao Preço do Barril (Fonte: Elaboração Própria) ................. 53
Gráfico 9. Sensibilidade da TIR ao Preço do Barril (Fonte: Elaboração Própria) .................. 54
Gráfico 10. Sensibilidade do VPL aos Royalties (Fonte: Elaboração Própria) ...................... 54
Gráfico 11. Sensibilidade da TIR aos Royalties (Fonte: Elaboração Própria) ....................... 55
x
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABEX Abandonment Expenditures
ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
CAPEX Capital Expenditures
CNP Conselho Nacional do Petróleo
CNPE Conselho Nacional de Pesquisa Energética
COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social
COT Carbono Orgânico Total
CSLL
EVTE
Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica
E&P Exploração e Produção
FC Fluxo de Caixa
FCD Fluxo de Caixa Descontado
IBP Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
IR Imposto de Renda
OC Oil Company
OPEX Operational Expenditures
Petrobras Petróleo Brasileiro S.A.
PIS Programa de Integração Social
PPSA Pré-Sal Petróleo S.A.
TIR Taxa Interna de Retorno
TMA Taxa Mínima de Atratividade
VPL Valor Presente Líquido
xi
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................... vii
LISTA DE TABELAS .......................................................................................................... viii
LISTA DE GRÁFICOS .......................................................................................................... ix
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ................................................................................ x
1. INTRODUÇÃO .................................................................................................................. 1
1.1. Motivação .................................................................................................................... 2
1.2. Objetivo ....................................................................................................................... 3
1.3. Estrutura do Trabalho .................................................................................................. 3
2. BACIA DE CAMPOS ......................................................................................................... 5
2.1. Localização ................................................................................................................. 5
2.2. Características Gerais ................................................................................................. 6
2.3. Tectonia e Sedimentação ............................................................................................ 6
2.3.1 Rifte ....................................................................................................................... 7
2.3.2. Pós-Rifte ............................................................................................................... 8
2.3.3. Drifte ..................................................................................................................... 9
2.4. Sistemas Petrolíferos ................................................................................................ 10
2.4.1. Geração e Migração ........................................................................................... 10
2.4.2. Rochas Reservatório .......................................................................................... 11
2.4.3. Rochas Selantes ................................................................................................. 11
2.4.4. Trapas ................................................................................................................ 11
2.5. Histórico Exploratório ................................................................................................ 12
3. LEI DO PETRÓLEO E RODADAS DE LICITAÇÕES ...................................................... 16
3.1. A Lei do Petróleo ....................................................................................................... 16
3.1.1. Regime de Concessão ........................................................................................ 18
3.1.2. Regime de Partilha ............................................................................................. 21
3.1.3. Cessão Onerosa ................................................................................................. 22
3.2. Rodadas de Licitações .............................................................................................. 24
4. MÉTODO ......................................................................................................................... 26
4.1. Inputs do projeto........................................................................................................ 26
4.1.1. Preço do Barril .................................................................................................... 27
4.1.2. Taxa Mínima de Atratividade .............................................................................. 29
4.1.3. CAPEX ............................................................................................................... 29
4.1.4. OPEX.................................................................................................................. 32
xii
4.1.5. Royalties ............................................................................................................. 35
4.1.6. Bônus de Assinatura ........................................................................................... 35
4.1.7. Tributos ............................................................................................................... 35
4.2. Curva de Produção ................................................................................................... 40
4.2.1. Óleo .................................................................................................................... 40
4.2.2. Gás ..................................................................................................................... 42
5. VIABILIDADE ECONÔMICA ........................................................................................... 43
5.1. Fluxo de Caixa .......................................................................................................... 43
5.2. Valor Presente Líquido (VPL) .................................................................................... 48
5.3. Taxa Interna de Retorno (TIR)................................................................................... 49
5.4. Payback .................................................................................................................... 50
5.5. Resultados ................................................................................................................ 50
5.6. Análises de Sensibilidade .......................................................................................... 53
6. CONCLUSÃO .................................................................................................................. 56
REFERÊNCIAS ................................................................................................................... 57
1
1. INTRODUÇÃO
O petróleo ainda é a principal fonte de energia para o transporte e o gás natural para o
aquecimento em todo o mundo, além da geração termoelétrica, petroquímica e a indústria de
fertilizantes, entre tantas outras. Apesar de todas as iniciativas relacionadas às mudanças
climáticas, os combustíveis fósseis ainda serão essenciais nas próximas décadas(1).
Após a 1ª Guerra Mundial, o desenvolvimento industrial intensificado pelas fontes fósseis
tornou-se muito importante. Nesse contexto, foi criado em âmbito nacional, em 1938, o
Conselho Nacional do Petróleo, sendo as primeiras diretrizes/regulações para as atividades
de exploração e produção no Brasil(2).
Com a criação da Petrobras, em 1953, há um monopólio da estatal nas atividades de
Exploração e Produção (E&P) no país. Assim, houve descobertas de hidrocarbonetos na
Bacia do Recôncavo Baiano e Sergipe-Alagoas, ambas onshore, confirmando o potencial
produtivo brasileiro (2). Em 1968, foi descoberto o Campo de Guaricema, na Bacia de Sergipe-
Alagoas, sendo considerado o primeiro campo offshore do país. Antes dessa descoberta,
foram adquiridos dados sísmicos ao longo da costa brasileira, além de poços perfurados(3).
Nas últimas décadas, a busca pelo petróleo gerou avanços tecnológicos nas atividades de
exploração, desenvolvimento e produção. Para que todo esse avanço seja possível, as
operadoras e fornecedores de equipamentos e serviços offshore têm aplicado esforços
substanciais em pesquisa e desenvolvimento a fim de viabilizar a extração de petróleo e gás
natural em águas profundas e ultraprofundas, além de diminuir os custos operacionais das
atividades de E&P(4).
No segmento de E&P, a construção de valor envolve a descoberta e a transformação de
potenciais petrolíferos na efetiva produção comercial de volumes de óleo e de gás,
viabilizando a geração de resultado econômico para continuidade e ampliação do ciclo de
2
acumulação e geração de riqueza. De natureza extrativista, o segmento de E&P está
diretamente associado a descobrir potencial petrolífero e consequentemente incorporar
reservas de petróleo, desenvolver a produção de reservas de petróleo e produzir e
comercializar óleo e gás(5).
A transição para este novo cenário afetou não somente os lucros das empresas, mas também
a economia de diversos países, levando governos a reconsiderar sua posição e reguladores
a ajustar as regras para apoiar as atividade na cadeia upstream(1).
Então, todo o contexto em que o tema econômico sobre a E&P de óleo e gás é de suma
importância, desde a atenção à volatidade dos preços em questão, principalmente do preço
do barril de óleo, até os tributos provenientes da localidade em que o projeto está sendo
realizado. Assim, pode-se ter projeções realistas de qual será o resultado econômico final da
atividade de E&P em questão, bem como todos seus desdobramentos, ou seja, ganhos e
dispêndios.
1.1. Motivação
A análise de viabilidade econômica de projetos de Exploração e Produção de óleo e gás,
muitas vezes, é abordada de forma complexa, devido a inúmeras variáveis envolvidas.
Diversas variáveis operacionais estão presentes neste contexto, então a metodologia
proposta visa analisar, de forma prática, as implicações decorrentes acerca do tema.
Não menos importante que a análise econômica, o trabalho também visa introduzir o leitor a
Bacia de Campos, para que ele se familiarize com o tema e o cenário propostos no projeto.
Então, as questões que motivaram a realização deste trabalho se pautam em tornar esta
análise clara e acessível a todos.
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1.2. Objetivo
O objetivo do presente trabalho é analisar a viabilidade econômica de um projeto de
Exploração e Produção (E&P) de óleo e gás em um cenário na Bacia de Campos.
Para esta análise será realizado um Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE), com
a consequente busca por respostas quanto a alguns indicadores econômicos: 1) Fluxo de
Caixa; 2) Valor Presente líquido (VPL); 3) Taxa Interna de Retorno (TIR), 4) Payback. Além
disso, este trabalho também busca realizar análises de sensibilidade de certas variáveis
importantes no EVTE, tornando-se possível encontrar os valores críticos envolvidos.
Assim, o trabalho será capaz de proporcionar um aprendizado sobre as diretrizes
pertencentes a um projeto de E&P, com diferentes variáveis sendo inseridas no software
Microsoft Excel e sendo preponderantes nos resultados finais.
1.3. Estrutura do Trabalho
O presente trabalho está estruturado em seis capítulos no qual esta introdução corresponde
ao primeiro, apresentando o tema abordado, a motivação e objetivo a respeito do projeto
proposto.
No capítulo dois dar-se-á alguns conceitos importantes sobre a Bacia de Campos, como suas
características gerais e geológicas como a evolução tectonicoestratigráfica, o sistema
petrolífero e seu histórico exploratório. Assim, uma base teórica sobre a bacia em questão é
demonstrada para introduzirmos o cenário em que a análise de viabilidade econômica será
realizada.
4
No capítulo três são demonstrados conceitos sobre as leis que moldam os projetos de E&P
de óleo e gás em âmbito nacional.
No capítulo quatro será apresentado um modelo que contempla a análise econômica em um
cenário de um projeto de E&P na Bacia de Campos, determinando valores realistas de
parâmetros que moldam esses projetos, para modelagem e simulação do estudo de caso.
O capítulo cinco apresenta os resultados da modelagem proposta. Foram usados indicadores
econômicos para analisar economicamente a viabilidade do projeto, bem como suas
implicações, afetando diretamente tanto o investidor como a parte governamental.
No capítulo seis serão apresentadas as conclusões do projeto, além de sua importância em
responder a análise proposta.
5
2. BACIA DE CAMPOS
2.1. Localização
A Bacia de Campos está localizada em águas territoriais dos estados do Rio de Janeiro e do
Espírito Santo e ocupa uma área com cerca de 115.800 km², dos quais apenas cerca de 500
km² são emerso, sendo limitada ao norte pelo Alto de Vitória, que a separa da Bacia do
Espírito Santo, e ao sul pelo Alto de Cabo Frio, que a separa da Bacia de Santos (Figura 1)
(6, 7).
Sua origem está relacionada à ruptura do Supercontinente Gondwana, iniciada a partir do
Cretáceo Inferior(8).
Figura 1. Mapa de localização da Bacia de Campos (Fonte: ANP - 13ª Rodada de
Licitação) (3, 9)
6
2.2. Características Gerais
A evolução geológica da Bacia de Campos está relacionada ao rifteamento Mesozóico que
separou a África da América do Sul. O modelo geodinâmico tradicional de separação dos
continentes africano e sulamericano no Mesozóico, considera a evolução de riftes
independentes localizados nas regiões equatorial e leste do Gondwana(10).
A principal fase de rifteamento, que gerou as bacias da margem Leste brasileira ocorreu no
Eocretáceo, no segmento entre as bacias de Santos e Sergipe/Alagoas no Brasil. A sucessão
sedimentar flúvio/lacustre e evaporítica que sucedeu à sucessão rifte ficou restrita ao sul e ao
norte, aproximadamente, pelos lineamentos de Florianópolis e de Maceió (10).
Segundo Dias e colaboradores (11), nas estruturas da fase rifte observa-se um paralelismo
entre as falhas da bacia e os principais alinhamentos do embasamento adjacente, com
direção Nordeste. A seção rifte apresenta um padrão tectônico de horsts, grabens e half-
grabens alongados na direção NE e limitados por falhas sintéticas e antitéticas.
2.3. Tectonia e Sedimentação
A Bacia de Campos apresenta dois estilos tectônicos distintos: tectônica diastrófica, que afeta
os sedimentos da fase rifte, e tectônica adiastrófica, relacionada à halocinese, que atua sobre
os sedimentos da fase transicional e fase drifte(12).
Diversos autores abordaram a história evolutiva da Bacia de Campos, destacando-se o
trabalho de Winter e colaboradores(7), que corresponde à carta estratigráfica mais recente da
bacia (Figura 2). Estes autores dividem a evolução tectônica e estratigráfica da Bacia de
Campos em três Supersequências: Rifte, Pós-Rifte e Drifte (12-15).
7
Figura 2. Carta Estratigráfica da Bacia de Campos (Fonte: Winter et al., 2007)
2.3.1 Rifte
Esta sequência constitui o assoalho do preenchimento sedimentar da Bacia de Campos e é
considerada o embasamento econômico da bacia. A continuação do processo de rifteamento
produziu um sistema de grabens e horsts alongados na direção Sudoeste-Nordeste,
coincidentes com as direções de lineamentos do embasamento. Ao longo desses rift valleys,
8
formados do Barremiano ao Aptiano, desenvolveu-se uma sedimentação lacustre, que
compreende o Grupo Lagoa Feia(7).
Segundo Winter e colaboradores, o Grupo Lagoa Feia ocorre discordantemente sobre a
Formação Cabiúnas e possui alta diversidade litológica. Nesse Grupo estão incluídas as
formações Atafona (arenitos, siltitos e folhelhos depositados em ambiente alcalino) e
Coqueiros (depósitos bioclásticos compostos predominantemente por bivalves, intercalados
com folhelhos e carbonatos lacustres), lateralmente associadas aos sedimentos continentais
da Formação Itabapoana (conglomerados, siltitos e folhelhos avermelhados proximais de
borda de bacia e de borda de falha)(7).
2.3.2. Pós-Rifte
Essa supersequência corresponde à seção sedimentar disposta discordantemente sobre a
supersequência rifte, que foi depositada no Aptiano em ambiente tectonicamente brando,
constituída por sedimentos siliciclásticos, carbonáticos e evaporíticos, pertencentes à porção
superior do Grupo Lagoa Feia(7).
A sedimentação siliciclástica ocorreu nas porções proximais da bacia, com deposição de
conglomerados e arenitos, correspondente à Formação Itabapoana. A porção superior desse
intervalo tem um padrão retrogradacional, correspondente às formações Gargaú
(predominantemente rochas pelíticas, tais como folhelhos, siltitos e margas, intercalados por
arenitos) e Macabu (rochas carbonáticas interpretadas como estromatolitos e laminitos
microbiais depositados em ambiente raso). O final dessa supersequência é marcado pela
deposição dos sedimentos evaporíticos da Formação Retiro(7).
9
2.3.3. Drifte
A Supersequência Drifte compreende os sedimentos formados em um ambiente marinho
transgressivo a partir do Mesocretáceo (Turoniano– Coniaciano), sob um regime de
subsidência térmica associado ao tectonismo gravitacional. A transgressão resultou na
deposição de uma espessa cunha de sedimentos siliciclásticos e carbonáticos de plataforma
rasa, que deram lugar a calcilutitos, margas e folhelhos de ambiente marinho cada vez mais
profundo(7).
Também podendo ser denominada de sequência marinha, a Supersequência Drifte iniciou-se
após o término do evento de rifteamento e a abertura efetiva do Oceano Atlântico Sul, com a
formação de uma rampa carbonática-clástica, sob clima quente e seco. Esta sedimentação
iniciou-se durante o Albiano, acompanhando uma elevação eustática do nível do mar, e é
representada pelos bancos de calcarenitos de água rasa e de alta energia da Formação
Quissamã do Grupo Macaé (Eo-Albiano), que gradam no topo da sequência para calcilutitos,
margas e folhelhos da Formação Outeiro (Neo-Albiano/Turoniano)(7).
Concomitantemente à deposição destas duas unidades, foram depositados em áreas mais
proximais os sedimentos da Formação Goitacás (conglomerados polimíticos e arenitos que,
em águas mais profundas, gradam para folhelhos e margas ricos em foraminíferos
planctônicos, cocolitos e radiolários). Os sedimentos pelágicos dessa sequência foram
depositados em resposta a uma progressiva subida relativa do nível do mar que resultou no
afogamento da plataforma rasa(7). Depósitos turbidíticos da Formação Namorado foram
acumulados em baixos gerados e controlados pela tectônica salífera albiana(7).
Durante o Albiano o sal depositado no Aptiano começou a se movimentar (halocinese) em
resposta ao basculamento progressivo da bacia para leste devido à subsidência térmica e à
sobrecarga de sedimentos(11).
10
No Neopaleoceno se instalou na bacia uma configuração marinha regressiva, que permanece
até os dias atuais. Esta configuração se caracteriza pelo conjunto de sedimentos clásticos
progradantes pertencentes ao Grupo Campos. Winter e colaboradores subdividiram o Grupo
Campos em três formações. A formação mais proximal, caracterizada por arenitos e
carbonatos (calcarenitos e calcirruditos) plataformais, é a Formação Emborê, composta pelo
Membro São Tomé (arenitos depositados em ambiente nerítico raso, em sistemas do tipo
fandelta), e pelo Membro Grussaí (carbonatos de bioclastos predominantemente de algas
vermelhas). As formações Ubatuba e Carapebus são constituídas de folhelhos, com arenitos
depositados por fluxos turbidíticos. Grandes sistemas turbidíticos estão presentes nesta
megassequência e constituem importantes reservatórios de petróleo(7, 8, 16, 17).
2.4. Sistemas Petrolíferos
2.4.1. Geração e Migração
Os folhelhos dos andares locais Buracia e Jiquiá (Barremiano/Aptiano), provenientes do
Grupo Lagoa Feia, são considerados a principal rocha geradora da Bacia de Campos. Foram
depositados na fase rifte, além de serem depositadas na fase rifte, em ambientes lacustres.
Segundo Guardado(11), apresentam geoquímica característica de Querogênio tipo I, com teor
de carbono orgânico total (COT) variando entre 2 e 6%(11, 18).
Por meio das janelas de sal, onde não há evaporitos da Formação Retiro, ocorre a principal
migração da bacia. O óleo da fase rifte é levado através das falhas lístricas até os
reservatórios da fase drifte(19).
11
2.4.2. Rochas Reservatório
Há muitas rochas reservatórios na Bacia de Campos, em diferentes níveis estratigráficos. Na
Formação Cabiúnas ocorrem basaltos fraturados do Neocomiano e na Formação Coqueiros
ocorrem coquinhas do Aptiano. Os dois casos ocorrem na fase rifte e são responsáveis pela
produção em alguns campos da bacia(19).
Os reservatórios carbonáticos do andar Alagoas, do Aptiano, são grandes produtores na Bacia
de Santos. São denominados pré-sal e ocorrem na fase Pós-Rifte.
Os turbiditos do Cretáceo Superior e Paleógeno são os principais produtores da Bacia de
Campos. No Turoniano, Paleoceno-Eoceno e Oligo-Miocênico esses arenitos turbidíticos
produzem, respectivamente, nos campos de Roncador e Jubarte, Barracuda e Marlim Sul,
Marlim e Albacora. Todos ocorrem na fase drifte(19).
2.4.3. Rochas Selantes
Os principais selos para a Bacia de Campos são os folhelhos da Formação Coqueiros
(Jiquiá/Aptiano), o sal da Formação Retiro (Aptiano), os carbonatos de baixa energia das
Formações Outeiro e Imbetiba (Albo-Cenomaniano) e os folhelhos de baixa energia da
Formação Ubatuba (Turoniano- Recente)(19).
2.4.4. Trapas
As trapas esperadas são do tipo estrutural, estratigráfica e mista, relacionadas à tectônica
distensiva e à halocinese. Na fase rifte, altos de embasamento são importantes tanto para o
12
contato lateral dos folhelhos geradores com os basaltos fraturados como para o
desenvolvimento de coquinas propiciando melhores condições de reservatório, além da
focalização da migração de hidrocarbonetos(19).
Na fase drifte, para os arenitos turbidíticos, espera-se falhas lístricas com roll-over, estruturas
quaquaversais formadas pela movimentação de diápiros de sal, truncamentos contra o flanco
de diápiros de sal e pinch-out estratigráfico, compartimentadas ou não por falhas(19).
2.5. Histórico Exploratório
A exploração de petróleo na Bacia de Campos teve início no final da década de 1950, quando
foi iniciada pela Petrobras uma campanha para aquisição de dados sísmicos bidimensionais
em águas rasas da Bacia de Campos (20).
As descobertas na Bacia de Campos foram acompanhadas, a partir da segunda metade da
década de 1970, das primeiras experimentações tecnológicas em equipamentos e sistemas
de produção de petróleo, que viabilizaram o aproveitamento de jazidas situadas a longas
distâncias do litoral, dando início ao processo de inovações em sistemas de produção
marítima de petróleo no Brasil(21).
No início da década 1970 iniciou-se uma campanha de perfuração de poços, até que em 1974
foi descoberto o campo de Garoupa em carbonatos do Albiano pelo poço 1-RJS-9A-RJ. Após
essa descoberta, ainda na década de 1970 diversos campos foram descobertos nas águas
rasas da Bacia de Campos em diferentes plays exploratórios, como exemplo os campos de
Badejo em coquinas do Aptiano inferior (fase rifte), Enchova em arenitos do Eoceno e o
primeiro campo gigante do Brasil que foi o campo de Namorado descoberto em turbiditos do
Cenomaniano (20).
13
Em 1968, ano da primeira descoberta de petróleo nas costas marítimas do Nordeste, a
Petrobras iniciou levantamentos geológicos, sísmicos e gravimétricos na Bacia de Campos,
no estado do Rio de Janeiro, onde foi realizado a perfuração do primeiro poço em 1971, com
uma plataforma jack-up, em lâmina d’aguas de 49 metros. As perfurações prosseguiram nos
anos seguintes, a profundidades pouco superiores a 60 metros(21).
Em 1973, houve o primeiro choque mundial do petróleo com o aumento de preços
internacionais do produto e com a descoberta de petróleo em quantidades comerciais na bacia
de Campos. A região passou, então, a receber investimentos para o desenvolvimento de
tecnologia e infraestrutura para a exploração petrolífera, que à época fazia parte dos
chamados “Grandes Projetos de Investimentos”, projetos de importância estratégica e
magnitude econômico-financeira, sob a diretriz de transformar o Brasil em potência emergente
no final do século XX(21).
Em 1974, a Petrobras chegou à região, elegendo a cidade de Macaé como base de operações
das atividades de prospecção e produção do petróleo e gás natural, inaugurando um novo
ciclo econômico regional. Seguindo esse objetivo a qualquer custo, as decisões em torno do
empreendimento eram definidas em função dos chamados “interesses nacionais”, sem levar
em conta os impactos que seriam causados (22, 23).
Um marco na produção brasileira de petróleo foi a instalação, em 1977, do primeiro Sistema
Antecipado de Produção no Campo de Enchova, pelo qual o poço 3 EN-1-RJS apresentou
uma vazão média de 11.000 bbl/dia de óleo de 27º API em dezembro de 1977. Naquele ano,
as reservas de petróleo no país já superavam os 2 bilhões de barris de óleo-equivalente,
enquanto a produção média do ano permanecia nos 160 mil bbl/dia(21).
No início dos anos 80, já se acumulara um enorme acervo de dados geológicos e geofísicos
da Bacia de Campos, levando à consolidação de um modelo geológico integrado que deu
notável suporte ao bem-sucedido processo exploratório lá empreendido. Entre as principais
descobertas desse período estão os campos de Carapeba, com reserva de 180 milhões de
14
barris de óleo em turbiditos do Cretáceo Superior e o Campo de Vermelho em turbiditos
eocênicos, com reserva de 120 milhões de barris de óleo(21).
Em março de 1984, o poço 1-RJS-284 foi perfurado numa área com profundidade de água de
383 m e descobriu o Campo de Marimbá, uma acumulação que se estende até a cota
batimétrica de 600 m. Para a classificação batimétrica vigente, esta pode ser considerada um
marco fundamental no desenvolvimento dos campos de águas profundas no Brasil.
Na década de 1990, a exploração na Bacia de Campos foi marcada pela continuação das
descobertas em arenitos turbidíticos e o investimento em tecnologia na perfuração de poços
em águas ainda mais profundas. Como exemplo deste sucesso, podemos citar as
acumulações descobertas pelos poços 1-RJS-0460-RJ, descobridor de Marlim Sul e 1-RJS-
0436A-RJ, perfurado em cota batimétrica de 1.853 m de profundidade, constituiindo um
recorde mundial àquela época e descobridor do campo gigante de Roncador em arenitos do
Maastrichtiano com aproximadamente 9 bilhões de barris de óleo in place (19, 24)
A Petrobras, após a promulgação da Lei 9.478/97, em 06/08/1997, passou a explorar petróleo
somente em concessões autorizadas pelo Governo Federal. Em uma primeira etapa, em
1998, foram assinados 115 Contratos de Concessão de blocos exploratórios em diversas
bacias sedimentares brasileiras, com duração prevista de três anos. Conforme preconizado
em Lei, os blocos foram concedidos naquelas áreas, onde a Petrobras já havia efetuado
investimentos e identificado oportunidades exploratórias. Nesse período, a exploração na
Bacia de Campos alcançava as águas ultra profundas. O novo contexto tectonosedimentar
até então desconhecido traria imensas dificuldades à exploração, e a aplicação dos mesmos
modelos geológicos até então testados e responsáveis por elevados índices de sucesso
passaram a não responder a contento(21, 24)
O pico anual de produção da Bacia de Campos ocorreu em 2011 com 103,18 milhões de
barris de óleo, incluindo poços da área de pré-sal da bacia. Entretanto, chama a atenção o
fato de que 80% dos poços perfurados na Bacia se encontram fora de operação ou
15
abandonados. Apesar da alta produtividade dos poços, os reservatórios da Bacia de Campos
exibem, paradoxalmente, baixo fator de recuperação de hidrocarbonetos(21).
Os esforços exploratórios desenvolvidos até os dias atuais resultaram em levantamentos
geofísicos que cobrem praticamente toda a sua área, além de 3.452 poços, sendo 1.252
exploratórios. Atualmente a bacia conta com 57 campos, sendo 52 em fase de produção e
cinco em fase de desenvolvimento. Registram-se 4 blocos exploratórios em concessão (dados
de maio de 2017)(20).
As reservas 1P (provadas) de hidrocarbonetos da Bacia de Campos, são da ordem de 5,7
bilhões de barris de óleo e 92.480,39 milhões de metros cúbicos de gás natural (dados de
dezembro de 2016). No mês de março de 2017, a produção diária de petróleo na Bacia de
Campos foi da ordem de 1,37 milhões barris e a produção diária de gás natural da ordem de
25 MMm³(20).
De acordo com dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
(ANP), o fator de recuperação de petróleo médio no Brasil é de cerca de 21%, contra apenas
14% de média na Bacia de Campos. Os dois valores se encontram significativamente abaixo
da média mundial de 35%. Mesmo em países com a maioria da produção offshore, os fatores
de recuperação finais projetados são maiores, tais como no Reino Unido (46%) e Noruega
(70%)(25).
16
3. LEI DO PETRÓLEO E RODADAS DE LICITAÇÕES
3.1. A Lei do Petróleo
Com a Lei nº 9.478, de 6 de agosto 1997, a Lei do Petróleo, a União manteve sua posse sobre
os depósitos nacionais de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos e todos os
direitos de exploração e produção destes recursos em território nacional, cabendo sua
administração à Agência Nacional do Petróleo – ANP(26).
A mudança do regime regulador do Brasil ocorreu devido, segundo a Agência Nacional de
Petróleo (ANP) à necessidade de maiores investimentos, no setor petrolífero brasileiro, tanto
por parte de empresas públicas e privadas de capital nacional como estrangeiro. Esse fato
permitiria elevar o grau de competitividade internacional de conhecimento tecnológico. Para
tanto, a homologação da Lei 9.478/97, ou a Lei do Petróleo, abriu novas fronteiras para o
setor petrolífero nacional(27).
Para a indústria de exploração e produção de petróleo e gás natural, além de efeitos
multiplicadores que geralmente extrapolam as fronteiras locais, os municípios recebem como
contrapartida o benefício dos royalties e das participações especiais. Estas novas
modalidades de receitas diminuem a pressão sobre os serviços públicos e equipamentos
urbanos, bem como possibilita a reversão das mesmas em políticas sociais e de geração de
emprego e renda, dentro da limitação temporal da atividade, pois até onde se sabe, trata-se
de recurso não renovável(28).
A aprovação da Lei do Petróleo implicou a abertura de mercado a novas companhias
petrolíferas nacionais e estrangeiras, ocasionando a perda de exclusividade da Petrobras. As
descobertas de grandes jazidas de petróleo nas áreas do pré-sal originaram a modificação da
Lei 9.478/97, com a adoção do contrato de partilha. Houve também alteração do mecanismo
17
de transferência de renda da exploração e produção do petróleo, para ampliar a participação
governamental por meio dos contratos de concessão. A regulação econômica do mercado de
petróleo com a criação da ANP passou a dar uma melhor dinâmica no processo licitatório, na
padronização do contrato de concessão, na fiscalização de novos entrantes no setor, além de
supervisionar as áreas exploradas no que concerne ao cumprimento das normas ambientais
e de segurança(27).
A Lei 2705, conhecida como a Lei do Petróleo, editada em 1979, estabeleceu em 10% a
alíquota básica dos royalties e manteve os critérios de distribuição para os 5% estabelecidos
na Lei 7.990/89 e introduziu, por meio do artigo 49, um critério diferenciado para a distribuição
da parcela acima de 5%(29). Desta forma essa modalidade de receita se confunde com a
história da exploração do petróleo no Brasil e, embora o aumento significativo dos valores
decorrentes dos royalties seja um fenômeno mais recente, após a Lei do Petróleo de 1997,
pode-se considerar que o lapso temporal já é suficiente para que apareçam os primeiros
efeitos positivos da alocação desses recursos(28). A promulgação da lei 9478/97 em 6 agosto
de 1997 – a nova lei do petróleo no Brasil – encontrou a atividade de exploração de petróleo
em estágio crescente e maduro do conhecimento geológico de grande parte das diversas e
complexas bacias sedimentares brasileiras(30).
Uma das principais alterações trazidas pela Lei do Petróleo foi que o Estado começou a
desempenhar a função de regulador, remunerando-se através da cobrança de participações
governamentais exigíveis dos concessionários.
Com base na Emenda Constitucional de 1995 e na Lei 9.478/97, também se alterou o
mecanismo de transferência de renda da exploração e produção do petróleo, para ampliar a
participação governamental pelos contratos de concessão. Até a edição da Lei 9.478/97, a
renda transferida ao Estado era a título de royalties e em percentual de 5% fixo. A Tabela 1
mostra as alterações da participação governamental na Lei do Petróleo para os: a) bônus de
assinatura; b) royalties, 5% a 10%; (c) participação especial com alíquotas progressivas de
18
10%, 20%, 30%, 35% e 40%; (d) pagamento pela ocupação/retenção da área. Somando-se
a isso, ainda se instituiu a participação de proprietário da terra – 0,5% a 1% do valor de
produção de petróleo e gás em terra(27, 31).
Tabela 1. Alteração da Participação Governamental na Lei do Petróleo a partir de
1997(31)
Instrumento Institucional
O que se refere
Repassado
Bônus de Assinatura
Valor ofertado na proposta
para obtenção de concessão, devendo ser
pago no ato da assinatura do contrato.
100% para União
Royalties
Valores pagos entre 5% a 10%
sobre a renda bruta da produção, que é calculada pelo preço internacional do
barril do petróleo e do câmbio.
50% para União e 50% para
Estados e Municípios
Participações Especiais
Valores pagos sobre a renda líquida em relação a produção
do campo, e em alíquotas progressivas de 10%, 20%, 30%, 35% e 40% em função
do volume de produção.
50% para União e 50% para Estados e Municípios
Ocupação ou retenção de área
Valores pagos por quilômetro quadrado retido pela
concessionária durante a fase de exploração e de produção
100% para União
3.1.1. Regime de Concessão
O regime de concessão para exploração de petróleo e derivados é o modelo mais antigo em
uso no mundo. A concessão é utilizada atualmente, em 44% dos países produtores de
19
petróleo e que no regime de concessão, a propriedade do petróleo extraído em uma certa
área (o bloco objeto da concessão), e por um certo período de tempo (em regra, de vinte a
trinta anos), é exclusiva do concessionário(32).
No caso do regime de concessão, a empresa concessionária é, de fato, dona do petróleo.
Mas é obrigada a pagar diferentes participações governamentais. No caso do Brasil, as
principais obrigações da concessionária são o pagamento do bônus de assinatura, dos
royalties e da participação especial(33).
Por se tornar o proprietário do petróleo extraído, deverá o concessionário pagar ao Estado,
em dinheiro, os tributos incidentes sobre a renda (imposto de renda, contribuições etc.) e os
royalties, remuneração incidente sobre a receita bruta auferida com a produção do petróleo,
a ser pago em dinheiro (mais comum) ou em petróleo (in natura). Admite-se, ainda, o
pagamento pelo concessionário ao Estado de outras taxas, tais como bônus de assinatura
(pago na assinatura do contrato de concessão), participação especial (sobre lucros
extraordinários do projeto de exploração e produção de petróleo, se níveis elevados de
petróleo forem produzidos) e taxa por ocupação ou retenção de área(32).
O bônus de assinatura possui a vantagem de ser um instrumento que gera renda ao Estado
bem no início do projeto, bem como requer menos monitoramento administrativo do Estado
no recolhimento dessa receita. A experiência internacional recomenda que os bônus de
assinatura não sejam fixados em valor certo; devem assumir a forma progressiva, isto é,
variável conforme o aumento no volume de produção de petróleo. O bônus de assinatura pode
desencorajar o investimento, especialmente se há risco geológico (o campo pode não ser
produtivo) ou político (Estado sujeito a instabilidades institucionais). De toda a forma, se o
ambiente é de incerteza quanto à produtividade do campo, o bônus a ser pago será menor do
que o “correto”, isto é, o valor presente do recurso mineral depositado. Como regra, o bônus
de assinatura não deve corresponder à principal fonte de renda do Estado no projeto de
exploração e produção de petróleo. A experiência internacional demonstra que esses bônus
20
são cada vez menos importantes como fonte de receita para o Estado, vez que as práticas
mais eficientes de licitação levam em consideração a oferta de uma maior alíquota de royalties
ao Estado, ao invés de bônus de assinatura, o que assegura maior competitividade ao
setor(32).
Os royalties garantem um ganho mínimo ao Estado, independentemente de o projeto ser ou
não lucrativo para a companhia exploradora. De acordo com a experiência internacional, os
royalties podem variar de dois a trinta por cento, sendo mais comum variarem entre cinco e
dez por cento. São, em regra, pagos em dinheiro, como compensação pelo fato de o
concessionário se tornar proprietário de todo o petróleo extraído(32).
Na concessão, além do bônus de assinatura, a única garantia de receita ao Estado são os
royalties, pois incidem sobre o valor ou volume de produção, sem dedução de custos. Assim,
basta que um poço esteja em produção para que o royalty seja devido. Já no caso do imposto
de renda e das participações especiais, há a possibilidade de dedução de custos de produção
no cálculo do valor devido. Por isso, o concessionário poderá deixar de pagar qualquer valor
a título de imposto de renda ou de participação especial, fato muito comum nas fases iniciais
e finais do projeto. Isso significa que os royalties asseguram uma renda mínima ao Estado,
mesmo se o projeto de exploração e produção de petróleo não for lucrativo(32).
Quanto à tributação convencional (imposto de renda, ICMS, contribuições etc.), há países que
aplicam tributação progressiva em caso de alta no valor do petróleo ou no volume de
produção, caso o contrato de concessão já não preveja uma taxa especial de retorno
(resource rent tax) para a hipótese. No caso brasileiro e no caso da maioria dos países, essa
taxa existe e é chamada de participação especial. Mas a cobrança de tal taxa especial não
afasta a incidência do imposto de renda, como anota a experiência da maioria dos países; em
tais casos, porém, o imposto incide a alíquotas constantes, isto é, não progressivas. Os
tributos convencionais devem incidir no setor de petróleo, em princípio, com as mesmas
alíquotas aplicáveis aos demais setores da economia, mas: a) se o risco exploratório for alto,
21
será necessário promover incentivo fiscal como meio de atrair investidores, b) se o valor do
petróleo alcança nível elevado, há tendência à adoção de um regime fiscal mais rigoroso, c)
em todos os casos, seja na concessão ou na partilha de produção, a tendência é de adoção
de alíquotas progressivas(32).
A taxa especial de retorno, chamada no Brasil de participação especial, constitui dispositivo
de captura progressiva de renda em projetos lucrativos e garante estabilidade de ganhos para
o Estado; incide, portanto, apenas se elevados volumes de petróleo são produzidos, sendo
calculada, no modelo brasileiro, a uma alíquota que varia entre dez e quarenta por cento da
receita líquida auferida, isto é, deduzidos os custos de exploração e produção do petróleo. O
sistema de participações especiais confere progressividade ao regime de concessão,
caracterizado pelo aumento progressivo da participação do Estado nas receitas, como
decorrência de aumento no volume de produção. Tal sistema faz convergir os interesses do
Estado com os incentivos para as companhias petrolíferas, dado que elevadas participações
governamentais estão associadas à extração de elevados volumes de petróleo(32).
3.1.2. Regime de Partilha
No regime de partilha, conforme dito anteriormente, a União é dona do petróleo extraído.
Obviamente, nenhuma empresa extrairia petróleo se não fosse remunerada para tal. O que
ocorre é que a parceira tem direito à restituição, em óleo, do custo de exploração – essa
parcela é chamada de custo em óleo – e de uma parcela do lucro do campo – essa parcela é
chamada de óleo excedente, ou seja, a parcela de óleo que excede os custos de exploração.
O nome partilha deriva justamente do fato de as empresas partilharem com o governo o óleo
excedente. Ao final do processo de exploração, a parceira será dona do custo em óleo e de
sua parcela de óleo excedente. Já o governo não receberá todo o petróleo produzido, mas
somente sua parcela de óleo excedente(33).
22
Além da participação do óleo excedente, o regime brasileiro de partilha também prevê a
cobrança de royalties e de bônus de assinatura. Dessa forma, é óbvio que não há motivos
para acreditar que um regime permite maior arrecadação do que outro. Tudo dependerá das
alíquotas estabelecidas e dos resultados dos leilões(33).
O debate entre partilha e concessão, entretanto, não se restringe à suposta diferença de
arrecadação. Os que defendem o regime de partilha também realçam o fato de o Estado, por
ser o dono do petróleo, conseguir utilizá-lo de melhor forma. O fato, no regime brasileiro de
partilha, o governo terá maior controle sobre o ritmo de produção. Isso não necessariamente
significa melhor controle(33).
Em um regime de partilha, o subsídio implícito corresponde à diferença entre o preço pago
pelo comprador e o preço que ele pagaria se tivesse de comprar no mercado. Esse mesmo
subsídio pode ser dado em um regime de concessão: o governo destinaria parte da receita
arrecadada para a empresa que quer beneficiar. A diferença é que esse processo, no caso
brasileiro, teria de ser feito via orçamento e sujeito, portanto, à discussão com o Parlamento.
Em particular, surgiria naturalmente o debate se os recursos deveriam ser realmente
transferidos para as empresas que se pretende beneficiar, ou se haveria outras prioridades,
como infraestrutura, educação ou saúde(33).
3.1.3. Cessão Onerosa
Os volumes imensos de recursos contidos nas áreas da cessão onerosa, que segundo
Resolução CNPE nº 1/2014, são cerca de 15 a 20 bilhões de barris de óleo equivalente. São
recursos já descobertos; volumes que são patrimônio brasileiro e precisam de atenção
especial da Petrobras e do governo brasileiro para se transformarem em riqueza real. Desse
total, apenas 5 bilhões de barris de óleo equivalente estão contratados sob regime de cessão
onerosa, havendo, portanto, outros 10 a 15 bilhões de barris de óleo equivalente a serem
23
contratados a fim de gerar riqueza para o país. Apenas esse excedente é da ordem das
reservas provadas de todo Brasil. É também da mesma ordem de grandeza das reservas
provadas do México ou de Angola e, também, bem maior que as reservas provadas da
Noruega, Reino Unido ou Colômbia. Trata-se de um montante de recursos inigualável a nível
mundial, que certamente tem escala para soluções criativas que contemplem o interesse do
país, da Petrobras e das petroleiras em geral e também da indústria de serviços,
principalmente a já instalada no Brasil(33).
Esses recursos podem e devem ser aproveitados para melhorar o rating do Brasil e da
Petrobras, e dessa forma, melhorar a atratividade dos projetos brasileiros. O excedente da
cessão onerosa representa excelente potencial de investimentos de baixo risco, o que tem
volume para atrair grande interesse de empresas nacionais e estrangeiras, principalmente
após o fim da obrigatoriedade do operador único no pré-sal. Para traçar chaves de
compreensão sobre o potencial que esse excedente pode representar para o país, serão
utilizadas, em boa medida, as estimativas do IBP por meio de seu modelo econômico de
Upstream12. Segundo o modelo, um projeto típico em águas profundas (no ambiente pós-
sal), com reservas de 500 milhões de barris, ou seja, pelo menos 20 vezes menor que as
reservas da ECO, teria, ao longo da vida do projeto, um custo de investimento de
aproximadamente US$ 4,7 bilhões. Importante ressaltar, portanto, que tão somente a ECO,
considerando essa métrica, teria potencial para investimentos de pelo menos US$ 100
bilhões, além de inequívoco potencial impulsionador de desenvolvimento para a indústria
brasileira, aí incluindo significativo potencial de geração de empregos no setor petrolífero e
para-petrolífero(33).
A indústria do petróleo do Brasil não pode se conformar com esse dia-a-dia, e muito menos
se intimidar com dificuldades econômicas e políticas. É só olhar para o passado e ver que a
Bacia de Campos foi desenvolvida com soluções técnicas e financeiras extremamente
criativas, superando limitações de impacto no déficit primário da União, dentre outras
dificuldades naquele momento, todas elas tão grandes quanto ou quem sabe até maiores que
24
as atuais. Espera-se que a Petrobras e o governo brasileiro sejam capazes de tirar melhor
proveito dos imensos recursos envolvidos nos campos da cessão onerosa, em benefício do
Brasil e da própria empresa, e que a retomada do grau de investimento, auxiliada pela
viabilização da exploração dessa riqueza, seja capaz de diminuir o custo de capital e acelerar
o desenvolvimento da indústria do petróleo do Brasil, em benefício de todos(1).
3.2. Rodadas de Licitações
As rodadas de licitação da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
(ANP) vêm ocorrendo no Brasil, desde a quebra do monopólio da Petrobras, através da Lei
9.478 de 1997. Desde então, foi criada a ANP e o Conselho Nacional de Pesquisas
Energéticas (CNPE) com o intuito, dentre outros, de promover a livre concorrência, atrair
investimentos na produção de energia e ampliar a competitividade do país no mercado
internacional. A partir disso, inúmeras empresas foram criadas e outras estrangeiras
passaram a fazer parte do hall de investidores e de exploradores em todo território nacional.
Por vezes, o entendimento do processo de licitação é incipiente por muitos profissionais
técnicos da indústria de E&P, deixando parte das decisões e envolvimento desse processo
para gestores que, por sua vez, podem ignorar aspectos técnicos fundamentais no momento
da oferta para obtenção dos blocos(34).
O CNPE, ao editar a Res. nº 8, de 2003, impôs diretrizes licitatórias a serem seguidas pela
ANP. Essa Resolução exige que a ANP fixe percentual mínimo de bens, produzidos no Brasil,
a serem utilizados na exploração e produção de petróleo e gás natural, percentual este que
deve ser ajustado à capacidade de produção nacional (volume de produção) e aos seus
limites tecnológicos. O modelo de delimitação de blocos deve ser flexível, a fim de que o
licitante possua flexibilidade de escolha, de forma a maximizar seu interesse exploratório(34).
25
A ANP, em regra, estabelece no edital que o conteúdo local (compromisso em adquirir bens
e serviços da indústria nacional, que é crescente a cada rodada de licitações) possui peso de
20%; o programa exploratório mínimo representa 40% e o bônus de assinatura possui também
40%. O programa exploratório mínimo corresponde a investimentos importantes tanto na área
de geologia como na área de levantamento geofísico, perfuração de poços, etc. E o bônus de
assinatura é o valor pago para a assinatura do contrato de concessão. Portanto, os valores a
serem pagos a título de royalties e de participações especiais não são utilizados como critérios
para a licitação. Como será visto adiante, esses valores são fixos e determinados; a alíquota
de royalties possui piso e teto definidos em lei (cinco por cento e dez por cento,
respectivamente); a exata alíquota de royalties é definida no edital de licitação; as alíquotas
de participação especial são definidas em decreto presidencial(32).
26
4. MÉTODO
A metodologia aplicada nesta pesquisa foi modelada desenvolvida no software Microsoft
Excel, com finalidade de implementar os procedimentos e cálculos de avaliação econômica.
Os parâmetros foram obtidos por meio de um cenário hipotético na Bacia de Campos, para
este projeto de E&P, o qual tem duração de 25 anos e está inserido no Regime de Concessão.
4.1. Inputs do projeto
Os parâmetros propostos no projeto são os inputs (Figura 3 e Tabela 2), os quais poderão
influenciar diretamente na análise econômica, desde o preço do barril, passando pelas
variáveis operacionais de custos e tributos, até a definição da curva de produção. Todos os
parâmetros serão definidos e exemplificados, para posterior implementação de um fluxo de
caixa e de indicadores financeiros representativos para demonstrar lucros ou prejuízos.
27
Figura 3. Inputs utilizados no projeto de E&P (Fonte: Elaboração Própria)
Tabela 2. Inputs utilizados no projeto de E&P (Fonte: Elaboração Própria)
Preço do Barril US$ 57,69
Taxa Mínima de Atratividade 10% ao ano
CAPEX US$ 10,00/bbl
OPEX; ABEX US$ 15,00/bbl; US$ 0,25/boe
Royalties 10%
Bônus de Assinatura US$ 2.000.000,00
4.1.1. Preço do Barril
O preço do petróleo bruto é considerado do tipo Brent, o qual é amplamente utilizado no Brasil.
O Brent é retirado no Mar do Norte na Europa, aplicado a Bolsa de Londres, e usado como
28
referência no mundo todo. O preço do barril de petróleo é estabelecido de acordo com o
cenário mundial. Muitos fatores são decisivos para chegar ao preço final. Conflitos
geopolíticos, crises de abastecimento, economias de certos países em ascensão são alguns
dos fatores determinantes, os quais apresenta variações significativas nas décadas de 1970
e anos 2000 (Gráfico 1).
Gráfico 1. Evolução do preço do barril (Brent), em dólares, ao longo dos anos. (Fonte:
Ilumina)
No presente projeto foi estabelecido um preço de US$ 57,69/Bbl, próximo ao preço no
momento de elaboração deste trabalho. Assim, posteriormente, multiplicando-se o preço do
barril com a produção de óleo ao longo dos anos, podemos calcular a receita bruta do projeto.
29
4.1.2. Taxa Mínima de Atratividade
A Taxa Mínima de Atratividade (TMA) utilizada no projeto foi de 10% ao ano. Portanto, por
meio desse valor, podemos comparar os percentuais de ganhos líquidos da produção de óleo
e assim verificar se o projeto é viável economicamente.
4.1.3. CAPEX
O Capital Expenditure (CAPEX), ou despesas de capital, representa investimentos ou
desembolsos em bens de capital, que são aqueles utilizados na produção de outros itens,
como equipamentos, materiais de construção, entre outros. Em outras palavras, são os fundos
usados para a aquisição de elementos que ajudarão a ampliar a capacidade da empresa de
gerar lucro na atividade petrolífera, como por exemplo a preparação da área a ser explorada,
a perfuração dos poços e a completação para produção.
No presente projeto foi assumido um custo de US$ 10,00/Bbl, considerando gastos de
exploração e produção com 4 anos para o término de pagamento dos gastos e 10 anos de
depreciação (Figura 4).
Figura 4. Tempo de gastos e depreciação (Fonte: Elaboração Própria)
30
No Fluxo de Caixa e depreciação do CAPEX podemos observar que os resultados seguem
os 4 anos para pagamento dos custos de exploração e produção e os 10 anos subsequentes
de depreciação (Figuras 5 e 6).
31
Figura 5. Fluxo de Caixa do CAPEX (Fonte: Elaboração Própria)
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0%
1868,6
733,6
422,4
28,0
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925,2
353,2
90,0
00,0
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02129,2
7
125,0
0%
20,0
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80,0
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1868,6
733,6
422,4
28,0
699,2
718,6
925,2
353,2
90,0
00,0
00,0
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0260,6
02129,2
7
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20,0
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80,0
0%
1868,6
733,6
422,4
28,0
699,2
718,6
925,2
353,2
90,0
00,0
00,0
00,0
0260,6
02129,2
7
325,0
0%
20,0
0%
80,0
0%
1868,6
733,6
422,4
28,0
699,2
718,6
925,2
353,2
90,0
00,0
00,0
00,0
0260,6
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7
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70,0
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00,0
00,0
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10
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0%
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00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
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0
11
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00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
12
0,0
0%
0,0
0%
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0%
0,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
13
0,0
0%
0,0
0%
0,0
0%
0,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
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0
14
0,0
0%
0,0
0%
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0%
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00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
15
0,0
0%
0,0
0%
0,0
0%
0,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
16
0,0
0%
0,0
0%
0,0
0%
0,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
17
0,0
0%
0,0
0%
0,0
0%
0,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
18
0,0
0%
0,0
0%
0,0
0%
0,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
19
0,0
0%
0,0
0%
0,0
0%
0,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
20
0,0
0%
0,0
0%
0,0
0%
0,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
21
0,0
0%
0,0
0%
0,0
0%
0,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
22
0,0
0%
0,0
0%
0,0
0%
0,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
23
0,0
0%
0,0
0%
0,0
0%
0,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
24
0,0
0%
0,0
0%
0,0
0%
0,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
00,0
0
7.4
74,6
91042,4
08.5
17,0
9
6.5
15,7
9908,6
77.4
24,4
6
Development and Production
Abandono
2 a
nos
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ase
Inve
stim
en
t
All
oca
tio
n
(%
)
Mo
du
les
32
Figura 6. Depreciação do CAPEX (Fonte: Elaboração Própria)
4.1.4. OPEX
O Operational Expenditure (OPEX) se refere às despesas operacionais, que são pagamentos
relativos à atividade de gestão empresarial e venda de produtos e serviços. É o caso, por
exemplo, de uma companhia que deve arcar com os custos de operação e manutenção dos
poços de produção de petróleo, além dos custos dos materiais envolvidos e despesas
administrativas.
Em nosso projeto assumimos um custo de US$ 15,00/Bbl. Nesse custo, está inserido também
o Abandonment Expenditures (ABEX).
O ABEX, ou custo de abandono, são os gastos referentes ao descomissionamento das
operações em determinado campo, ou seja, são gastos referentes ao abandono da produção.
CAPEX 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Total
MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$
0 2129,27 212,93 212,93
1 2129,27 212,93 212,93 425,85
2 2129,27 212,93 212,93 212,93 638,78
3 2129,27 212,93 212,93 212,93 212,93 851,71
4 0,00 212,93 212,93 212,93 212,93 0,00 851,71
5 0,00 212,93 212,93 212,93 212,93 0,00 0,00 851,71
6 0,00 212,93 212,93 212,93 212,93 0,00 0,00 0,00 851,71
7 0,00 212,93 212,93 212,93 212,93 0,00 0,00 0,00 0,00 851,71
8 0,00 212,93 212,93 212,93 212,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 851,71
9 0,00 212,93 212,93 212,93 212,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 851,71
10 0,00 0,00 212,93 212,93 212,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 638,78
11 0,00 0,00 0,00 212,93 212,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 425,85
12 0,00 0,00 0,00 0,00 212,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 212,93
13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
15 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
16 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
18 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
19 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
22 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Total 8517,09 2129,27 2129,27 2129,27 2129,27 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 8517,09
CAPEX 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Total
MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$
0 0,00 0,00 0,00
1 0,00 0,00 0,00 0,00
2 6387,82 0,00 0,00 638,78 638,78
3 2129,27 0,00 0,00 638,78 212,93 851,71
4 0,00 0,00 0,00 638,78 212,93 0,00 851,71
5 0,00 0,00 0,00 638,78 212,93 0,00 0,00 851,71
6 0,00 0,00 0,00 638,78 212,93 0,00 0,00 0,00 851,71
7 0,00 0,00 0,00 638,78 212,93 0,00 0,00 0,00 0,00 851,71
8 0,00 0,00 0,00 638,78 212,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 851,71
9 0,00 0,00 0,00 638,78 212,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 851,71
10 0,00 0,00 0,00 638,78 212,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 851,71
11 0,00 0,00 0,00 638,78 212,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 851,71
12 0,00 0,00 0,00 0,00 212,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 212,93
13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
15 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
16 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
18 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
19 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
22 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Total 8517,09 0,00 0,00 6387,82 2129,27 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 8517,09
Year
CAPEX - Material (Project Depreciation)
CAPEX - Material (Company Depreciation)Year
33
Geralmente duram entre 2 e 4 anos, até a total retirada dos equipamentos subsea, do
desativamento das unidades de produção, além de outros custos envolvidos. Evidencia-se
que neste projeto o ABEX tem duração de 2 anos, além de estar inserido no OPEX.
Abaixo, é demonstrado um Fluxo de Caixa do OPEX juntamente com o ABEX, considerando
os parâmetros de custo e duração. (Figura 7).
34
Figura 7. Fluxo de Caixa do OPEX e ABEX (Fonte: Elaboração Própria)
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35
4.1.5. Royalties
Os royalties devem ser pagos pela empresa concessionária à União. O percentual de alíquota
do volume total de produção de óleo e gás durante um mês multiplicado pelo seu preço de
referência será o valor dos royalties devidos a cada mês. Neste projeto, os royalties pagos
são de 10%, já que o cenário proposto na Bacia de Campos segue a alíquota para o Regime
de Concessão.
4.1.6. Bônus de Assinatura
Em nosso projeto, o Bônus de Assinatura na Bacia de Campos foi de US$ 2.000.000,00.
4.1.7. Tributos
Em nosso projeto, utilizamos como inputs dois tributos: os royalties e o bônus de assinatura
(Figura 4). Porém, é importante citar a existência de outros tributos existentes em um projeto
de E&P de petróleo no âmbito nacional, como: Participação Especial, Programa de Integração
Social (PIS), Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS), Imposto de
Renda (IR) e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL).
Esses tributos podem ser proporcionais à produção (Royalties, Participação Especial, PIS,
COFINS), proporcionais ao lucro líquido (IR e CSLL) ou tributos fixos (Bônus de Assinatura).
4.1.7.1. Participação Especial
36
Assim como os tributos provenientes dos royalties, a Participação Especial também deve ser
paga à União, através de porcentagens dos lucros da produção de óleo e gás em áreas
concedidas à empresa concessionária (Figura 8).
Figura 8. Gastos com Participação Especial (Fonte: Elaboração Própria)
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9000
3600,0
01800
2700
3600
4114,2
94725
658,3
625,9
3658,3
6632,4
3632,4
394,1
2
12
11
46431,5
630%
1800
3600
5400
7200
9000
3600,0
01800
2700
3600
4114,2
94725
1146,4
523,3
41146,4
51123,1
11123,1
1148,3
4
13
12
45718,9
230%
1800
3600
5400
7200
9000
3600,0
01800
2700
3600
4114,2
94725
1208,6
920,7
51208,6
91187,9
31187,9
3132,0
4
14
13
45006,2
820%
1800
3600
5400
7200
9000
2700,0
01800
2700
3600
4114,2
94725
1058,0
018,1
71058,0
01039,8
31039,8
395,8
1
15
14
44293,6
420%
1800
3600
5400
7200
9000
2700,0
01800
2700
3600
4114,2
94725
907,3
115,5
8907,3
1891,7
3891,7
366,2
0
16
15
41781,6
00%
1800
3600
5400
7200
9000
0,0
01800
2700
3600
4114,2
94725
376,1
36,4
7376,1
3369,6
7369,6
70,0
0
17
16
41781,6
00%
1800
3600
5400
7200
9000
0,0
01800
2700
3600
4114,2
94725
376,1
36,4
7376,1
3369,6
7369,6
70,0
0
18
17
41187,7
30%
1800
3600
5400
7200
9000
0,0
01800
2700
3600
4114,2
94725
250,5
64,3
1250,5
6246,2
5246,2
50,0
0
19
18
41187,7
30%
1800
3600
5400
7200
9000
0,0
01800
2700
3600
4114,2
94725
250,5
64,3
1250,5
6246,2
5246,2
50,0
0
20
19
4950,1
80%
1800
3600
5400
7200
9000
0,0
01800
2700
3600
4114,2
94725
200,3
33,4
5200,3
3196,8
8196,8
80,0
0
21
20
4712,6
40%
1800
3600
5400
7200
9000
0,0
01800
2700
3600
4114,2
94725
150,1
02,5
9150,1
0147,5
1147,5
10,0
0
22
21
4641,3
70%
1800
3600
5400
7200
9000
0,0
01800
2700
3600
4114,2
94725
135,0
32,3
3135,0
3132,7
0132,7
00,0
0
23
00
0,0
00%
00
00
00,0
00
00
0,0
00
-94,0
20,0
0-9
4,0
2-9
4,0
20,0
00,0
0
24
00
0,0
00%
00
00
00,0
00
00
0,0
00
-94,0
20,0
0-1
88,0
4-1
88,0
40,0
00,0
0
SP
T M
od
ule
Ga
s R
ese
rve
37
4.1.7.2. PIS
O Programa de Integração Social (PIS) está previsto na Constituição Federal. Os recursos
desse tributo são destinados ao pagamento do seguro-desemprego, abono e participação na
receita dos órgãos e entidades para os trabalhadores públicos e privados, onde o PIS é
destinado aos funcionários de empresas privadas, administrado pela Caixa Econômica
Federal. Os gastos com PIS ao longo do projeto estão demonstrados na Figura 9.
Figura 9. Gastos com PIS (Fonte: Elaboração Própria)
4.1.7.3. COFINS
Assim como o PIS, a Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS)
também está previsto na Constituição Federal, com seus recursos destinados principalmente
Project Company
Basis Before Loss
Offsetting
Accumulated
LossesOffsetting Cap
Offsettable
Losses
Losses to be
OffsetTaxable Basis PIS Due Taxable Basis PIS Due
MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$
0 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
2 151,61 0,00 151,61 0,00 0,00 151,61 2,50 151,61 2,50 0,99 0,99
3 744,20 0,00 744,20 0,00 0,00 744,20 12,28 744,20 12,28 4,84 4,84
4 1549,72 0,00 1549,72 0,00 0,00 1549,72 25,57 1549,72 25,57 10,07 10,07
5 2086,73 0,00 2086,73 0,00 0,00 2086,73 34,43 2086,73 34,43 13,56 13,56
6 2086,73 0,00 2086,73 0,00 0,00 2086,73 34,43 2086,73 34,43 13,56 13,56
7 2101,85 0,00 2101,85 0,00 0,00 2101,85 34,68 2101,85 34,68 13,66 13,66
8 1725,94 0,00 1725,94 0,00 0,00 1725,94 28,48 1725,94 28,48 11,22 11,22
9 1296,33 0,00 1296,33 0,00 0,00 1296,33 21,39 1296,33 21,39 8,43 8,43
10 1027,83 0,00 1027,83 0,00 0,00 1027,83 16,96 1027,83 16,96 6,68 6,68
11 918,22 0,00 918,22 0,00 0,00 918,22 15,15 918,22 15,15 5,97 5,97
12 1380,45 0,00 1380,45 0,00 0,00 1380,45 22,78 1380,45 22,78 8,97 8,97
13 1416,83 0,00 1416,83 0,00 0,00 1416,83 23,38 1416,83 23,38 9,21 9,21
14 1240,27 0,00 1240,27 0,00 0,00 1240,27 20,46 1240,27 20,46 8,06 8,06
15 1063,72 0,00 1063,72 0,00 0,00 1063,72 17,55 1063,72 17,55 6,91 6,91
16 441,38 0,00 441,38 0,00 0,00 441,38 7,28 441,38 7,28 2,87 2,87
17 441,38 0,00 441,38 0,00 0,00 441,38 7,28 441,38 7,28 2,87 2,87
18 294,25 0,00 294,25 0,00 0,00 294,25 4,86 294,25 4,86 1,91 1,91
19 294,25 0,00 294,25 0,00 0,00 294,25 4,86 294,25 4,86 1,91 1,91
20 235,40 0,00 235,40 0,00 0,00 235,40 3,88 235,40 3,88 1,53 1,53
21 176,55 0,00 176,55 0,00 0,00 176,55 2,91 176,55 2,91 1,15 1,15
22 158,90 0,00 158,90 0,00 0,00 158,90 2,62 158,90 2,62 1,03 1,03
23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Total 343,74 Total 343,74 135,41 135,41
Cumulative PIS
Year
PIS - Projeto PIS - Empresa
Non-Cumulative PIS ModuleModules
38
para a área da saúde. Os gastos com COFINS ao longo do projeto estão demonstrados na
Figura 10.
Figura 10. Gastos com COFINS (Fonte: Elaboração Própria)
4.1.7.4. IR
O Imposto de Renda (IR) é um tributo cobrado anualmente pela União sobre os rendimentos
de pessoas e de empresas. No caso de uma companhia petrolífera, é cobrado o Imposto de
Renda Pessoa Jurídica (IRPJ), com a alíquota de 15% sobre o lucro apurado, com adicional
de 10% sobre a parcela do lucro que exceder R$ 20.000,00 por mês. Os gastos com IR ao
longo do projeto são demonstrados na Figura 11.
Project Company
Basis Before Loss
Offsetting
Accumulated
LossesOffsetting Cap
Offsettable
Losses
Losses to be
OffsetTaxable Basis COFINS Due Taxable Basis COFINS Due
MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$
0 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
2 151,61 0,00 151,61 0,00 0,00 151,61 11,52 151,61 11,52 4,55 4,55
3 744,20 0,00 744,20 0,00 0,00 744,20 56,56 744,20 56,56 22,33 22,33
4 1549,72 0,00 1549,72 0,00 0,00 1549,72 117,78 1549,72 117,78 46,49 46,49
5 2086,73 0,00 2086,73 0,00 0,00 2086,73 158,59 2086,73 158,59 62,60 62,60
6 2086,73 0,00 2086,73 0,00 0,00 2086,73 158,59 2086,73 158,59 62,60 62,60
7 2101,85 0,00 2101,85 0,00 0,00 2101,85 159,74 2101,85 159,74 63,06 63,06
8 1725,94 0,00 1725,94 0,00 0,00 1725,94 131,17 1725,94 131,17 51,78 51,78
9 1296,33 0,00 1296,33 0,00 0,00 1296,33 98,52 1296,33 98,52 38,89 38,89
10 1027,83 0,00 1027,83 0,00 0,00 1027,83 78,12 1027,83 78,12 30,83 30,83
11 918,22 0,00 918,22 0,00 0,00 918,22 69,78 918,22 69,78 27,55 27,55
12 1380,45 0,00 1380,45 0,00 0,00 1380,45 104,91 1380,45 104,91 41,41 41,41
13 1416,83 0,00 1416,83 0,00 0,00 1416,83 107,68 1416,83 107,68 42,50 42,50
14 1240,27 0,00 1240,27 0,00 0,00 1240,27 94,26 1240,27 94,26 37,21 37,21
15 1063,72 0,00 1063,72 0,00 0,00 1063,72 80,84 1063,72 80,84 31,91 31,91
16 441,38 0,00 441,38 0,00 0,00 441,38 33,54 441,38 33,54 13,24 13,24
17 441,38 0,00 441,38 0,00 0,00 441,38 33,54 441,38 33,54 13,24 13,24
18 294,25 0,00 294,25 0,00 0,00 294,25 22,36 294,25 22,36 8,83 8,83
19 294,25 0,00 294,25 0,00 0,00 294,25 22,36 294,25 22,36 8,83 8,83
20 235,40 0,00 235,40 0,00 0,00 235,40 17,89 235,40 17,89 7,06 7,06
21 176,55 0,00 176,55 0,00 0,00 176,55 13,42 176,55 13,42 5,30 5,30
22 158,90 0,00 158,90 0,00 0,00 158,90 12,08 158,90 12,08 4,77 4,77
23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Total 1583,27 Total 1583,27 624,98 624,98
Cumulative
COFINS
Ano
COFINS - Company
Non-Cumulative COFINS Module
COFINS - Project
Modules
39
Figura 11. Gastos com IR (Fonte: Elaboração Própria)
4.1.7.5. CSLL
A Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) é um tributo federal que incide sobre
lucro líquido do período em questão, antes da provisão para o Imposto de Renda. É destinado
ao financiamento da Seguridade Social, sendo aplicado a pessoas jurídicas. Os gastos com
a CSLL são demonstrados na Figura 12.
Net
Income
Accumulated
LossesOffsetting Cap
Offsettable
Losses
Losses to be
Offset
COFINS
deductible
from CSLL
Taxable
BasisCIT Due
Taxable
BasisCIT Due
MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$
0 -0,59 0,00 0,00 0,00 -0,59 0,00 0,00 0,00 -0,59 -0,15
1 -0,59 -0,59 0,00 0,00 -1,18 0,00 0,00 0,00 -0,59 -0,15
2 33,03 -1,18 9,91 1,18 0,00 0,00 31,85 7,96 33,03 8,26
3 507,62 0,00 152,28 0,00 0,00 0,00 507,62 126,90 507,62 126,90
4 1195,13 0,00 358,54 0,00 0,00 0,00 1195,13 298,78 1195,13 298,78
5 1415,23 0,00 424,57 0,00 0,00 0,00 1415,23 353,81 1415,23 353,81
6 1221,40 0,00 366,42 0,00 0,00 0,00 1221,40 305,35 1221,40 305,35
7 1232,87 0,00 369,86 0,00 0,00 0,00 1232,87 308,22 1232,87 308,22
8 1023,96 0,00 307,19 0,00 0,00 0,00 1023,96 255,99 1023,96 255,99
9 774,96 0,00 232,49 0,00 0,00 0,00 774,96 193,74 774,96 193,74
10 608,34 0,00 182,50 0,00 0,00 0,00 608,34 152,08 608,34 152,08
11 538,31 0,00 161,49 0,00 0,00 0,00 538,31 134,58 538,31 134,58
12 974,77 0,00 292,43 0,00 0,00 0,00 974,77 243,69 974,77 243,69
13 1055,89 0,00 316,77 0,00 0,00 0,00 1055,89 263,97 1055,89 263,97
14 944,03 0,00 283,21 0,00 0,00 0,00 944,03 236,01 944,03 236,01
15 825,53 0,00 247,66 0,00 0,00 0,00 825,53 206,38 825,53 206,38
16 376,13 0,00 112,84 0,00 0,00 0,00 376,13 94,03 376,13 94,03
17 376,13 0,00 112,84 0,00 0,00 0,00 376,13 94,03 376,13 94,03
18 250,56 0,00 75,17 0,00 0,00 0,00 250,56 62,64 250,56 62,64
19 250,56 0,00 75,17 0,00 0,00 0,00 250,56 62,64 250,56 62,64
20 200,33 0,00 60,10 0,00 0,00 0,00 200,33 50,08 200,33 50,08
21 150,10 0,00 45,03 0,00 0,00 0,00 150,10 37,53 150,10 37,53
22 135,03 0,00 40,51 0,00 0,00 0,00 135,03 33,76 135,03 33,76
23 -94,02 0,00 0,00 0,00 -94,02 0,00 0,00 0,00 -94,02 -23,51
24 -94,02 -94,02 0,00 0,00 -188,04 0,00 -188,04 -47,01 -94,02 -23,51
Total 3475,17 Total 3475,17
Year
Income Tax - Project CIT - Company
Corporate Income Tax ModuleModules
40
Figura 12. Gastos com CSLL (Fonte: Elaboração Própria)
4.2. Curva de Produção
4.2.1. Óleo
O campo no início da sua produção apresenta uma pressão elevada no reservatório,
garantindo uma grande vazão nos períodos iniciais e vai decrescendo com o decorrer do
tempo até o encerramento das atividades.
Observa-se que o modelo de curva de produção de óleo utilizado considerou que nos dois
primeiros anos não houve produção, ou seja, o campo ainda estava em fase de
desenvolvimento, com atividades exploratórias. A partir do terceiro ano, com a declaração de
comercialidade, estima-se que o pico de produção anual ocorra entre o sexto e oitavo ano,
chegando a 75 MMbbl/ano. Também pode-se observar que nos dois últimos anos não há
Net
Income
Accumulated
LossesOffsetting Cap
Offsettable
Losses
Losses to be
Offset
Taxable
Basis
COFINS
Deduction
CSLL
Due
Taxable
Basis
COFINS
Deduction
CSLL
Due
MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$ MM US$
0 -0,59 0,00 0,00 0,00 -0,59 0,00 0,00 0,00 -0,59 0,00 -0,05
1 -0,59 -0,59 0,00 0,00 -1,18 0,00 0,00 0,00 -0,59 0,00 -0,05
2 33,03 -1,18 9,91 1,18 0,00 31,85 0,00 2,87 33,03 0,00 2,97
3 507,62 0,00 152,28 0,00 0,00 507,62 0,00 45,69 507,62 0,00 45,69
4 1195,13 0,00 358,54 0,00 0,00 1195,13 0,00 107,56 1195,13 0,00 107,56
5 1415,23 0,00 424,57 0,00 0,00 1415,23 0,00 127,37 1415,23 0,00 127,37
6 1221,40 0,00 366,42 0,00 0,00 1221,40 0,00 109,93 1221,40 0,00 109,93
7 1232,87 0,00 369,86 0,00 0,00 1232,87 0,00 110,96 1232,87 0,00 110,96
8 1023,96 0,00 307,19 0,00 0,00 1023,96 0,00 92,16 1023,96 0,00 92,16
9 774,96 0,00 232,49 0,00 0,00 774,96 0,00 69,75 774,96 0,00 69,75
10 608,34 0,00 182,50 0,00 0,00 608,34 0,00 54,75 608,34 0,00 54,75
11 538,31 0,00 161,49 0,00 0,00 538,31 0,00 48,45 538,31 0,00 48,45
12 974,77 0,00 292,43 0,00 0,00 974,77 0,00 87,73 974,77 0,00 87,73
13 1055,89 0,00 316,77 0,00 0,00 1055,89 0,00 95,03 1055,89 0,00 95,03
14 944,03 0,00 283,21 0,00 0,00 944,03 0,00 84,96 944,03 0,00 84,96
15 825,53 0,00 247,66 0,00 0,00 825,53 0,00 74,30 825,53 0,00 74,30
16 376,13 0,00 112,84 0,00 0,00 376,13 0,00 33,85 376,13 0,00 33,85
17 376,13 0,00 112,84 0,00 0,00 376,13 0,00 33,85 376,13 0,00 33,85
18 250,56 0,00 75,17 0,00 0,00 250,56 0,00 22,55 250,56 0,00 22,55
19 250,56 0,00 75,17 0,00 0,00 250,56 0,00 22,55 250,56 0,00 22,55
20 200,33 0,00 60,10 0,00 0,00 200,33 0,00 18,03 200,33 0,00 18,03
21 150,10 0,00 45,03 0,00 0,00 150,10 0,00 13,51 150,10 0,00 13,51
22 135,03 0,00 40,51 0,00 0,00 135,03 0,00 12,15 135,03 0,00 12,15
23 -94,02 0,00 0,00 0,00 -94,02 0,00 0,00 0,00 -94,02 0,00 -8,46
24 -94,02 -94,02 0,00 0,00 -188,04 -188,04 0,00 0,00 -94,02 0,00 -8,46
Total 13352,71 1267,99 Total 1251,06
Year
CSLL - Project CSLL - Company
Social Contribution On Net Income (CSLL) Module
41
produção, já que o campo está sendo desativado. O volume total recuperável foi de 747
MMbbl (Figura 13).
Figura 13. Produção de óleo ao longo dos 25 anos do projeto (Fonte: Elaboração Própria)
A projeção da curva de produção no cenário do campo deste projeto segue no Gráfico 2
abaixo, indicando a produção anual estimada e produção acumulada nos 25 anos de E&P.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Pro
du
ção
Acu
mu
lad
a (M
M B
bl)
Pro
du
ção
An
ual
(M
M B
bl)
Ano
42
Gráfico 2. Curva de produção de óleo para o campo da Bacias de Campos (Fonte:
Elaboração Própria)
4.2.2. Gás
Analogamente à produção de óleo, nosso projeto também produz gás. A estimativa de
produção total de gás é de 75 MMm³, ou seja, proporcional a 10% do valor total recuperável
de óleo (747 MMbbl). É demonstrado a estimativa de produção de gás ao longo dos 25 anos
de E&P (Figura 14).
Figura 14. Produção de Gás prevista no tempo do projeto (Fonte: Elaboração Própria)
43
5. VIABILIDADE ECONÔMICA
As questões que motivaram a análise de viabilidade econômica deste estudo de caso na Bacia
de Campos, foram:
• Receita Líquida do projeto (Fluxo de Caixa Descontado);
• Atratividade (Valor Presente Líquido, Taxa Interna de Retorno, Taxa Mínima de
Atratividade);
• Tempo de retorno (Payback).
Para analisarmos a viabilidade econômica do projeto, é necessário realizar a projeção do
Fluxo de Caixa.
5.1. Fluxo de Caixa
A demonstração do Fluxo de Caixa (FC) é de suma importância, já que, assim, evidenciamos
as entradas e saídas dos recursos financeiros empregados em nosso projeto. O FC consiste
nas receitas obtidas subtraindo-se todos os dispêndios. A receita bruta contempla os ganhos
obtidos na produção deste cenário proposto. Os dispêndios consideram os investimentos
(CAPEX), custos operacionais (OPEX e ABEX), depreciações e tributos. Todos os fatores
utilizados para cálculo do FC foram determinados através dos inputs.
Por meio do FC, podemos, também, calcular o Fluxo de Caixa Descontado (FCD), o qual leva
em consideração a Taxa Mínima de Atratividade (TMA) determinada no input. Assim, o FCD
será usado para obtenção de indicadores econômicos como Valor Presente Líquido, Taxa
Interna de Retorno e Payback.
44
Em nosso projeto de E&P, após estabelecermos os preços do óleo e gás, os custos, as
receitas e os tributos, foram realizados cálculos para o Fluxo de Caixa do projeto nos 25 anos
de operação.
A tabela abaixo mostra esse fluxo de caixa detalhado (Figura 15). Também foram elaborados
gráficos demonstrando o FC (Gráficos 3-4) e o FCD (Gráficos 5-6), além da comparação entre
eles (Gráfico 7) ao longo dos anos de projeto.
45
Figura 15. Fluxos de Caixa do Projeto (Fonte: Elaboração Própria)
50,2
0799
14,3
5%50
,207
9974
7M
M B
bl
57,6
9U
S$
/ B
bl
Ro
yalt
y10
,00%
Bre
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0,00
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75M
M m
33,
93U
S$
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M B
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Bid
Bo
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000,
00U
S$
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M B
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serv
e74
7M
M b
oe
Oil
Ga
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ilG
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rvic
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ate
ria
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lO
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EX
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3M
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M U
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MM
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$M
M U
S$
MM
US
$M
M U
S$
MM
US
$M
M U
S$
-50,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
00
-44,
510,
495,
001,
10-6
,10
-6,1
0-8
,93
-8,9
3
-34,
510,
495,
001,
10-6
,10
-12,
19-8
,12
-17,
04
-217
,15
1,85
19,0
04,
17-2
3,17
-35,
36-2
8,03
-45,
08
-129
,78
3,22
33,0
07,
24-4
0,24
-75,
60-4
4,26
-89,
34
00,
000,
00,
000,
000,
000,
0037
3,73
1494
,94
1868
,67
0,00
260,
600,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
590,
00-0
,59
0,00
0,00
-212
9,86
-2.2
05,4
6-2
.129
,86
-2.2
19,2
0
10,
000,
00,
000,
000,
000,
0037
3,73
1494
,94
1868
,67
0,00
260,
600,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
590,
00-0
,59
0,00
0,00
-212
9,86
-4.3
35,3
3-1
.936
,24
-4.1
55,4
4
220
,45
2,0
20,4
61.
179,
710,
281.
179,
9937
3,73
1494
,94
1868
,67
306,
7426
0,60
67,7
465
3,90
0,00
118,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
590,
0033
,03
7,96
2,87
-145
3,17
-5.7
88,5
0-1
.200
,97
-5.3
56,4
1
340
,90
4,1
40,9
22.
359,
420,
572.
359,
9937
3,73
1494
,94
1868
,67
613,
4726
0,60
135,
4886
6,83
0,00
236,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
590,
0050
7,62
126,
9045
,69
-927
,42
-6.7
15,9
1-6
96,7
8-6
.053
,19
461
,35
6,1
61,3
93.
539,
130,
853.
539,
980,
000,
000,
0092
0,21
0,00
203,
2286
6,83
0,00
354,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
590,
0011
95,1
329
8,78
107,
5616
55,6
2-5
.060
,30
1.13
0,81
-4.9
22,3
8
574
,98
7,5
75,0
34.
325,
601,
044.
326,
640,
000,
000,
0011
24,7
00,
0024
8,38
866,
830,
0043
2,66
0,00
0,00
43,2
70,
000,
000,
5919
4,98
1415
,23
353,
8112
7,37
1800
,88
-3.2
59,4
11.
118,
21-3
.804
,17
674
,98
7,5
75,0
34.
325,
601,
044.
326,
640,
000,
000,
0011
24,7
00,
0024
8,38
866,
830,
0043
2,66
0,00
0,00
43,2
70,
000,
000,
5938
8,81
1221
,40
305,
3510
9,93
1672
,95
-1.5
86,4
694
4,34
-2.8
59,8
4
774
,98
7,5
75,0
34.
325,
601,
044.
326,
640,
000,
000,
0011
24,7
00,
0024
8,38
851,
710,
0043
2,66
0,00
0,00
43,2
70,
000,
000,
5939
2,46
1232
,87
308,
2211
0,96
1665
,40
78,9
485
4,61
-2.0
05,2
2
865
,44
6,5
65,4
83.
775,
070,
913.
775,
980,
000,
000,
0098
1,56
0,00
216,
7785
1,71
0,00
377,
600,
000,
0037
,76
0,00
0,00
0,59
286,
0410
23,9
625
5,99
92,1
615
27,5
21.
606,
4771
2,60
-1.2
92,6
2
954
,53
5,5
54,5
73.
145,
890,
763.
146,
650,
000,
000,
0081
7,97
0,00
180,
6485
1,71
0,00
314,
670,
000,
0031
,47
0,00
0,00
0,59
174,
6577
4,96
193,
7469
,75
1363
,19
2.96
9,65
578,
12-7
14,5
0
1047
,71
4,8
47,7
42.
752,
660,
662.
753,
320,
000,
000,
0071
5,72
0,00
158,
0685
1,71
0,00
275,
330,
000,
0027
,53
0,00
0,00
0,59
116,
0460
8,34
152,
0854
,75
1253
,21
4.22
2,86
483,
17-2
31,3
3
1144
,93
4,5
44,9
62.
592,
130,
622.
592,
750,
000,
000,
0067
3,98
0,00
148,
8485
1,71
0,00
259,
280,
000,
0025
,93
0,00
0,00
0,59
94,1
253
8,31
134,
5848
,45
1206
,99
5.42
9,85
423,
0419
1,71
1240
,45
4,0
40,4
82.
333,
560,
562.
334,
120,
000,
000,
0060
6,75
0,00
134,
0021
2,93
0,00
233,
410,
000,
0023
,34
0,00
0,00
0,59
148,
3497
4,77
243,
6987
,73
856,
286.
286,
1327
2,84
464,
55
1335
,97
3,6
35,9
92.
075,
000,
502.
075,
500,
000,
000,
0053
9,52
0,00
119,
150,
000,
0020
7,55
0,00
0,00
20,7
50,
000,
000,
5913
2,04
1055
,89
263,
9795
,03
696,
896.
983,
0220
1,86
666,
41
1431
,49
3,1
31,5
11.
816,
430,
441.
816,
870,
000,
000,
0047
2,29
0,00
104,
300,
000,
0018
1,69
0,00
0,00
18,1
70,
000,
000,
5995
,81
944,
0323
6,01
84,9
662
3,06
7.60
6,07
164,
0783
0,48
1527
,00
2,7
27,0
21.
557,
860,
371.
558,
240,
000,
000,
0040
5,06
0,00
89,4
50,
000,
0015
5,82
0,00
0,00
15,5
80,
000,
000,
5966
,20
825,
5320
6,38
74,3
054
4,85
8.15
0,93
130,
4396
0,92
1611
,21
1,1
11,2
164
6,42
0,16
646,
570,
000,
000,
0016
8,08
0,00
37,1
20,
000,
0064
,66
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,59
0,00
376,
1394
,03
33,8
524
8,25
8.39
9,17
54,0
31.
014,
94
1711
,21
1,1
11,2
164
6,42
0,16
646,
570,
000,
000,
0016
8,08
0,00
37,1
20,
000,
0064
,66
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,59
0,00
376,
1394
,03
33,8
524
8,25
8.64
7,42
49,1
11.
064,
06
187,
470,
77,
4743
0,94
0,10
431,
050,
000,
000,
0011
2,05
0,00
24,7
50,
000,
0043
,10
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,59
0,00
250,
5662
,64
22,5
516
5,37
8.81
2,79
29,7
41.
093,
80
197,
470,
77,
4743
0,94
0,10
431,
050,
000,
000,
0011
2,05
0,00
24,7
50,
000,
0043
,10
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,59
0,00
250,
5662
,64
22,5
516
5,37
8.97
8,16
27,0
41.
120,
84
205,
980,
65,
9834
4,76
0,08
344,
840,
000,
000,
0089
,64
0,00
19,8
00,
000,
0034
,48
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,59
0,00
200,
3350
,08
18,0
313
2,22
9.11
0,38
19,6
51.
140,
49
214,
480,
44,
4825
8,57
0,06
258,
630,
000,
000,
0067
,23
0,00
14,8
50,
000,
0025
,86
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,59
0,00
150,
1037
,53
13,5
199
,07
9.20
9,45
13,3
91.
153,
88
224,
030,
44,
0423
2,71
0,06
232,
770,
000,
000,
0060
,51
0,00
13,3
60,
000,
0023
,28
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,59
0,00
135,
0333
,76
12,1
589
,12
9.29
8,57
10,9
51.
164,
83
230,
000,
00,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
0093
,43
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,59
0,00
-94,
020,
000,
00-9
4,02
9.20
4,54
-10,
501.
154,
33
240,
000,
00,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
000,
0093
,43
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,59
0,00
-94,
02-4
7,01
0,00
-47,
019.
157,
53-4
,77
1.14
9,56
1.14
9,56
To
tal
747,
074
,774
7,5
43.0
94,4
10,4
43.1
04,8
1.49
4,9
5.97
9,8
7.47
4,7
11.2
05,0
1.04
2,4
2.47
4,5
8.59
2,7
186,
94.
310,
50,
00,
033
0,3
0,0
0,0
14,7
2.08
9,5
13.9
00,7
3.47
5,2
1.26
8,0
9.15
7,5
95.0
71,3
To
tal
Dis
cou
nte
d20
.304
,44,
920
.309
,31.
369,
35.
219,
86.
589,
15.
279,
492
4,7
1.16
5,9
4.70
1,6
19,9
2.03
0,9
0,0
0,0
146,
10,
00,
05,
995
3,8
6.00
5,8
1.50
1,7
542,
31.
149,
63.
347,
9
Dis
cou
nte
d
Ca
sh F
low
Acc
um
ula
ted
Dis
cou
nte
d
Ca
sh F
low
An
nu
al
Ca
sh F
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Pro
jec
t C
as
h F
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Mo
du
le
Ba
sin
Oil
Str
ea
mIn
fla
tio
n R
ate
Oil
Re
serv
e
Ga
s R
ese
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ce
Ga
s P
rice
Acc
um
ula
ted
Ca
sh F
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PIS
La
nd
ow
ne
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ee
Are
a R
en
tal
Fe
e
Sp
eci
al
Pa
rtic
ipa
tio
n
Ta
x
Ba
sis
for
CIT
CS
LL
Co
rp
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Ta
x
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me
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iza
tio
n
an
d
De
pre
cia
tio
n
Ind
ire
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ax
es
ICM
S W
ell
He
ad
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&D
CO
FIN
S
Ab
an
do
n
me
nt
Co
sts
Ro
yalt
ies
Mo
du
les
46
Gráfico 3. Fluxo de Caixa Anual (Fonte: Elaboração Própria)
Gráfico 4. Fluxo de Caixa Acumulado (Fonte: Elaboração Própria)
-$2.500,00000
-$2.000,00000
-$1.500,00000
-$1.000,00000
-$500,00000
$0,00000
$500,00000
$1.000,00000
$1.500,00000
$2.000,00000
0 5 10 15 20 25
MM
US$
Ano
Fluxo de Caixa Anual
-$8.000,00
-$6.000,00
-$4.000,00
-$2.000,00
$0,00
$2.000,00
$4.000,00
$6.000,00
$8.000,00
$10.000,00
$12.000,00
0 5 10 15 20 25
MM
US$
Ano
Fluxo de Caixa Acumulado
47
Gráfico 5. Fluxo de Caixa Descontado Anual (Fonte: Elaboração Própria)
Gráfico 6. Fluxo de Caixa Descontado Acumulado (Fonte: Elaboração Própria)
-$2.500,00
-$2.000,00
-$1.500,00
-$1.000,00
-$500,00
$0,00
$500,00
$1.000,00
$1.500,00
0 5 10 15 20 25
MM
US$
Ano
Fluxo de Caixa Descontado Anual
-$7.000,00
-$6.000,00
-$5.000,00
-$4.000,00
-$3.000,00
-$2.000,00
-$1.000,00
$0,00
$1.000,00
$2.000,00
0 5 10 15 20 25
MM
US$
Ano
Fluxo de Caixa Descontado Acumulado
48
Gráfico 7. Comparação entre o FC e o FCD Anuais e Acumulados (Fonte: Elaboração
Própria)
5.2. Valor Presente Líquido (VPL)
O VPL é calculado para sabermos qual o valor atual de um investimento, bem como a sua
rentabilidade. É um método de valor equivalente usado para qualquer projeto. O cálculo do
VPL é feito pela soma dos custos e benefícios líquidos durante sua vida econômica, usados
para apresentar o fluxo de caixa, usando a taxa mínima de atratividade estabelecida.
Com o valor de VPL encontrado, pode-se determinar se haverá lucro ou prejuízo para a
companhia. Um VPL positivo significa lucro, bem como um VPL negativo significa prejuízo.
Para cálculo do VPL apura-se o valor para os futuros fluxos de caixa e subtrai-se o valor de
investimento no valor presente.
A fórmula do VPL é descrita a seguir:
-$8.000,00
-$6.000,00
-$4.000,00
-$2.000,00
$0,00
$2.000,00
$4.000,00
$6.000,00
$8.000,00
$10.000,00
0 5 10 15 20 25MM
US$
Ano
Fluxo de Caixa e Fluxo de Caixa Descontado
FC Anual FC Acumulado FCD Anual FCD Acumulado
49
𝑉𝑃𝐿 = ∑𝐹𝐶𝑡
(1 + 𝑖)𝑡
𝑛
𝑡=1
− 𝐹𝐶0
Onde, FCt = fluxo de caixa total, FC0 = fluxo de caixa inicial, i = taxa mínima de atratividade, t
= tempo do projeto.
5.3. Taxa Interna de Retorno (TIR)
A TIR é uma taxa média que considera toda a vida econômica do projeto e é expressa em
termos anuais. A TIR pode ser definida como a taxa de desconto que faz com que o Valor
Presente Líquido (VPL) de um projeto seja igual a zero. Ou seja, a TIR é uma métrica usada
para avaliar qual o percentual de retorno de um projeto para a empresa. Ao encontrar essa
taxa, geralmente ela será comparada à Taxa Mínima de Atratividade (TMA) para que se
decida se o projeto deve ou não ser aceito.
Podem-se considerar os desembolsos da empresa (valores negativos) para fazer um projeto
como um empréstimo a ser pago mais tarde com pagamentos (valores positivos) fornecidos
pelo mesmo projeto. Nesse processo, a TIR é a taxa implícita de retorno sobre o fluxo de
caixa, que depende apenas da relação entre valores positivos e negativos, o que equivale a
esses desembolsos, ou seja, torna o VPL igual a zero.
Se o VPL for positivo, a TIR fornecida pelo projeto é maior do que a TMA utilizada, pois há
um ganho em deixar o capital investido para a taxa de desconto. Se a TIR calculada para uma
determinada TMA for zero, isso significa que o ganho esperado com a conclusão do projeto
50
seria igual a deixar o dinheiro aplicado ao valor econômico adicionado, ou seja, pode-se dizer
que a taxa de retorno interno do projeto é igual para a TMA (Tabela 3).
Em nosso projeto, como estabelecido nos inputs, a TMA é definida em 10% ao ano.
Tabela 3. Critérios de Viabilidade Econômica (Fonte: Elaboração Própria)
TIR ≥ TMA → Projeto atrativo
TIR < TMA → Projeto não atrativo
VPL > 0 → TMA < TIR
VPL = 0 → TMA = TIR
VPL < 0 → TMA > TIR
5.4. Payback
O payback é um indicador usado nas empresas para calcular o período de retorno de
investimento em um projeto. Em palavras mais técnicas, payback é o tempo de retorno desde
o investimento inicial até aquele momento em que os rendimentos acumulados se tornam
iguais ao valor desse investimento.
5.5. Resultados
Através do Valor Presente Líquido (VPL) e da Taxa Interna de Retorno (TIR), evidenciamos
como resultado principal que o nosso projeto de Exploração e Produção (E&P) de petróleo é
viável economicamente.
Identificamos através do preço do barril de US$57,69, estabelecido no input, que o VPL é
positivo, assim a TIR é maior que 10%, valor da Taxa Mínima de Atratividade (TMA) ao ano
51
estabelecido também no input. Encontra-se no intervalo, entre 57 e 58 US$/Bbl, destacado na
Tabela 4, o VPL e a TIR do nosso projeto. Então, o VPL é de MM US$1149,56 e a TIR é de
13,24%, confirmando a viabilidade econômica do projeto proposto.
Tabela 4. VPL e TIR de acordo com o Preço do Barril (Fonte: Elaboração Própria)
US$/bbl VPL (MM
US$) TIR (%)
48 -466,27 8,96
49 -296,82 9,43
50 -127,36 9,90
51 42,09 10,36
52 211,16 10,81
53 381,41 11,26
54 534,37 11,67
55 701,31 12,10
56 868,21 12,53
57 1.034,69 12,95
58 1.201,16 13,37
59 1.367,63 13,78
60 1.534,10 14,19
61 1.700,56 14,59
62 1.867,03 15,00
63 2.033,50 15,39
64 2.199,97 15,79
65 2.366,88 16,18
66 2.520,67 16,53
67 2.689,90 16,92
68 2.859,14 17,31
69 3.028,37 17,70
70 3.197,60 18,08
71 3.366,83 18,45
72 3.536,06 18,83
73 3.705,30 19,20
74 3.874,53 19,57
75 4.043,76 19,94
76 4.212,99 20,31
77 4.382,22 20,67
78 4.551,46 21,03
52
O resultado do nosso Payback foi obtido através do Fluxo de Caixa Acumulado (Payback
Simples) e do Fluxo de Descontado Acumulado (Payback Descontado). Assim, é evidenciado
o tempo de retorno dos investimentos deste projeto.
O primeiro intervalo destacado indica um FC Acumulado que se torna positivo entre 6 e 7
anos de operação, então este é Payback Simples. Já o segundo intervalo destacado indica
um FCD Acumulado, que se torna positivo entre 10 e 11 anos de operação, então este é o
Payback Descontado. Ambos os resultados se encontram na Tabela 5.
Tabela 5. Payback Simples e Payback Descontado indicados (Fonte: Elaboração Própria)
Ano FC
Acumulado (MM US$)
FCD Acumulado (MM US$)
0 -2205,46 -2219,20
1 -4335,33 -4155,44
2 -5788,50 -5356,41
3 -6715,91 -6053,19
4 -5060,30 -4922,38
5 -3259,41 -3804,17
6 -1586,46 -2859,84
7 78,94 -2005,22
8 1606,47 -1292,62
9 2969,65 -714,50
10 4222,86 -231,33
11 5429,85 191,71
12 6286,13 464,55
13 6983,02 666,41
14 7606,07 830,48
15 8150,93 960,92
16 8399,17 1014,94
17 8647,42 1064,06
18 8812,79 1093,80
19 8978,16 1120,84
20 9110,38 1140,49
21 9209,45 1153,88
22 9298,57 1164,83
23 9204,54 1154,33
24 9157,53 1149,56
53
5.6. Análises de Sensibilidade
Através da análise de sensibilidade do VPL e da TIR, relacionando-os ao preço do barril de
petróleo e à porcentagem de royalties paga à União (Gráficos 8-11), foi observado que, nas
curvas de preço do Brent, temos um valor mínimo de, aproximadamente, 51,00 US$/bbl para
o projeto ser considerado economicamente viável. Já nas curvas dos royalties, todos as
porcentagens de royalties a serem pagos são economicamente viáveis neste projeto.
Gráfico 8. Sensibilidade do VPL ao Preço do Barril (Fonte: Elaboração Própria)
-$1.000,00
$0,00
$1.000,00
$2.000,00
$3.000,00
$4.000,00
$5.000,00
45 50 55 60 65 70 75 80
VP
L (M
M U
S$)
bbl (US$)
Preço do Barril x VPL
54
Gráfico 9. Sensibilidade da TIR ao Preço do Barril (Fonte: Elaboração Própria)
Gráfico 10. Sensibilidade do VPL aos Royalties (Fonte: Elaboração Própria)
0
5
10
15
20
25
45 50 55 60 65 70 75 80
TIR
(%
)
bbl (US$)
Preço do Barril x TIR
$-
$500,00
$1.000,00
$1.500,00
$2.000,00
$2.500,00
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
VP
L (M
M U
S$)
Royalties (%)
Royalties x VPL
55
Gráfico 11. Sensibilidade da TIR aos Royalties (Fonte: Elaboração Própria)
0
5
10
15
20
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
TIR
(%
)
Royalties (%)
Royalties x TIR
56
6. CONCLUSÃO
Por meio do método proposto, utilizando um caso hipotético que contém premissas análogas
às reais, foi possível realizar uma boa modelagem do problema, realizando uma simulação e
chegando a resultados satisfatórios. Com a produção de gráficos e planilhas e com o
conhecimento adquirido no desenvolvimento deste trabalho, foi possível elucidar esses
resultados corretamente.
Observamos que preço do barril considerado para o EVTE, combinado com a Taxa Mínima
de Atratividade (TMA) (inputs do método), possui um Valor Presente Líquido (VPL) positivo.
Assim a Taxa Interna de Retorno (TIR) é maior que o valor da TMA anual. Então, conclui-se
que o projeto no cenário proposto é considerado atrativo. Também observamos que tanto o
Fluxo de Caixa (FC) como o Fluxo de Caixa Descontado (FCD) apresentam valores positivos
ao final dos 25 anos de E&P no cenário proposto, sendo possível encontrar o Payback
Simples através do FC e o Payback Descontado através do FCD.
Nas análises de sensibilidade encontramos um valor crítico do preço do barril em que o projeto
pode ser considerado viável. Também encontramos que todos os valores de royalties
simulados pagos à União não tiram a atratividade do projeto.
O grande anseio desta monografia é que o leitor, ao término da leitura, tenha alcançado
embasamentos da teoria apresentada, da metodologia aplicada e dos resultados alcançados,
para finalidade de obter conhecimentos a respeito da análise econômica de projetos de E&P
de óleo e gás. Desse modo, conclui-se que o trabalho atingiu o objetivo proposto, englobando
uma literatura didática, ressaltando a importância do tema proposto.
Por fim, esta monografia poderá ser utilizada para futuros trabalhos, com contextualizações
teóricas e práticas. Sugere-se a utilização de dados reais, a fim de compará-los com os que
foram inseridos neste trabalho.
57
REFERÊNCIAS
1. Chambriard Mmdr. Tendências De E&P No Brasil E No Mundo E O Excedente Da
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